Qué dijo la dirección de YPF Sociedad Anónima en la llamada del Q1 2026

Trimestre récord en caja y producción no convencional

YPF cerró el primer trimestre de 2026 con ingresos de 4.950 millones de dólares, un crecimiento del 9% respecto al trimestre anterior y del 7% interanual, impulsado por la alineación de los precios domésticos de combustibles con la paridad internacional y por la fortaleza de la demanda local. El EBITDA ajustado alcanzó casi 1.600 millones de dólares —el más alto en un primer trimestre en la historia de la compañía—, con un margen del 32%, superando en un 24% al trimestre precedente y en un 28% al mismo período del año anterior. El flujo de caja libre llegó a 871 millones de dólares, una mejora de 1.800 millones frente al primer trimestre de 2025, apoyada en el cobro de cerca de 500 millones de dólares por desinversiones, principalmente la venta de Profertil. El ratio de apalancamiento neto bajó a 1,57 veces desde el pico de 2,1 veces registrado en el tercer trimestre de 2025.

En el lado operativo, la producción de petróleo shale alcanzó 205.000 barriles por día, un 39% más que un año atrás y ya representa el 76% de la producción total de crudo. El bloque La Angostura Sur —donde YPF tiene el 100% del capital— creció de 2.000 a 55.000 barriles por día en 18 meses, con un costo de extracción de alrededor de 3 dólares por barril y un precio de equilibrio por debajo de 40 dólares. El costo de extracción promedio del upstream cayó un 42% interanual hasta 8,8 dólares por barril equivalente de petróleo. Las refinerías procesaron 344.000 barriles por día, otro récord histórico, lo que permitió eliminar importaciones, abastecer a terceros operadores locales y exportar a países vecinos.

Estrategia de precios y perspectivas

A finales de marzo, la demanda de combustibles cayó cerca del 10% frente a los primeros días del mes ante el encarecimiento internacional del crudo. En respuesta, YPF decidió por iniciativa propia posponer durante 45 días el traslado a precios en surtidor de los incrementos internacionales adicionales. La compañía sostiene que la medida busca proteger la demanda mientras mantiene su política de paridad de importación a largo plazo; al término del plazo —alrededor del 15 de mayo— evaluará la situación del conflicto en Oriente Medio, los precios internacionales y las condiciones macroeconómicas. La dirección prevé acelerar el despliegue de capital en los trimestres restantes, ratificando una guía de inversión de entre 5.500 y 5.800 millones de dólares para 2026, con 19 equipos de perforación operativos en diciembre. La compañía espera que cuellos de botella en infraestructura de evacuación se alcancen entre octubre y noviembre, lo que limitará la aceleración productiva en 2026, pero anticipa una producción más alta de la prevista en 2027.

En materia de deuda, YPF emitió casi 1.000 millones de dólares en los mercados internacionales y locales durante el trimestre, incluyendo una reapertura del bono 2034 por 550 millones al 8,1% —el menor rendimiento obtenido por la empresa en nueve años— y dos bonos locales en dólares al 6,5% y 5,5%. La compañía prepagó cerca de 750 millones de dólares en deuda con vencimiento hasta 2028 y mantiene una liquidez de 1.700 millones de dólares.

Respecto al proyecto Argentina LNG —que YPF desarrolla junto a ENI y XRG (filial de ADNOC) con una inversión integrada estimada de 24.000 millones de dólares—, la dirección indicó que el proceso de financiamiento de proyecto generó interés de aproximadamente 50 inversores institucionales con apetito inicial superior a los requerimientos del proyecto. La compañía espera tomar la decisión final de inversión antes de fin de año. El CEO señaló que el conflicto en Oriente Medio está acelerando tanto el interés de financiadores como el de potenciales compradores de gas (offtakers), y sugirió que podría adelantarse el calendario de la expansión a 6 millones de toneladas anuales.

Turno de preguntas: infraestructura, precios y LNG

Los analistas centraron sus preguntas en tres ejes. Primero, la dinámica de precios de combustibles: Horacio Marín descartó que un Brent en el rango de 80 a 90 dólares represente un problema para el traslado de precios, aunque evitó precisar el nivel actual de precios en surtidor aduciendo razones competitivas. Ante la pregunta de si el EBITDA es sensible al precio del crudo, mencionó una sensibilidad aproximada de 80 millones de dólares por dólar de variación en el Brent, sin desglosar la metodología. Segundo, la capacidad de evacuación: Maximiliano Westen aclaró que la actividad del primer trimestre no implicó una desaceleración sino una adaptación al diseño de pozos más largos y a la reducción programada de DUCs (pozos perforados sin completar) en el cuarto trimestre de 2025; el ritmo de producción se acelerará a medida que la ampliación del oleoducto VMOS entre en servicio. Tercero, en relación con el proyecto LNG, los analistas cuestionaron el aumento del presupuesto de 20.000 a 24.000 millones de dólares; Marín explicó que se trata de una reasignación contable entre los segmentos upstream y midstream —más que un incremento real de costos— derivada de una redefinición en la ingeniería del proyecto que centraliza la separación de fluidos en Neuquén antes de transportar los productos diferenciados hasta Río Negro.