Buenos Aires — Un día después de presentar uno de los mejores balances de su historia y de desprenderse de su participación en MetroGas (METR), YPF (YPF) dio nuevas señales a los inversores sobre lo que espera para el resto de 2026. La petrolera elevó con fuerza sus proyecciones financieras para el año, aumentó el presupuesto de inversiones y ratificó que acelerará el desarrollo de Vaca Muerta durante el segundo semestre.
En la conferencia con analistas realizada este martes, la compañía conducida por Horacio Marín informó que ahora proyecta un EBITDA ajustado cercano a US$8.000 millones para 2026, frente a los aproximadamente US$6.000 millones que esperaba anteriormente.
La revisión muestra una mejora de alrededor del 33% respecto del previsión previa y llega después de que YPF alcanzara un EBITDA ajustado récord de US$2.804 millones durante el segundo trimestre.
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Aunque tras la llamada a inversores la acción de YPF reflejó subas, la tendencia cambió y a las 14:20 caía un 2,18% y a US$49,83.
La petrolera explicó que detrás de la nueva previsión aparece principalmente un escenario internacional de precios más favorable.
Para el segundo semestre trabaja con un Brent de US$75 por barril, lo que llevaría el promedio de 2026 a unos US$82, frente a los US$63 considerados en las estimaciones anteriores. A eso se suman las mejoras de eficiencia y los mayores márgenes de refinación.
YPF señaló que, bajo condiciones comparables de precio del Brent, estaría duplicando su EBITDA en apenas tres años, desde unos US$4.000 millones en 2023 hasta los US$8.000 millones proyectados para este ejercicio.
Más inversiones para acelerar Vaca Muerta
La mejora de los resultados también llevó a YPF a acelerar su programa de inversiones. La compañía incrementó alrededor de 5% su proyección de CapEx para 2026, hasta un rango de US$5.800 millones a US$6.200 millones.
Cerca del 70% de esos desembolsos estará dirigido al shale, mientras la compañía acelera la construcción de instalaciones y el desarrollo de sus activos en Vaca Muerta.
Marín explicó ante los analistas que YPF opera actualmente 16 equipos de perforación en Vaca Muerta, frente a los 12 que tenía a fines del año pasado. La expectativa es terminar 2026 con 19 y llegar a 21 equipos en febrero de 2027.
La petrolera ratificó además su objetivo de alcanzar hacia diciembre una producción de 250.000 barriles diarios de shale oil. Marín sostuvo que los pozos necesarios ya están perforados y que una de las piezas que resta es la entrada en funcionamiento de una planta de tratamiento en La Angostura Sur I, prevista para septiembre.
Con esa infraestructura, afirmó, la empresa podría alcanzar la meta “sin problemas”.
Más inversión, más caja y menos deuda
La aceleración del CapEx no impediría que YPF cierre el año con una fuerte generación de efectivo.
La compañía ahora espera terminar 2026 con un flujo de caja libre positivo de aproximadamente US$2.000 millones, cifra que contempla fondos ya recibidos por operaciones de M&A y otros ingresos esperados de transacciones actualmente en ejecución.
Al mismo tiempo, revisó significativamente su previsión de endeudamiento: espera que el ratio de deuda neta sobre EBITDA termine el ejercicio cerca de 1 vez, cuando anteriormente proyectaba un rango de entre 1,6 y 1,7 veces.
La mejora parte de una posición financiera que ya mostró un cambio significativo durante el segundo trimestre. YPF cerró junio con casi US$2.500 millones de liquidez, el mayor nivel de su historia, mientras el apalancamiento neto cayó a 1,1 veces, el mínimo en más de una década.
Argentina LNG: YPF apunta a una decisión final este año
La llamada con inversores también dejó definiciones sobre uno de los proyectos que cambiará la escala de YPF en los próximos años: Argentina LNG.
Marín aseguró que la compañía está “muy preparada” para alcanzar la decisión final de inversión (FID) durante el cuarto trimestre de 2026 y comenzar los trabajos posteriormente. Según explicó, YPF avanzó en la documentación, los aspectos técnicos y contractuales y en la incorporación de sus socios al upstream del proyecto.
En paralelo, el gasoducto que conectará Vaca Muerta con el Golfo San Matías demandará una inversión estimada de US$1.300 millones y tendría capacidad para transportar unos 27 millones de metros cúbicos diarios hacia mediados de 2028.
YPF prevé financiarlo bajo un esquema de 70% deuda y 30% equity, y anticipó que el cierre del project finance podría concretarse durante el tercer trimestre de este año.
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Otro de los mensajes que YPF buscó transmitir a los inversores estuvo relacionado con la reducción de costos y las mejoras de productividad.
Durante el segundo trimestre, el lifting cost (costo de extracción) total cayó 31% interanual, hasta US$8,4 por barril equivalente de petróleo. Si se excluyen los activos convencionales en proceso de venta, habría sido inferior a US$7, mientras que en los principales desarrollos de shale se ubicó alrededor de US$4 por barril equivalente.
La compañía también informó mejoras en perforación y fractura. Durante el primer semestre alcanzó 354 metros perforados por día, 30% por encima de 2023, mientras las etapas de fractura llegaron a 11,4 por día, un incremento del 50% frente a ese mismo año.
Para YPF, esos avances están llevando a sus operaciones en Vaca Muerta cada vez más cerca de los estándares operativos del Permian, la zona de producción de petróleo y gas más grande e importante de Estados Unidos.
Qué espera YPF para los precios de los combustibles
Marín también dio algunas señales sobre una de las variables más sensibles para el mercado argentino: los precios de las naftas y el gasoil.
Durante el segundo trimestre, YPF utilizó un mecanismo de “buffer” que evitó trasladar inmediatamente a los surtidores toda la volatilidad de los precios internacionales. La compañía aseguró que la estrategia ayudó a preservar la demanda mientras reducía progresivamente la diferencia con la paridad de importación.
Marín señaló que las decisiones dependerán tanto de los precios internacionales como de la oferta y la demanda local. YPF utiliza información en tiempo real de las estaciones de servicio para ajustar su estrategia comercial y monitorear la evolución del consumo.
La petrolera tampoco espera que los márgenes de downstream vuelvan necesariamente a los US$12-US$14 por barril que había previsto anteriormente, debido a las mejoras operativas alcanzadas en las refinerías y en logística.
YPF Agro seguirá dentro de la petrolera
La conferencia dejó además una definición sobre YPF Agro. La compañía había iniciado un proceso para desprenderse del negocio pero la licitación no tuvo éxito.
Ante ese escenario, Marín aseguró que decidieron reorganizar la unidad y trasladarla fuera de downstream para colocarla bajo otra vicepresidencia, con mayor foco específico en el negocio.
El CEO de YPF anticipó que el objetivo es constituir una nueva compañía YPF Agro, pero manteniendo el 100% de la propiedad en manos de YPF.
Demoras logísticas en VMOS
Ante las consultas sobre posibles retrasos en la entrega de la monoboya para el proyecto, se detalló que el barco que la transporta se encuentra cruzando el Estrecho de Ormuz y se esperan noticias la semana siguiente.
Como “Plan B”, la empresa adquirió otra monoboya que no pasará por Dubai para evitar las complicaciones del estrecho.
