YPF y Vista Energy cerraron el tercer trimestre de 2026 con mejoras operativas vinculadas al shale de Vaca Muerta, en un contexto de precios del crudo más bajos respecto del trimestre previo. El aumento de volúmenes, la eficiencia de costos y la disciplina de capital sostuvieron los márgenes y habilitaron una reducción del endeudamiento.
En el caso de YPF, el EBITDA ajustado fue de US$ 2.503 millones, con un incremento interanual de 84% y un margen de 38%. La producción de shale oil promedió 224 kbbl/d, con subas de 5% trimestral y 32% interanual, y pasó a representar el 86% del crudo de la compañía. En septiembre alcanzó 243 kbbl/d y, según la gerencia, el 28 de octubre se registró un récord diario de 252 kbbl/d.
El costo de extracción (lifting cost) se ubicó en US$ 7,8/boe, con el hub shale en US$ 4,2/boe. En el negocio de refinación y comercialización, las refinerías procesaron 344 kbbl/d con una utilización de 102% y sin importaciones de diésel ni nafta; el EBITDA ajustado del segmento subió a US$ 25,6/bbl.
Deuda, caja e inversión
En el frente financiero, la deuda neta de YPF bajó a US$ 6.596 millones y el apalancamiento (leverage) se redujo a 0,81x, el mínimo en más de una década. El flujo de caja libre (FCF) fue de US$ 901 millones, con los primeros cobros por las ventas de Metrogas y de los clusters de Mendoza y Chachahuen. Además, en septiembre emitió un bono a nueve años por US$ 1.200 millones al 7,85%.
Vista Energy, por su parte, reportó máximos trimestrales de producción, ingresos y EBITDA, con el primer trimestre completo de Bandurria Sur y Bajo del Toro incorporado en sus números. Los ingresos totalizaron US$ 1.234,1 millones (+75% interanual) y el EBITDA ajustado llegó a US$ 841,5 millones (+78%), con un margen de 68%. La producción total fue de 169.023 boe/d (+33% interanual) y la de petróleo alcanzó 147.126 bbl/d (+34%).
El capex fue de US$ 459,7 millones —US$ 400,6 millones en perforación y completación en Vaca Muerta— y el free cash flow, de US$ 334,2 millones. La deuda neta se ubicó en US$ 2.857,2 millones, con caja por US$ 785 millones, y el apalancamiento neto bajó a 1,12x EBITDA.
Infraestructura y evacuación
La evacuación de crudo aparece como un punto común en el desempeño y las perspectivas. El oleoducto VMOS está cerca de 85% de avance: se prevé que comience a llenarse en el primer trimestre de 2027 y opere comercialmente en el primer semestre de ese año, con capacidad inicial de 80.000 bbl/d.
En ese marco, Horacio Marín, CEO de YPF, afirmó que “el promedio de diciembre podría rondar los 255-260 kbbl/d”.
