Qué dijo la dirección de YPF Sociedad Anónima en la llamada del Q4 2025

Un trimestre récord pese a la caída del Brent

YPF cerró 2025 con un EBITDA ajustado de 5.000 millones de dólares, el más alto en diez años y el tercero en toda la historia de la compañía, en un entorno en que el precio del Brent cayó 15% respecto al año anterior. Los ingresos anuales totalizaron 18.400 millones de dólares, apenas 4% por debajo de 2024. El cuarto trimestre fue especialmente sólido: el EBITDA ajustado alcanzó cerca de 1.300 millones de dólares, un crecimiento interno de 53%. El motor fue la producción de petróleo de esquisto en Vaca Muerta, que en diciembre superó los 200.000 barriles diarios —un 7% por encima del objetivo fijado a inicio de año— y representó más del 70% de la mezcla total de producción. En paralelo, el costo de extracción (lifting cost) cayó 44% interanual en el trimestre hasta 9,6 dólares por barril equivalente de petróleo (BOE); en los cuatro bloques núcleo de esquisto el costo fue de 4,4 dólares por BOE, inferior al promedio de la Cuenca Pérmica estadounidense (4,9 dólares). La utilización de las refinerías alcanzó un récord de 99% en el cuarto trimestre.

La deuda neta cerró en 1,9 veces el EBITDA, mejorando desde el 2,1x registrado en el tercer trimestre. El flujo de caja libre fue positivo en el cuarto trimestre (261 millones de dólares), aunque en el año completo resultó negativo en 1.800 millones, principalmente por adquisiciones de bloques Tier 1 en Vaca Muerta, costos de salida de campos maduros y aportes a infraestructura. La compañía captó financiamiento por 3.700 millones de dólares en 2025, incluyendo una reapertura del bono 2034 en febrero de 2026 a una tasa de 8,1%, la más baja obtenida en mercados internacionales en nueve años.

Lo que viene: guía 2026 y proyecto Argentina LNG

Para 2026 la compañía espera un EBITDA ajustado de entre 5.800 y 6.200 millones de dólares, asumiendo un Brent promedio de 63 dólares por barril, lo que representaría un récord histórico. La producción objetivo de petróleo de esquisto es de 215.000 barriles diarios en promedio, con una tasa de salida a fin de año de 250.000 barriles. El plan de inversiones (CapEx) se sitúa entre 5.500 y 5.800 millones de dólares, con casi 70% destinado a operaciones no convencionales. El flujo de caja libre se estima neutral a ligeramente negativo; la dirección incluyó en esa proyección los ingresos esperados de la venta de Metrogas —participación del 70%—, cuya concreción depende primero de la extensión de la concesión por parte del gobierno argentino. La relación de deuda neta se proyecta en 1,6-1,7 veces al cierre del año.

En cuanto al proyecto Argentina LNG, YPF formalizó este mes el acuerdo de desarrollo conjunto con ENI y XRG (plataforma de inversión de ADNOC) para una capacidad de licuefacción de 12 millones de toneladas por año mediante dos unidades flotantes. La inversión total, excluido el upstream, se estima en 20.000 millones de dólares con un apalancamiento esperado del 70%. La decisión final de inversión (FID) está prevista para 2026, con entrada en operación de la primera unidad en 2030. La compañía califica el precio de equilibrio del proyecto como uno de los más competitivos entre los proyectos de GNL previos a FID a nivel global. También se evalúa una tercera unidad flotante con capacidad adicional de 7 millones de toneladas, cuyo FID se tomaría en 2027 o 2028.

Turno de preguntas: evacuación, costos y sensibilidad al precio

Los analistas concentraron sus preguntas en tres frentes. Primero, la cadencia de producción durante 2026: la dirección advirtió que en el primer semestre la producción se mantendrá entre 200.000 y 210.000 barriles diarios —sin grandes saltos— porque la infraestructura de evacuación es el cuello de botella real; el salto hacia los 250.000 barriles llegará una vez que el oleoducto VMOS entre en operación, previsto para la primera mitad del año. Segundo, los analistas preguntaron por el costo de perforación y completación por pozo; la dirección no reveló una cifra actualizada, pero sí señaló que el proceso de licitación cerrado en diciembre con empresas internacionales de servicios logró reducciones de más del 20% en costos unitarios, cuyos efectos se verán desde el primer trimestre. Tercero, ante la consulta sobre la sensibilidad a un Brent de 45 dólares, Marin reconoció que en ese escenario la compañía tendría que revisar su plan de CapEx para el año siguiente, aunque afirmó que en 2026 estarían cubiertos incluso a ese nivel. También se preguntó por el ingreso de un cuarto socio a Argentina LNG; la dirección indicó que se analizan opciones pero que el proyecto puede avanzar con los tres socios actuales.