YPF elevó su proyección de EBITDA ajustado para 2026 a unos u$s 8.000 millones, contra los u$s 6.000 millones que venía sosteniendo, y subió el rango de inversiones del año a u$s 5.800 a 6.200 millones.
Las dos revisiones las presentó Horacio Marín, presidente y CEO de la compañía, en la conferencia con inversores, un día después de que la petrolera difundiera el mejor trimestre de su historia por EBITDA y margen.
El elemento que impulsó la revisión es el precio. La compañía pasó a trabajar con un Brent promedio de u$s 82 por barril para 2026, un 30% por encima de los u$s 63 que asumía, y con u$s 75 para el segundo semestre. La proyección nueva se apoya en un primer semestre que ya pasó, en torno a los u$s 89 por barril, y toma para el tramo final un precio más conservador que el que rigió hasta ahora.
El resto del cuadro acompañó. El flujo de caja libre proyectado para el ejercicio quedó en unos u$s 2.000 millones, contra la referencia de neutro a levemente negativo que la compañía había fijado en marzo, y el apalancamiento neto en cerca de 1,0 vez, desde el rango de 1,6 a 1,7 veces. El trimestre ya había cerrado en 1,09 veces.
El plan de inversión se concentra en la segunda mitad
La compañía ejecutó u$s 2.321 millones en el primer semestre, prácticamente en línea con el mismo tramo de 2025, según el reporte que presentó ante la Comisión Nacional de Valores. De ese total, u$s 1.849 millones fueron al upstream.
Con el rango anual nuevo, el segundo semestre concentra entre u$s 3.479 y 3.879 millones, de un 50% a un 67% por encima de lo desembolsado entre enero y junio. El cálculo es propio sobre las cifras del reporte. Marín adelantó en la conferencia que la aceleración es deliberada y la atribuyó al avance de las obras de superficie, al mantenimiento reprogramado para la segunda mitad y al desarrollo del sur de Vaca Muerta a través de Loma La Lata Oil.
La producción sigue la misma curva.
El petróleo de Vaca Muerta promedió 212.700 barriles diarios en abril-junio y la compañía ratificó la meta de 250.000 barriles diarios para diciembre, es decir 37.300 barriles adicionales en seis meses, por cálculo propio sobre el reporte. Las cifras corresponden a producción neta informada por YPF e incluyen el 4,9% adicional de Bandurria Sur que la compañía no consolida en su balance.
El guidance y la expectativa
Ante el pedido de precisiones sobre la forma que iba a tomar la actividad en lo que queda del año, Marín respondió que los equipos de perforación y los sets de fractura ya están asegurados, que la compañía opera 16 equipos y que va a cerrar el año con 19, con 21 previstos para febrero.
Esa capacidad tiene registro propio: Helmerich & Payne ampliará a 15 sus equipos en Vaca Muerta con tres perforadores traídos de Estados Unidos.
Consultado sobre qué hace falta para llegar a diciembre, Marín acotó la restricción a una sola pieza: la planta de tratamiento de crudo de La Angostura Sur, con puesta en servicio prevista para septiembre.
El reporte trimestral ubica el proyecto de evacuación de ese bloque en más del 60% de avance, con operación esperada en el tercer trimestre. Con esa planta en marcha, dijo, la compañía llega al número sin dificultad.
Otra consulta pidió el costo de perforación y terminación y planteó si todavía queda margen de eficiencia. Marín ubicó el pozo en torno a los u$s 11,5 millones para una rama lateral de 3.000 metros y aclaró que la compañía ya perfora ramas de 3.500 metros, más rentables. El reporte respalda la parte medible de esa respuesta: en el primer semestre YPF promedió 354 metros de perforación por día, un 9% arriba del promedio de 2025 y cerca de un 30% por encima de los 274 metros de 2023, con 11,4 etapas de fractura por set y por día, un 18% arriba del año pasado.
Qué queda del proceso de desinversión
En la misma ronda le preguntaron qué procesos de desinversión siguen abiertos. Marín contestó que con MetroGAS quedó cerrada la venta de los activos que la compañía considera fuera de su negocio principal, y ubicó el remanente en los campos convencionales. YPF le vendió a Edenor su participación en MetroGAS por u$s 780 millones el lunes, en la misma reunión de directorio que aprobó el balance.
En convencionales, la compañía firmó a comienzos de agosto la venta de dos conjuntos de bloques en Mendoza y La Pampa por u$s 405 millones, con unos 17.000 barriles diarios asociados y sujeta a cierre. Con esas áreas afuera, YPF calcula que el 95% de su producción de petróleo pasaría a salir de Vaca Muerta. Marín dijo que el resto de los campos convencionales también está en proceso de venta y que la proporción podría acercarse al 100% hacia fin de año.
El calendario deja dos hitos a la vista: la puesta en marcha de la planta de La Angostura Sur en septiembre y el reporte del tercer trimestre, que es donde va a verse el ritmo de ejecución del capex.