Qué dijo la dirección de YPF Sociedad Anónima en la llamada del Q2 2026

Un trimestre de récords en todos los frentes

YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con el EBITDA ajustado más alto de su historia: 2.800 millones de dólares, un 76 % por encima del trimestre anterior y 2,5 veces el nivel del mismo período de 2025. El resultado operativo de 1.800 millones de dólares también fue un máximo histórico, y el resultado neto de 1.200 millones representó el segundo mejor trimestre registrado. Los ingresos totales alcanzaron aproximadamente 6.600 millones de dólares, un 42 % más que un año atrás. El margen de EBITDA ajustado llegó al 43 %, su nivel más alto en dos décadas. La compañía atribuyó el desempeño a precios internacionales favorables, demanda estacional de gas natural, mayor utilización de las refinerías y la consolidación del esquisto como motor productivo.

La producción de shale oil marcó un nuevo récord de 213.000 barriles diarios, un 47 % más que en el segundo trimestre de 2025, con Vaca Muerta representando ya el 80 % de la producción total de petróleo. En paralelo, el procesamiento en refinerías promedió 351.000 barriles diarios, el nivel más alto jamás registrado, lo que permitió exportar cerca de 100.000 metros cúbicos de gasolina y gasóleo, evitando importaciones. La liquidez cerró en 2.500 millones de dólares —también un récord histórico— y el apalancamiento neto se redujo a 1,1 veces, mínimo de once años. Las calificadoras Fitch, S&P y Moody's mejoraron la nota crediticia de la compañía durante el trimestre.

Lo que viene: producción, LNG y una guía revisada al alza

La dirección elevó su guía de EBITDA ajustado para todo 2026 a alrededor de 8.000 millones de dólares, frente a los 6.000 millones previstos anteriormente, asumiendo un Brent de 75 dólares por barril para el segundo semestre y un promedio anual de aproximadamente 82 dólares. El CapEx para el año sube un 5 % hasta un rango de 5.800 a 6.200 millones de dólares, con alrededor del 70 % destinado a operaciones no convencionales. La compañía espera generar un flujo de caja libre positivo de aproximadamente 2.000 millones de dólares en el año y reducir el apalancamiento neto a casi 1,0 veces.

En cuanto a producción, la empresa mantiene su objetivo de 215.000 barriles diarios de shale oil como promedio anual y una tasa de salida de 250.000 barriles diarios a fin de año. Para lograrlo, prevé pasar de 16 equipos de perforación actuales en Vaca Muerta a 19 a fin de año y a 21 en febrero de 2027. El oleoducto VMOS —clave para la evacuación de crudo hacia el mar— alcanzó el 80 % de avance en julio y se espera que entre en operación en el cuarto trimestre, con primer crudo en los primeros meses de 2027. También avanza el proyecto Argentina LNG: se incorporaron Eni y XRG como socios en el upstream con un 32 % cada uno, se firmó el marco regulatorio con la provincia de Neuquén y se abrió la sala de datos virtual con las agencias de crédito a la exportación. La decisión final de inversión (FID) se proyecta para finales de este año. Adicionalmente, YPF presentó ante el RIGI el proyecto Loma La Lata Oil, con una inversión estimada de 25.000 millones de dólares a 15 años, una meseta de producción de 240.000 barriles diarios 100 % destinados a exportación y una generación de ingresos proyectada superior a 100.000 millones de dólares a lo largo de su vida útil.

Turno de preguntas: evacuación, precios y LNG en el foco

Los analistas concentraron sus preguntas en tres grandes áreas. Primero, la capacidad de evacuación de Vaca Muerta: se confirmó que la monoboya de VMOS está en tránsito, cruzando el estrecho de Ormuz, y que se adquirió una unidad de reemplazo como contingencia. Segundo, la estrategia de precios en combustibles: la dirección explicó que el mecanismo de amortiguación aplicado entre mayo y finales de junio fue una medida temporal para sostener la demanda durante la volatilidad del mercado, y que la política de precios seguirá referenciada a la paridad de importación, con ajustes según la oferta y la demanda en tiempo real. Se evitó dar una cifra concreta de margen de refinación para el segundo semestre, aunque Marin descartó un regreso a los 12-14 dólares por barril de margen guiados anteriormente. Tercero, sobre Argentina LNG, la dirección señaló que el proyecto es robusto porque genera ingresos aproximadamente iguales en líquidos y en gas, actuando como cobertura natural; no proporcionó la tasa interna de retorno objetivo ni el precio de LNG asumido, limitándose a mencionar que se usan precios de futuros de mercado. Respecto a YPF Agro, Marin reveló que el proceso de venta fracasó por falta de ofertas satisfactorias y que la unidad pasará a depender de la vicepresidencia de nuevas energías, manteniéndose en el 100 % de YPF.