Desafío EnergéticoYPF presentó este jueves 27 de febrero los resultados del segundo año de gestión del Plan 4x4, la hoja de ruta que lleva adelante el presidente y CEO Horacio Marín desde comienzos de 2024. El EBITDA ajustado alcanzó los USD 5.009 millones, un 8% por encima de 2024 y el nivel más alto registrado por la compañía en los últimos diez años. El logro se produjo en un contexto adverso: el precio del crudo Brent cayó un 15% interanual, lo que arrastró los ingresos netos totales un 4%, hasta los USD 18.448 millones.
La clave del resultado operativo fue la apuesta concentrada en Vaca Muerta. Durante 2025, YPF destinó el 72% de sus inversiones totales —USD 4.477 millones— al segmento no convencional. La producción de shale oil promedió los 165.000 barriles diarios, un salto del 35% respecto de 2024, y cerró diciembre en 204.000 barriles por día, un 43% más que en el mismo mes del año anterior. El shale oil representa hoy el 70% de la producción total de crudo de la compañía, frente al 56% de apenas seis trimestres atrás.
La combinación de mayor producción no convencional y salida de campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre frente al mismo período del año anterior, una mejora de eficiencia que amortiguó la caída de precios. Las reservas de shale P1 alcanzaron los 1.128 millones de barriles equivalentes, con un crecimiento del 32% interanual y una tasa de reemplazo de 3,2 veces: por cada barril extraído, las reservas crecieron más del triple.
El reverso del balance: pérdida neta y deuda en ascenso
Detrás de los titulares operativos se esconde un resultado neto negativo de casi USD 800 millones. La explicación no es operativa sino contable y fiscal: un cargo por impuesto a las ganancias de USD 1.709 millones —de los cuales cerca de USD 1.000 millones corresponden a la adhesión al plan de facilidades de pago del organismo recaudador ARCA por deudas de quebrantos impositivos— y una pérdida financiera de USD 952 millones vinculada a la caída en la cotización de los bonos soberanos que integran la liquidez de la empresa.
Además, la deuda neta de YPF cerró 2025 en USD 9.386 millones, un incremento del 26% interanual. La compañía obtuvo financiamiento por USD 3.700 millones durante el año para sostener el ritmo inversor y ya proyecta elevar las inversiones a cerca de USD 6.000 millones en 2026, un 20% más.
La brecha regional: el puesto 20 que incomoda
Los USD 18.448 millones de ingresos de YPF, aunque récord operativo, quedan pequeños ante el mapa corporativo latinoamericano. La petrolera ocupa el puesto 20 en el ranking de facturación de las empresas de la región: doce compañías brasileñas la superan en ingresos, ocho mexicanas, tres peruanas y hasta tres chilenas. Codelco, la cuprífera estatal de Chile, factura el triple que YPF.
La comparación más elocuente es con Petrobras. La gigante estatal brasileña superó los USD 100.000 millones de facturación, una cifra que convierte a YPF en una empresa aproximadamente 18 veces más pequeña en términos de ingresos. La diferencia no es solo de escala: es de décadas de desarrollo offshore, de un mercado interno mayor y de una integración vertical más profunda.
La brecha regional expone el desafío estructural de Argentina: tener la segunda reserva de shale gas y la cuarta de shale oil del mundo —concentradas en Vaca Muerta— pero carecer todavía de la infraestructura de exportación necesaria para convertir ese potencial en escala corporativa comparable a la región.
El salto exportador que puede cambiar la ecuación: Argentina LNG
La apuesta para cerrar esa brecha tiene nombre propio: Argentina LNG. En febrero de 2026, YPF, la italiana ENI y XRG —el brazo internacional de ADNOC, la compañía nacional de petróleo de Abu Dhabi— firmaron el Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) vinculante para un megaproyecto de gas natural licuado con una capacidad inicial de 12 millones de toneladas anuales, ampliable a 18. Marín habló esta semana de la posible incorporación de un cuarto socio de gran peso.
Las cifras que rodean al proyecto son de otra dimensión: USD 20.000 millones en infraestructura, más de USD 10.000 millones en pozos, todo en un plazo de cuatro años. Si se concreta, Argentina LNG podría transformar a YPF —y a la provincia de Neuquén— en actores de escala global en el mercado energético, acercando la facturación de la compañía a las referencias regionales que hoy la superan con amplitud.
Por ahora, los USD 5.000 millones de EBITDA son una señal de que la transformación operativa es real. Pero el camino para estar a la altura de las grandes corporaciones latinoamericanas todavía es largo, y depende menos de los pozos de Vaca Muerta que de las decisiones de infraestructura y política energética que se tomen en los próximos años.
