El punto de partida conviene tenerlo a mano.
En 2023, el último ejercicio previo al plan, YPF cerró con una pérdida de u$s 1.277 millones. En marzo de 2024 la compañía presentó un plan estratégico armado sobre cuatro pilares que hoy figuran en la retina de los inversores: foco de capital en Vaca Muerta, gestión activa de la cartera de activos, maximización de la eficiencia en upstream y downstream, y el proyecto Argentina LNG. El resultado del segundo trimestre permite medir cada uno contra un número concreto. Tres de los cuatro pilares ya están generando caja; el cuarto, que promete revolucionar aún más las cuentas, todavía no aparece en el balance.
1. El shale llegó al 85% de la meta con seis meses de plazo por delante
La producción de petróleo shale promedió 213.000 barriles diarios en abril-junio, un 47% más que un año atrás. La compañía fijó en 250.000 barriles diarios el objetivo para el cierre de 2026 y volvió a ratificarlo en el mismo comunicado, lo que deja el camino recorrido en un 85% con dos trimestres todavía por delante.
La trayectoria importa más que la foto. En abril-junio de 2024 el shale de YPF promediaba 113.400 barriles diarios, cifra que se deriva del propio reporte de la compañía. Un año después eran 145.100. En enero-marzo de este año, 205.400. Ahora, 213.000. La producción se multiplicó por 1,88 en dos años, con el crecimiento trimestral moderándose ahora porque el calendario de inversión concentra la aceleración en la segunda mitad del año.
Lo decisivo es qué proporción del barril propio pasó a ser no convencional. En abril-junio de 2024 el shale representaba el 46% del petróleo que producía la compañía; un año después, el 59%. Ese corrimiento explica por qué el crecimiento del shale no se tradujo en un salto de la producción total: cada barril nuevo de Vaca Muerta entró mientras salía un barril viejo de un campo maduro. El plan nunca prometió producir más, prometió producir mejor.
2. El EBITDA se duplicó sin que el efecto precio se llevara los aplausos
El periodo abril-junio de 2024 había dejado un EBITDA ajustado de u$s1.204 millones, con el crudo de YPF vendiéndose a 67,9 dólares el barril. El mismo trimestre de 2025 dejó u$s1.124 millones, con el barril a 59,5 dólares. Este año, el resultado fue de u$s 2.804 millones. La compañía lo describe como el más alto de su historia.
La comparación que despeja dudas es contra 2024, porque ese trimestre tuvo un precio de realización alto y aun así rindió menos de la mitad. Con un punto de partida de precio parecido, el EBITDA del 2026 quedó un 133% arriba. La diferencia la puso la estructura del negocio, que es lo que un plan estratégico se propone cambiar y lo que suele tardar años en verse.
El contraste con el año pasado ayuda a dimensionar la distancia recorrida. En 2025 la compañía reportó resultados trimestrales netos de menos u$s 10 millones, más u$s 58 millones, menos u$s 198 millones y menos u$s 649 millones: tres de los cuatro trimestres en rojo, en el momento más caro de la transformación, cuando los campos maduros todavía pesaban y las inversiones de Vaca Muerta todavía no rendían. El acumulado del semestre cierra el argumento: entre enero y junio el EBITDA ajustado suma u$s 4.398 millones, el 88% de todo lo que la compañía generó durante 2025 completo.
3. El margen pasó de un cuarto de los ingresos a casi la mitad
El margen de EBITDA sobre ingresos fue del 24,4% en el segundo trimestre de 2024 y del 24,2% en el de 2025. Dos años sin moverse. El comunicado ubica el de este trimestre en 43% y lo presenta como el mejor registro en veinte años.
Aplicado ese margen al EBITDA informado, los ingresos del trimestre se ubican en torno a los u$s 6.500 millones, contra u$s 4.935 millones en 2024 y u$s 4.641 millones en 2025. Los ingresos crecieron cerca de un tercio y el EBITDA se duplicó: esa brecha entre ambos es el margen. En enero-marzo ya había subido a 32%. En tres meses avanzó once puntos más.
Para una petrolera, el margen es el indicador que sobrevive a los ciclos. El precio internacional sube y baja sin que la compañía pueda hacer nada, pero la porción de cada dólar de venta que llega al EBITDA depende de decisiones propias: qué campos se operan, con qué costo, cuánto crudo se refina en casa.
