YPF presentó este miércoles sus resultados del tercer trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de USD 2.503 millones (la ganancia que genera el negocio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones, sin contar partidas extraordinarias), el segundo más alto de su historia, solo por detrás del récord de USD 2.804 millones del trimestre anterior. La utilidad neta fue de USD 1.196 millones, frente a una pérdida de USD 198 millones en igual período de 2025.

 

El EBITDA ajustado creció 84% interanual y cayó 11% contra el segundo trimestre. Según explicó la compañía en el informe enviado a la Comisión Nacional de Valores (CNV), la baja secuencial respondió sobre todo a la valuación de inventarios y a menores precios de los productos refinados, en un trimestre en que el Brent retrocedió tras la escalada de abril-junio. El margen se mantuvo en 38% sobre ingresos de USD 6.557 millones.

La producción de shale oil promedió 224.100 barriles diarios, un 5% más que en el trimestre previo y un 32% por encima de un año atrás. Ya representa el 86% del crudo de la empresa, contra el 71% del tercer trimestre de 2025. Según la compañía, hoy produce 245.000 barriles diarios de shale y prevé alcanzar la meta de 250.000 barriles diarios en diciembre. Para el promedio anual, el objetivo informado a la CNV es de 215.000 barriles diarios.

 

 

En contraste, la producción total cayó 2% trimestral, a 532.000 barriles equivalentes diarios, por la salida de campos convencionales en el marco del programa de desinversión. El crudo convencional se redujo 30% en el trimestre, a 36.400 barriles diarios.

 

Esa misma salida empujó a la baja los costos. El costo de extracción, lo que la empresa gasta por barril para sacarlo del subsuelo, bajó a USD 7,8 por barril equivalente, un 12% menos que un año atrás. En el hub de shale oil se mantuvo en USD 4,2. El precio realizado del crudo fue de USD 81,4 por barril, 11% menos que en el segundo trimestre. Esa caída explicó la baja del EBITDA de Upstream, que totalizó USD 1.575 millones (-9%).

 

En el comunicado de prensa, YPF anticipó que presentará en las próximas semanas la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) de cinco proyectos del área norte de Vaca Muerta: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza.

 

Con una participación cercana al 40%, contemplan una inversión estimada de USD 44.000 millones en 26 años, unos 2.200 pozos y un pico de 270.000 barriles diarios. Se suman al Proyecto Argentina LNG, presentado al RIGI en agosto con inversiones por unos USD 51.000 millones durante su vida útil. Según el informe a la CNV, el US EXIM Bank acercó una propuesta no vinculante de financiamiento por hasta USD 6.000 millones.

 

 

Las refinerías procesaron 344.000 barriles diarios, 5% más que un año atrás, con una utilización de 102% pese al mantenimiento programado en La Plata en septiembre. La empresa volvió a abastecer el mercado local sin importar nafta ni gasoil, subió sus exportaciones de combustibles y alcanzó un récord de producción de naftas premium.

 

El EBITDA ajustado de Midstream & Downstream subió 9%, a USD 1.030 millones, por menores costos de compra de crudo y mejores márgenes de refinación. En cambio, el precio local de los combustibles en dólares cayó 6%, en línea con la estrategia de precios “buffer” con la que la petrolera busca amortiguar la volatilidad internacional.

 

El flujo de caja libre fue de USD 901 millones, el segundo más alto de la historia de la compañía. Sumó cobros iniciales por la venta de Metrogas y de los clústeres convencionales Mendoza No Operado y Chachahuén. La deuda neta bajó a USD 6.596 millones y el ratio de apalancamiento neto, la relación entre deuda neta y EBITDA de los últimos doce meses, quedó en 0,8 veces, el nivel más bajo en una década. Un año atrás era de 2,1 veces.

 

En septiembre, YPF colocó un bono internacional a nueve años por USD 1.200 millones, con cupón de 7,55% y rendimiento de 7,85%. El spread de unos 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro estadounidense fue el más bajo de su historia. Con parte de los fondos recompró USD 531 millones de bonos con vencimiento en 2027 y 2029. La caja e inversiones de corto plazo cerraron en USD 3.654 millones, suficiente para cubrir más de dos años y medio de vencimientos.

 

Tras el cierre del trimestre, YPF compró el 25% restante de YPF Luz por USD 430 millones y quedó con el 100% de la generadora, que consolidará desde el cuarto trimestre. En paralelo, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un avance del 85% a fines de septiembre y en octubre se terminó la construcción del caño. La primera exportación está prevista para comienzos de 2027, con unos 180.000 barriles diarios, y una escala de 550.000 barriles diarios hacia el segundo semestre de ese año.