YPF acumuló un resultado antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones (EBITDA, por sus siglas en inglés) ajustado de u$s 6.901 millones entre enero y septiembre de 2026, un 85% por encima de los u$s 3.726 millones del mismo período de 2025. Así lo informó la compañía este miércoles ante la Comisión Nacional de Valores (CNV) y la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés).
En esos nueve meses, la petrolera ganó u$s 2.810 millones, frente a una pérdida de u$s 150 millones en igual lapso del año pasado.
El tercer trimestre aportó u$s 2.503 millones de EBITDA ajustado. Es el segundo valor trimestral más alto en la historia de la empresa, detrás de los u$s 2.804 millones de abril a junio, y supera en 84% al de julio a septiembre de 2025. La ganancia neta del trimestre fue de u$s 1.196 millones, contra una pérdida de u$s 198 millones un año atrás. En agosto, la petrolera había elevado a u$s 8.000 millones su proyección de EBITDA para todo 2026.
YPF atribuyó la suba interanual a los mayores precios, a la baja del costo de extracción a medida que redujo su exposición a los campos convencionales, al crecimiento del shale oil y al mayor volumen procesado en sus refinerías. Frente a abril-junio, el EBITDA cedió 11% por la valuación de inventarios y los menores precios de los combustibles, con un retroceso del Brent.
La caja libre de los nueve meses superó los u$s 2.500 millones
El flujo de caja libre acumulado entre enero y septiembre llegó a u$s 2.596 millones, contra u$s 2.081 millones negativos en el mismo período de 2025. Solo en el tercer trimestre fue de u$s 901 millones, el segundo registro trimestral más alto de su historia, según la empresa. El EBITDA de julio a septiembre cubrió una inversión de u$s 1.287 millones, los intereses y el impuesto a las ganancias, y se sumaron u$s 175 millones por desinversiones, en su mayoría cobros iniciales por la venta de MetroGas y de los clústeres convencionales Mendoza No Operados y Chachahuen.
La deuda neta cerró septiembre en u$s 6.596 millones, u$s 1.058 millones menos que en junio y un 31% por debajo de un año atrás. La relación entre deuda neta y EBITDA de los últimos doce meses bajó a 0,81 veces, desde 1,09 en junio y 2,10 en septiembre de 2025. Según el informe, es el menor nivel de apalancamiento de YPF en más de una década. La caja y las inversiones de corto plazo subieron a u$s 3.654 millones, desde u$s 2.474 millones en junio, y cubren más de dos años y medio de vencimientos, según la compañía.
En septiembre, la petrolera volvió al mercado internacional con un bono de u$s 1.200 millones a 2035, con un rendimiento de 7,85% y un diferencial de unos 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de Estados Unidos. Con parte de los fondos recompró u$s 531 millones de títulos que vencían entre 2027 y 2029, en línea con los prepagos y recompras con los que viene estirando su perfil de deuda.
El negocio de refinación creció mientras el upstream cedió
El upstream generó un EBITDA ajustado de u$s 1.575 millones en el tercer trimestre, un 9% menos que en abril-junio, por el menor precio realizado del petróleo. El negocio de midstream y downstream, sin el efecto de los inventarios, subió 9% en la misma comparación y llegó a u$s 1.030 millones, un 169% más que un año antes. La compañía lo explicó por compras de crudo más baratas, con el Medanito de nuevo a descuento del Brent tras la prima excepcional del segundo trimestre, y por mejores diferenciales de los combustibles.
El EBITDA ajustado por barril del negocio de refinación y comercialización alcanzó u$s 25,6, contra u$s 22,5 en el segundo trimestre y u$s 7,1 en el tercero de 2025. Las refinerías procesaron 344.000 barriles diarios, con una utilización de 102% pese a la parada programada de La Plata, y YPF volvió a abastecer la demanda local sin importar gasoil ni nafta.
En Luján de Cuyo, la nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil entró en operación en julio y permite cumplir las especificaciones de la Resolución 492/2023 de la Secretaría de Energía. La refinería mendocina suma además el poliducto Luján de Cuyo-Monte Cristo repotenciado en el segundo trimestre. El sistema de refinación de YPF en su conjunto venía de procesar un promedio de 347.000 barriles diarios en el primer semestre.
El shale ya aporta el 86% del petróleo de la compañía
La producción de shale oil promedió 224.000 barriles diarios en el trimestre, con un alza interanual del 32%, y representó el 86% del crudo de YPF, contra 71% en el tercer trimestre de 2025. El petróleo convencional bajó a 36.400 barriles diarios, un 47% menos, por el programa de salida de campos maduros, que en septiembre sumó el cierre de la venta del clúster Malargüe. La empresa ratificó su meta de 215.000 barriles diarios de promedio para 2026 y de 250.000 a la salida de diciembre, una marca de la que ya estaba a 2.000 barriles en el último parte operativo.
El costo de extracción bajó a u$s 7,8 por barril equivalente en el trimestre y promedió u$s 8,4 en los nueve meses, un 31% menos que los u$s 12,1 de igual período de 2025. En los bloques de shale oil que opera la compañía en Vaca Muerta, el costo se mantuvo en u$s 4,2 por barril equivalente.
En el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, en el que YPF tiene el 30%, la construcción del ducto terminó en octubre y comenzó la puesta en marcha. El primer petróleo está previsto para comienzos de 2027, con unos 180.000 barriles diarios. Además, YPF pasó a controlar el 100% de YPF Luz y a consolidarla por completo, tras comprar el 25% restante de la generadora por u$s 430 millones.