Qué dijo la dirección de YPF Sociedad Anónima en la llamada del Q3 2025

Un trimestre de transición con producción shale en máximos históricos

YPF cerró el tercer trimestre de 2025 con ingresos de 4.600 millones de dólares, un 12% por debajo del mismo período del año anterior, una caída que la dirección atribuyó directamente al descenso del 13% en el precio del Brent. El EBITDA ajustado alcanzó aproximadamente 1.400 millones de dólares, plano frente al año anterior pero con un aumento secuencial superior al 20%. El dato que más subrayó la dirección fue el crecimiento de la producción de petróleo shale: 170.000 barriles diarios en el trimestre y, según cifras preliminares de octubre, 190.000 barriles diarios, un 70% más que en noviembre de 2023. El flujo de caja libre fue negativo en 759 millones de dólares, en gran parte por la adquisición de bloques shale a Total Austral por 523 millones de dólares, un efecto que la dirección calificó de extraordinario y no recurrente.

El costo de extracción (lifting cost) cayó un 28% trimestre contra trimestre y un 45% interanual, situándose en 9 dólares por barril de equivalente de petróleo. La dirección explicó que este descenso responde a la recomposición de la mezcla productiva: el shale ya representa el 70% de la producción total, frente al 45% de hace dos años, y sus costos de extracción se ubican entre 4 y 5 dólares por barril. La compañía estima que este cambio de mezcla genera ahorros anualizados de 1.300 millones de dólares respecto a dos años atrás. En refinación, la planta La Plata procesó a una tasa de utilización del 97%, récord desde 2009, y fue reconocida como Refinería del Año en América Latina por la World Refinery Association.

Proyecto LNG y hoja de ruta para 2026

Uno de los anuncios más relevantes de la llamada fue la firma de un FID técnico con Eni para un proyecto LNG integrado de 12 millones de toneladas anuales, ampliable a 18, y la adhesión formal de la empresa árabe ADNOC mediante un acuerdo marco preliminar. La inversión total del proyecto se estima en 20.000 millones de dólares, con un apalancamiento esperado del 70% vía financiamiento de proyecto (project finance) sin recurso. La dirección indicó que el FID definitivo se espera en el primer semestre de 2026 y las operaciones comerciales del primer buque FLNG para 2030. La compañía espera que el proyecto se financie con exportaciones respaldadas por agencias de crédito, bancos de desarrollo y banca comercial.

De cara a 2026, el CEO Horacio Marín adelantó que la compañía espera una producción de petróleo shale promedio en torno a 215.000 barriles diarios, escalando a 290.000 en 2027, aunque advirtió que precisará esas cifras en la próxima llamada. En materia de deuda, la compañía reabrió su bono internacional 2031 por 500 millones de dólares a una tasa del 8,75%, con una demanda que triplicó la oferta. También cerró un préstamo sindicado de exportación por 700 millones de dólares con diez bancos internacionales a tres años, en el que participaron nuevas entidades de Centroamérica y Asia.

Turno de preguntas: deuda, precios locales y activos a desinvertir

Los analistas presionaron en tres frentes. Primero, sobre el aumento del apalancamiento: la deuda neta subió a 9.600 millones de dólares y el ratio deuda neta/EBITDA se situó en 2,1 veces. Marín reconoció que ese es el límite que la dirección considera aceptable y señaló que la causa son las dos adquisiciones realizadas este año, no el deterioro operativo, por lo que la compañía espera una reducción en 2026. Segundo, sobre el capital de trabajo negativo del trimestre: el CFO Pedro Kearney desglosó los efectos transitorios —cobros de gas diferidos, inventarios del downstream y pagos rezagados de los campos maduros ya transferidos— y señaló que varios de esos factores comenzaron a normalizarse en octubre. Tercero, sobre los precios de combustibles domésticos: Marín confirmó que la compañía opera con un modelo de fijación de precios dinámico basado en promedios móviles que pondera el tipo de cambio, el precio del crudo, los biocombustibles y los impuestos, y declinó comentar sobre una iniciativa legislativa que obligaría a dar 72 horas de aviso previo antes de cualquier ajuste de precios, señalando que ese es un asunto de regulación ajeno a su gestión directa. La pregunta sobre la posible cobertura (hedging) del precio del petróleo no recibió una respuesta directa.