Salto tecnológico y mejora en la balanza energética
YPF cerró el primer trimestre de 2026 con una contribución directa al saldo comercial energético del país.
Según el reporte de resultados consolidados que la compañía publicó el 7 de mayo, las importaciones de gasoil y nafta se redujeron a cero en el período enero-marzo, frente a 36 mil metros cúbicos importados en el cuarto trimestre de 2025 y 78 mil metros cúbicos en el primer trimestre del año pasado. Las únicas importaciones de combustibles que registró la compañía en el trimestre correspondieron a jet fuel, por un monto residual de u$s 3 millones, contra u$s 25 millones en el cuarto trimestre y u$s 59 millones un año atrás.
El cambio se apoyó en un nivel de procesamiento de crudo en las refinerías que la compañía describió como un nuevo récord histórico: 344 mil barriles diarios, frente a los 335 mil del cuarto trimestre y los 318 mil del primer trimestre de 2025. La capacidad nominal del sistema YPF, declarada en el mismo reporte, es de 337,94 mil barriles diarios desde el primer trimestre de 2024, lo que arroja una utilización del 102% de su capacidad nominal. El propio reporte explica que el desempeño se concentró en la refinería de Luján de Cuyo y se apoyó en una mayor capacidad de transporte de crudo hacia las refinerías. La producción de naftas premium y destilados medios también marcó récords en el período.
El primer trimestre con Refinor consolidada
El balance del primer trimestre de 2026 incorpora por primera vez en forma plena la operación de Refinor. La compañía adquirió el 100% de Refinor en octubre de 2025 y, en este reporte, los volúmenes locales de combustibles vendidos y las importaciones consolidan los datos de esa filial. En el primer trimestre, Refinor aportó 11 mil metros cúbicos de gasoil y 21 mil metros cúbicos de nafta a las ventas locales, según consigna el propio reporte en la nota al pie de la tabla de destacados.
La integración de Refinor se suma a un programa de inversiones en el sistema refinador que, durante el primer trimestre, se concentró en dos proyectos vinculados a Luján de Cuyo. Por un lado, la nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil, alineada con la Resolución 492/2023 de la Secretaría de Energía, con inicio de operaciones previsto para el segundo trimestre de este año. Por otro, el revamping de las unidades de topping para que la refinería procese 100% de petróleo shale, también con finalización estimada para el segundo trimestre.
El shock externo y el mérito propio
La performance del trimestre se dio en un contexto internacional excepcional. La suba del Brent durante el primer trimestre de 2026 —de u$s 61 a u$s 118 por barril— fue la mayor en términos reales registrada por la serie del organismo desde 1988. El detonante fue la acción militar en Medio Oriente del 28 de febrero y el cierre de facto del Estrecho de Ormuz, que llevó a un nivel de cierre de producción en los países del Golfo de 7,5 millones de barriles diarios sólo en marzo.
YPF lo expone sin disimulo en su reporte.
El precio promedio realizado del crudo de la compañía pasó de u$s 53 por barril en el cuarto trimestre a u$s 68,4 en el primero, un salto del 29%. La explicación que da el propio reporte para el desempeño del trimestre incluye la suba de los precios internacionales, los aumentos de los precios locales de combustibles y las exportaciones de petróleo y productos refinados, pero también un crecimiento del 25% en los volúmenes exportados, especialmente de gasoil, GLP y jet fuel.
La frontera entre el ingreso por shock y el ingreso por estructura está en el costo. El costo de extracción promedio de YPF se ubicó en u$s 8,8 por barril equivalente en el primer trimestre, una caída del 9% respecto del cuarto trimestre y del 42% interanual. La brecha interna del portafolio sigue siendo amplia: u$s 21,9 por barril equivalente en el segmento convencional contra u$s 4,0 por barril equivalente en el shale oil hub de la compañía. El mismo reporte aclara que ese hub está integrado por La Angostura Sur, Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y Aguada del Chañar, todos operados por YPF.
La sustitución de importaciones también depende de la geometría del sistema.
Con La Plata operando con un 70% de crudo de Vaca Muerta en su "dieta" y Luján de Cuyo en transición a 100% shale, la dependencia operativa del sistema refinador YPF respecto del takeaway de la cuenca neuquina es estructural.
Cualquier interrupción en el corredor Allen–Plaza Huincul–Luján de Cuyo o en los oleoductos que abastecen a La Plata se traduce en presión inmediata sobre la balanza de combustibles.
Exportaciones que sustituyen y exportaciones que excedentan
El reporte detalla que el volumen exportado de productos refinados creció 24,9% respecto del cuarto trimestre, impulsado especialmente por gasoil, GLP y jet fuel. En el mercado externo, los ingresos por jet fuel saltaron 46,4% trimestral, los de granos y harinas 78,1% por estacionalidad, los de crudo 18,2% y los de petroquímicos y otros 26,4%. El volumen de ventas locales de combustibles, en cambio, cayó 4% trimestral, explicado por estacionalidad —en línea con una contracción de la demanda nacional del 5%, según la propia compañía—, aunque YPF aclara que sus ventas se sostuvieron por encima del retroceso del mercado.
El dato sobre el descuento respecto de la paridad de importación, también declarado en el reporte, agrega un matiz a esa lectura: la compañía cerró el trimestre con un descuento transitorio del 11% respecto de la paridad de importación, dado que la suba del Brent durante marzo fue trasladada solo de manera gradual a los precios en surtidor. Es decir, el salto del Brent llegó a los ingresos de exportación antes que a los precios locales, y eso generó parte del margen del trimestre.
El segundo trimestre: la apuesta a procesar 100% shale
El propio reporte adelanta dos hitos que fortalecen la dirección del primer trimestre. La nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil de Luján de Cuyo entra en operación en el segundo trimestre, lo que permitirá producir gasoil con las nuevas especificaciones de combustibles fijadas por la Secretaría de Energía. El revamping de las unidades de topping de la misma refinería —orientado a que la planta procese 100% de petróleo shale— también finaliza en el segundo trimestre. A esto se suma, en logística, la modernización del poliducto Luján de Cuyo–Monte Cristo, con la nueva estación de bombeo Río Tercero, lo que incrementa la capacidad de evacuación de productos desde la refinería mendocina, también con puesta en marcha en el segundo trimestre.
El primer trimestre de 2026, así, no debe leerse como un récord de procesamiento aislado: es el primero de una secuencia de trimestres con un sistema refinador rediseñado, integrado verticalmente con Refinor, alimentado por shale en proporción creciente y orientado a un mercado local con demanda contraída pero abastecida sin importar gasoil ni nafta.