Horacio Marín presentó el 26 de marzo ante la industria petrolera en Houston un resultado que parece una paradoja: YPF cerró 2025 con un resultado operativo antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización (EBITDA, por Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) ajustado de u$s 5.000 millones, el mayor de los últimos 10 años y el tercero más alto en la historia de la compañía.
Lo hizo en un año en que el precio del Brent estuvo en contracción sostenida. La aritmética que explica ese resultado es más instructiva que el número en sí.
La clave está en el lifting cost. En diciembre de 2025, YPF registró un lifting cost de u$s 7,6 por barril de petróleo equivalente —una caída del 45% interanual en el cuarto trimestre. Ese número excluye los activos convencionales que la compañía ya cedió bajo el Proyecto Andes: Manantiales Behr, Tierra del Fuego y Malargüe. No es un ajuste cosmético: es la consecuencia aritmética de haber cambiado la composición del portafolio. Los campos convencionales maduros tienen costos operativos estructuralmente más altos que los pozos no convencionales en Vaca Muerta. Al salir de unos y crecer en los otros, el costo promedio de la compañía cayó aunque el precio de venta también lo hiciera.
El shale oil como motor del margen
En diciembre de 2025, el shale oil representó el 74% de la producción total de petróleo de YPF. Un año antes era el 48%. En enero de 2024, la producción neta de shale oil de la compañía era de 111 kbbl/d. En diciembre de 2025 llegó a 204 kbbl/d —un incremento del 85% en 23 meses. Ese salto no fue lineal: el crecimiento se aceleró en la segunda mitad del año, cuando el Proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) comenzó a liberar capacidad de evacuación en la cuenca neuquina, cuya campaña de perforación Shale24 cubrió en detalle.
El resultado financiero de esa aceleración es el EBITDA de u$s 5.000 millones. Pero la presentación de Marín en el IAPG Houston CEO Series Breakfast del 26 de marzo muestra algo más relevante que el número pasado: la dirección de la curva hacia adelante. Si el costo de lifting cayó 45% en un año de transición de portafolio, la pregunta para el mercado inversor es cuánto más puede caer a medida que el peso del shale en la producción siga creciendo.
El Proyecto Andes y la otra cara del balance
La transformación de costos tiene un correlato en el balance: el Proyecto Andes, el programa de desinversión de activos convencionales, alcanzó 45 bloques completados sobre 48 en la Fase I. La Fase II —campos en producción, más complejos de ceder— suma 16 bloques en proceso, con 3 ya completados. El mapa cubre siete provincias: Salta, Mendoza, Neuquén, Río Negro, Chubut, Santa Cruz y Tierra del Fuego.
Cada bloque cedido es capital que deja de consumirse en operaciones de bajo margen y que puede reasignarse a shale. El swap con Pluspetrol —que le dio a YPF participaciones adicionales en La Tortuga, Aguada de la Arena y Meseta Buena Esperanza a cambio de posiciones en La Escalonada y Rincón La Ceniza, sin desembolso de caja— es el modelo más reciente de esa lógica: sumar acreaje en Vaca Muerta a través de transacciones no monetarias. Las adquisiciones en la cuenca neuquina entre 2024 y 2026 suman alrededor de u$s 1.000 millones acumulados.
La eficiencia que el mercado no estaba mirando
Detrás del EBITDA hay una tercera variable que la presentación de Houston detalla con precisión: las eficiencias operativas upstream. YPF redujo el ciclo de construcción de pozos de 312 días en la línea base a 221 días en 2025, con un objetivo de 185 días para 2026 —una reducción acumulada del 41% respecto del punto de partida. El programa interno lleva el nombre «Toyota Well», una referencia explícita al sistema de producción ajustada que Toyota desarrolló en la industria automotriz. La velocidad de perforación en enero de 2026 alcanzó 378 metros por día, un 66% más rápida que en enero de 2023. La velocidad de fractura llegó a 282 etapas por set por mes, un 61% superior al mismo período.
Esas métricas se traducen directamente en costo por pozo y en capacidad de escalar la actividad sin escalar proporcionalmente el gasto. Una compañía que perfora más rápido y frac más rápido puede hacer más pozos con el mismo presupuesto, o el mismo número de pozos con menos gasto. En un shale play de la escala de Vaca Muerta, esa diferencia se acumula.
El u$s 5.000 millones de EBITDA de 2025 no es el destino. Es la primera demostración en un año de Brent adverso de que la transformación de YPF tiene fundamento en costos, no solo en precios.