YPF cerró el primer trimestre de 2026 con una mejora interanual en rentabilidad operativa, producción no convencional y generación de caja, en el marco de un plan estratégico de focalización de activos. El EBITDA ajustado alcanzó US$ 1.594 millones, un avance de 28% frente a igual período del año anterior, con un margen de 32%.
La compañía registró un resultado neto de US$ 409 millones, que revirtió la pérdida del cuarto trimestre de 2025. Los ingresos crecieron 7% interanual hasta US$ 4.946 millones, impulsados por una mejora en la dinámica de precios y un cambio hacia el crudo no convencional, caracterizado como más rentable y eficiente de extraer.
En el segmento upstream, el foco estuvo puesto en la consolidación de Vaca Muerta. La producción de shale oil subió 39% interanual y promedió 205,4 kbbl/d (miles de barriles diarios), volumen que representó 76% del total de crudo. Ese desempeño compensó el declive natural de los campos convencionales.
La salida de campos maduros y la desinversión en bloques maduros impactaron en la estructura de costos. El lifting cost total cayó de US$ 15,3 a US$ 8,8 por barril, una reducción de 42% interanual. En el “shale oil hub”, YPF operó con costos de US$ 4,0/boe, niveles vinculados a competitividad internacional y a una mayor protección operativa ante la volatilidad del precio del Brent.
En midstream y downstream, las refinerías trabajaron con un nivel récord de utilización de 102% y procesaron 344 kbbl/d. Esa eficiencia permitió eliminar por completo las importaciones de gasoil y nafta durante el trimestre, con abastecimiento del mercado local mediante producción propia. En paralelo, el precio neto local de combustibles subió 12% en dólares frente al trimestre anterior, aunque persistió un descuento transitorio de 11% respecto de la paridad de importación.
En el frente financiero, la compañía reportó un free cash flow de US$ 871 millones, impulsado por desinversiones y eficiencia operativa. Entre las ventas de activos no estratégicos se incluyeron la participación en Profertil y el bloque Manantiales Behr. Ese excedente, junto con el acceso al mercado de capitales, permitió prepagar US$ 750 millones de deuda en los primeros cuatro meses del año y reducir el ratio de apalancamiento a 1,57x Deuda Neta/EBITDA, desde 1,87x al cierre de 2025.
De cara a 2026, el plan de CAPEX se estimó entre US$ 5.500 y US$ 5.800 millones. En ese marco, el proyecto VMOS (oleoducto de exportación) alcanzó 62% de progreso y se proyectó como habilitador de la primera exportación masiva de crudo a comienzos de 2027.
