La petrolera presentó los resultados del tercer trimestre de 2026: EBITDA ajustado de US$ 2.503 millones, una ganancia 84% mayor a la de un año atrás y una utilidad neta cercana a los US$ 1.200 millones.
YPF presentó este miércoles sus resultados del tercer trimestre de 2026 con un EBITDA ajustado de US$ 2.503 millones, el segundo más alto de su historia y apenas por debajo del récord que había marcado en el trimestre anterior. La ganancia del trimestre creció 84% respecto de un año atrás, la utilidad neta se ubicó cerca de los US$ 1.200 millones —el tercer mejor resultado de la compañía— y las inversiones sumaron US$ 1.287 millones, un 26% más que en igual período de 2025.
El EBITDA ajustado es la ganancia operativa antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones: es el indicador que la industria mira para saber cuánta caja genera el negocio antes de las decisiones financieras y contables. La petrolera atribuyó el resultado a cuatro factores: “el continuo crecimiento de la producción de shale, la reducción en los costos de extracción, los niveles récord de procesamiento y la dinámica alcista de precios”, según el comunicado con el que reportó el balance.
El motor es el no convencional. La producción de petróleo shale promedió 224.000 barriles diarios en el trimestre, un 32% más que un año atrás, y la empresa ya produce 245.000 barriles diarios con el objetivo de cerrar el año en 250.000. En su última aparición pública, en la AOG Patagonia 2026, el presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, había hablado de una producción propia de entre 248.000 y 250.000 barriles diarios y de alcanzar esa meta a fin de año. Con ese impulso, la producción total del país quedó al borde del millón de barriles: en septiembre llegó a 973.700 barriles diarios, un 15,5% más que en 2025, según datos de la Secretaría de Energía.
De las inversiones del trimestre, el 70% se destinó a la actividad no convencional. El dato importa porque en el shale los pozos declinan rápido: sostener la producción obliga a perforar y fracturar de manera permanente, en un proceso más parecido a una línea de montaje que a una obra única. Cada pozo nuevo cuesta millones de dólares y solo rinde durante un tiempo, de modo que el nivel de producción es, en definitiva, el resultado de la inversión de los últimos meses.
Los cinco proyectos que irán al RIGI
La novedad más relevante del balance no está en el trimestre cerrado sino en lo que viene. YPF anunció que presentará en las próximas semanas la adhesión al RIGI de cinco proyectos de petróleo shale en el área Norte de Vaca Muerta: Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, Narambuena, La Escalonada y Rincón de la Ceniza. Son áreas operadas por la compañía, con una participación cercana al 40%, y contemplan una inversión estimada de US$ 44.000 millones en los próximos 26 años, la perforación de unos 2.200 pozos y una producción máxima estimada de 270.000 barriles diarios de petróleo shale.
Qué significa en la práctica. El RIGI es el régimen de incentivos para grandes inversiones que creó la Ley Bases: a cambio de comprometer montos altos y demostrar que el proyecto no se haría sin ese marco, las empresas acceden a estabilidad fiscal y cambiaria por décadas, una alícuota reducida del Impuesto a las Ganancias, amortizaciones aceleradas y libre disponibilidad de divisas. Para una operadora de shale implica poder planificar a 26 años con reglas previsibles, algo clave en una actividad donde cada pozo tarda meses en estar en producción y donde el precio internacional del crudo puede cambiar varias veces en ese lapso.
La escala de los cinco proyectos se entiende al compararlos con la producción actual. La compañía produce hoy 245.000 barriles diarios de shale; la producción máxima de esas cinco áreas, cuando estén desarrolladas, es de 270.000 barriles diarios. Es decir, el plan equivale a construir, a lo largo de casi tres décadas, otra YPF shale: el doble de la producción no convencional con la que cuenta hoy el país de la mano de esta compañía.
El downstream —la pata de refinación y venta de combustibles— acompañó el trimestre. Las refinerías procesaron 344.000 barriles diarios, un 5% más que en el tercer trimestre de 2025, y la empresa volvió a abastecer la demanda local sin importar combustibles, además de aumentar sus exportaciones e igualar un récord de producción de naftas premium. La refinería de La Plata fue elegida “Refinería del Año” por segundo año consecutivo, uno de los principales reconocimientos de la industria en América Latina, y la compañía recibió el premio “Tecnología Digital del Año” por Ekons Matrix AI, un sistema que predice las especificaciones de mezcla de combustibles.
En términos financieros, la compañía dejó varios números para destacar. El flujo de caja libre terminó en US$ 900 millones, el segundo más alto de su historia, lo que le permitió reducir el ratio de endeudamiento neto a 0,8 veces, el más bajo de la última década. En septiembre volvió al mercado internacional de capitales con una emisión de obligaciones negociables a nueve años por US$ 1.200 millones, la mayor colocación de deuda argentina de los últimos años: se emitió con un cupón del 7,55% y un rendimiento del 7,85%, con un diferencial de 300 puntos básicos sobre los bonos del Tesoro de Estados Unidos, el más bajo de su historia.
El proyecto que define el salto exportador, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), continúa según lo previsto con más del 85% de la obra ejecutada al cierre de septiembre. La inauguración está prevista para fines de este año y el inicio de las operaciones de exportación de petróleo, para el primer trimestre de 2027. Es la obra que define cuánto del crudo incremental de la cuenca puede salir al Atlántico y que sostiene la meta de producción de la propia YPF. Después del cierre del trimestre, la compañía anunció además la compra del 25% de YPF Luz por US$ 430 millones, con lo que pasará a controlar el 100% de su generadora eléctrica, que se consolidará en los estados financieros desde el cuarto trimestre.
Qué mirar en los próximos meses. Tres definiciones ordenan el final del año: si la presentación de los cinco proyectos al RIGI se concreta en las semanas que la empresa anticipó, si la producción shale se sostiene en el objetivo de 250.000 barriles diarios y si el arranque de VMOS se produce en los plazos previstos. Las tres dependen de factores distintos —la política, la operación y la obra— y las tres impactan de manera directa en el empleo y en la actividad de Neuquén, Río Negro y el resto de la cadena de proveedores de la cuenca.