4. El costo de extracción cayó casi un 30% en un año
En abril-junio de 2025, sacar un barril equivalente le costaba a YPF 12,3 dólares. En enero-marzo de este año la cifra había bajado a 8,8 dólares, un 28% menos, y en el tercer trimestre de 2025 ya se había ubicado en ese nivel.
El mecanismo es doble y conviene separarlo. Una parte de la baja viene de la eficiencia operativa que persigue el tercer pilar, con estandarización de procesos y perforación más rápida. La otra parte viene de la aritmética del mix: cada campo maduro que sale de la cartera se lleva consigo un costo por barril alto, y lo que queda promedia mejor sin que nadie haya hecho nada distinto en el pozo.
La consecuencia se mide en resistencia más que en rentabilidad inmediata. El costo de extracción define el precio al que una compañía deja de ganar dinero: con 12,3 dólares por barril equivalente, una corrección fuerte del Brent obligaba a revisar el plan de inversión; con 8,8, el mismo escenario deja margen para seguir perforando. El comunicado del segundo trimestre consigna una nueva reducción sin publicar la cifra, que llegará con el reporte completo. Sin ese movimiento, el margen del 43% no existe.
5. La rotación de cartera ya se ve en las declaraciones juradas
El segundo pilar habla de desprenderse de activos no centrales, entre ellos los campos maduros. Ese enunciado tiene traducción física y se puede leer en las declaraciones del Capítulo IV de la Secretaría de Energía.
La producción de petróleo que YPF opera cayó de 382.904 a 362.819 barriles diarios entre el primer y el segundo trimestre, un 5,2% menos, y toda la caída salió de pozos convencionales, que retrocedieron un 31,6%. Los no convencionales quedaron planos. La cifra corresponde a producción bruta operada, el total de cada bloque declarado por su operador, y no equivale a la producción neta del comunicado.
El mes que muestra el corte es mayo. La compañía venía declarando alrededor de 59.000 barriles diarios convencionales entre enero y abril, con un padrón estable de casi 13.000 pozos. En mayo el volumen bajó a 31.633 barriles y el padrón a 9.746 pozos: más de tres mil pozos que salieron del inventario en treinta días, el traspaso de un yacimiento entero. Los pozos no convencionales, mientras tanto, subieron mes a mes, de 2.274 en enero a 2.384 en junio. Cuando cierren las ventas acordadas en agosto, el 95% de la producción de la compañía va a estar en Vaca Muerta.
6. La cartera se vende a buen precio y eso ayuda
Desprenderse de activos sirve poco si el mercado paga mal. En cinco días de agosto YPF acordó desinversiones por u$s 1.185 millones: u$s 205 millones y u$s 200 millones por dos conjuntos de bloques convencionales en Mendoza y La Pampa, y u$s 780 millones por su participación en MetroGAS y MetroENERGÍA, aceptada en la misma reunión de directorio que aprobó el balance.
El precio de Metrogas es el dato fino. El proceso venía trabajando con una valuación cercana a los u$s 800 millones para el total de la distribuidora, cifra que para el paquete de control equivalía a unos u$s 560 millones. Los u$s 780 millones acordados quedaron un 39% por encima. Es más: conocido el monto del acuerdo, implica un salto del 50% con respecto al precio de la acción de Metrogas en la última jornada cotizante previa al anuncio.
La segunda mitad del pilar es menos glamorosa y más difícil: cobrar. El proceso de Manantiales Behr, adjudicado en u$s 575 millones, se cayó cuando el comprador no consiguió el financiamiento, y el yacimiento terminó cedido a Pecom por u$s 410 millones. Fueron u$s 165 millones de diferencia entre el precio que se anunció y el que entró. Por eso el comunicado de Metrogas enumera las garantías de cumplimiento entre las condiciones del cierre, junto con las autorizaciones regulatorias. Ninguna de las tres operaciones de agosto entra en los estados financieros al 30 de junio: todas se verán en el tercer trimestre.
