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YPF aceleró en Vaca Muerta, bajó 44% sus costos y alcanzó ganancias récord
Con foco en el shale y menor exposición a campos maduros, YPF logró en 2025 el mayor EBITDA de la última década pese a la baja del precio internacional del crudo.
La petrolera profundizó su giro estratégico hacia Vaca Muerta, donde el no convencional ya explica el 70% de su producción de petróleo. Foto: Archivo
La compañía de mayoría estatal cerró 2025 con un EBITDA ajustado de US$5.000 millones, el más alto de los últimos diez años, en el marco del segundo año de implementación del Plan 4×4. El resultado se dio en un contexto de caída de los precios internacionales, pero fue compensado por el fuerte crecimiento del shale y una estrategia de eficiencia operativa.
Durante el año, YPF invirtió US$4.477 millones, de los cuales el 72% se destinó al desarrollo no convencional, principalmente en Vaca Muerta. La producción de shale promedió 165.000 barriles diarios, con un crecimiento interanual del 35%.
En diciembre, el bombeo alcanzó los 204.000 barriles por día, un 43% más que en el mismo mes de 2024 y por encima de la meta anual prevista. Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la empresa.
La combinación entre el crecimiento no convencional y la salida progresiva de campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior, consolidando un esquema de mayor eficiencia estructural.
En materia de reservas, las shale P1 en Vaca Muerta alcanzaron los 1.128 millones de barriles equivalentes, con un crecimiento interanual del 32%. Representan el 88% del total de reservas de la compañía y la tasa de reemplazo fue de 3,2 veces, es decir, YPF incorporó más del triple de reservas respecto de lo producido durante el año.
Downstream y transformación digital
En el segmento downstream, las ventas de combustibles crecieron 3% interanual y las refinerías lograron niveles récord de procesamiento en el último trimestre, con mejora en los márgenes operativos.
En paralelo, la empresa profundizó su transformación digital con la inauguración de siete Real Time Intelligent Centers (RTICs), centros de monitoreo en tiempo real que optimizan la toma de decisiones operativas y reducen desvíos productivos.
Reordenamiento de activos y apuesta al GNL
YPF avanzó en la venta de activos no estratégicos, entre ellos su participación en Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr, operaciones que superaron los US$1.000 millones.
En enero de 2026 firmó un acuerdo con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas clave para el proyecto Argentina LNG —Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas— y ampliar su participación en Bandurria Sur, Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
En febrero, la petrolera selló junto a Eni y XRG un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) vinculante para avanzar en Argentina LNG, con una capacidad prevista de 12 millones de toneladas anuales.
En el plano financiero, la compañía obtuvo US$3.700 millones de financiamiento para sostener su plan de inversiones en Vaca Muerta y avanzó en la regularización de pasivos fiscales mediante el plan de facilidades de pago de ARCA, con impacto contable pero prácticamente neutro en el flujo de caja.
Con estos resultados, YPF consolida su giro hacia el no convencional, reduce su exposición a activos maduros y refuerza la integración vertical del negocio energético. En un escenario internacional desafiante, el crecimiento del shale y la eficiencia operativa se posicionan como los principales motores para sostener resultados en 2026.