El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, presentó ante inversores los resultados del segundo trimestre de 2025, que cerraron con una ganancia neta de US$58 millones, revirtiendo la pérdida de US$10 millones del primer trimestre. La petrolera estatal mostró una estrategia centrada en el desarrollo no convencional, desinversión en campos maduros, expansión exportadora y proyectos de infraestructura clave como el oleoducto VMOS.

El balance presentado por Marín junto al CFO Federico Barroetaveña y el VP de Estrategia Maximiliano Westen muestra una recuperación trimestral, aunque con una caída interanual del 89% frente a los US$535 millones del segundo trimestre de 2024.

En el acumulado semestral, la utilidad fue de US$48 millones, un 96% inferior al mismo período del año anterior. El Ebitda trimestral alcanzó US$1.124 millones, con caídas del 10% frente al primer trimestre y del 7% interanual.

Producción y exportaciones: crecimiento sostenido en shale y récords operativos

La producción total alcanzó los 545.700 barriles equivalentes por día, con un leve retroceso secuencial del 1,2% pero un incremento interanual similar. El shale oil promedió 145.000 barriles diarios, representando el 59% del total. En gas, se registraron 39,7 millones de m³/día, un 6,4% más que en el trimestre anterior.

En exportaciones, YPF embarcó cerca de 44.000 barriles diarios, acumulando en 18 meses ingresos por US$1.500 millones. Marín destacó que el oleoducto VMOS será clave para elevar la producción a 250.000 barriles diarios en 2026 y medio millón en 2030.

Proyecto VMOS: financiamiento récord y avance de obra

El proyecto obtuvo un préstamo sindicado de US$2.000 millones, la mayor financiación comercial para infraestructura en Argentina en décadas y una de las cinco mayores de petróleo y gas en Latinoamérica. La obra, con un 23% de avance en julio, completó soldaduras en 120 km de ductos.

Plan Andes y desinversión en campos maduros

YPF transfirió 28 bloques maduros y devolvió 11 a provincias como parte de su reestructuración productiva. Estos activos tenían costos de extracción de US$42 por barril y generaron un impacto negativo de US$840 millones en flujo de caja libre en 18 meses.

En línea con la estrategia de convertirse en una compañía “pura no convencional”, YPF pondrá a la venta otros 16 bloques en 2026, buscando reducir exposición al convencional y mejorar resiliencia frente a precios bajos del crudo.

Acuerdo con TotalEnergies y expansión en Vaca Muerta

La compañía cerró un acuerdo de licitación por US$500 millones para adquirir bloques La Escalonada – Rincón de La Ceniza, ubicados en la ventana de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta, con Shell y Gas y Petróleo como socios. El inventario proyecta más de 500 pozos de alta productividad.

YPF inauguró tres centros de inteligencia en tiempo real (RTIC) para monitorear operaciones y ventas, incluyendo un sistema único de microprecios nocturnos. La estrategia permite descuentos entre medianoche y las 6 AM, con mayores beneficios vía la app YPF. En su primer mes, las ventas crecieron 3%.

Avances en GNL y diversificación de ingresos

La petrolera firmó un preacuerdo con ENI por 12 millones de toneladas anuales de GNL y avanza en una segunda fase con Shell. La aprobación de un contrato de flete a 20 años para un buque flotante de GNL de 3,5 millones de toneladas anuales marca un paso clave para un ducto dedicado y la expansión exportadora.

Las inversiones trimestrales sumaron US$1.160 millones, con un 71% destinado a activos no convencionales. El flujo de caja libre fue negativo en US$355 millones por impacto del convencional y factores estacionales. La deuda neta cerró en US$8.800 millones, con un ratio de apalancamiento de 1,9 veces.

La estrategia definida por Marín combina mayor eficiencia en costos, expansión del shale, consolidación de infraestructura exportadora y reducción de exposición a activos convencionales. Si bien el corto plazo enfrenta volatilidad de precios y desafíos financieros, la hoja de ruta hacia 2030 plantea duplicar la producción y posicionar a YPF como jugador regional clave en petróleo y gas.