7. El flujo de caja libre cambió de signo
Abril-junio de 2024 cerró con un flujo de caja libre negativo de u$s 257 millones. El mismo trimestre de 2025, negativo en u$s 365 millones. Este año fue positivo en u$s 824 millones, y la compañía lo ubica en u$s 1.000 millones si se excluye el pago por los activos que Equinor tenía en Vaca Muerta. Sumado el primer trimestre, que había dejado u$s 871 millones, el semestre acumula u$s 1.695 millones de caja libre.
Lo notable es que el giro no vino de recortar. La inversión del trimestre subió a u$s 1.340 millones, un 16% más que un año atrás, con el 77% dirigido al no convencional, y la compañía ya avisó que el grueso del año se concentra en la segunda mitad.
Ese es el punto donde un plan de transformación deja de ser una promesa. Mientras el flujo es negativo, cada trimestre depende de que alguien financie la diferencia, sea el mercado de deuda o la venta de activos. Cuando el flujo se da vuelta sin que baje la perforación, la compañía pasa a financiar su propio crecimiento, y las desinversiones dejan de ser una necesidad de caja para convertirse en una decisión de cartera.
8. El apalancamiento quedó en niveles más bajos
El ratio de deuda neta sobre EBITDA fue de 1,7 veces en el segundo trimestre de 2024, de 1,9 en el de 2025, de 1,57 al cierre de marzo y de 1,09 veces ahora. La compañía lo describe como el más bajo en once años.
Vale desarmar el número. Aplicado ese ratio sobre el EBITDA ajustado de los últimos doce meses, u$s 7.038 millones, la deuda neta queda del orden de los u$s 7.670 millones, contra los u$s 8.425 millones de marzo y los u$s 8.833 millones de un año atrás. La mejora llegó por los dos lados a la vez: bajó el numerador unos u$s 750 millones en el trimestre y subió con fuerza el denominador.
Hubo además gestión activa del pasivo, con el prepago de u$s 750 millones que bajó la deuda de corto plazo al 15,7% del total. La compañía llega así a la etapa de mayor inversión del plan con la caja ordenada y una liquidez de cierre de casi u$s 2.500 millones.
9. El downstream convirtió el barril propio en margen
Otra de las claves que Shale24 vienen contando. Las refinerías procesaron 351.000 barriles diarios con una utilización del 104%, contra un promedio anual de 320.000 barriles diarios durante 2025, y contra 301.400 barriles y 89% de utilización en abril-junio del año pasado. La participación de mercado quedó en 59% y las ventas de naftas y gasoil crecieron 10% en volumen.
Una utilización por encima de 100% significa que las plantas corren arriba de su capacidad nominal de diseño, algo que se logra eliminando cuellos de botella y acortando paradas programadas, no ampliando instalaciones. Es refinación de precisión, y es cara de conseguir.
El segmento venía sosteniendo a la compañía mientras el upstream se reconvertía: en 2025 el resultado operativo de midstream y downstream fue de u$s 1.167 millones contra u$s 410 millones del upstream. Ahora las dos puntas empujan juntas. Shale24 ya había anticipado la marca en el récord semestral de refinación que YPF adelantó antes del balance. La compañía además aplicó "un esquema de buffer temporal de precios de naftas y gas oil" y absorbió parte de la suba internacional: el margen del trimestre se logró sin trasladar todo al surtidor.
10. El cuarto pilar todavía no está en el balance
Argentina LNG no aporta ingresos, y el oleoducto que habilita la exportación masiva de crudo tampoco. VMOS llegó al cierre de junio con más del 77% de la obra ejecutada, contra el 62% de marzo, y arranca operaciones a principios del año próximo. YPF participa del proyecto con el 24,49% del capital, según el 20-F. En mayo la compañía presentó al régimen de incentivos el proyecto Loma La Lata Oil, con una inversión declarada de u$s 25.000 millones, la mayor que recibió el régimen hasta ahora.
Todo eso todavía es obra. El trimestre que Horacio Marín presentó este lunes se construyó con tres pilares: el shale produciendo, la cartera rotando y la eficiencia comprimiendo costos, con la mayoría de las metas cumplidas antes del plazo que él mismo había fijado. El cuarto, el que la propia YPF definió como el de mayor escala, sigue del lado del gasto y va a seguir ahí hasta que el crudo empiece a salir por Río Negro y el gas licuado encuentre su ventana.