YPF logró el mejor primer trimestre de su historia: EBITDA upstream de US$1.148M y costo shale de US$4,0/BOE
YPF registró en el primer trimestre de 2026 una utilidad neta de US$409 millones, el máximo histórico para ese período desde la renacionalización de 2012, impulsada por un margen upstream del 56,8% y un costo de lifting shale de US$4,0/BOE. El desapalancamiento continúa: la relación deuda/EBITDA cayó a 1,57x con free cash flow de US$871 millones.
YPF publicó resultados del primer trimestre de 2026 que marcan el mejor desempeño financiero desde la renacionalización de la compañía en 2012. La utilidad neta alcanzó US$409 millones y el EBITDA upstream llegó a US$1.148 millones con un margen del 56,8%.
**El motor: costos comprimidos y mix shale**
El costo de lifting shale cayó a US$4,0/BOE en el trimestre, el mínimo histórico de la compañía. El bloque La Angostura Sur operó a US$3,0/BOE. El costo promedio upstream fue US$8,8/BOE, un 42% menos que en el primer trimestre de 2025. La compresión de costos no provino de eficiencias aisladas sino de un cambio estructural de mix: la producción shale oil creció 39% interanual hasta 205.000 bbl/d y representó el 76% del crudo total producido. La producción total upstream fue 525 Mboe/d, un 7,6% más que en el cuarto trimestre de 2025.
**Consolidado: ingresos y EBITDA al alza**
Los ingresos totales fueron US$4.946 millones. El EBITDA consolidado llegó a US$1.594 millones, un 28% por encima del primer trimestre de 2025, con margen del 32%. Los ingresos upstream sumaron US$2.021 millones y el segmento aportó el 72% del EBITDA total.
**Estructura financiera: deuda en retroceso**
El apalancamiento bajó a 1,57x EBITDA desde un pico de 2,1x en el tercer trimestre de 2025. El flujo de caja operativo fue US$1.865 millones y el free cash flow alcanzó US$871 millones. La generación de caja permite ejecutar el plan de inversión sin depender de financiamiento externo.
**Guía 2026: ambición con condicionante**
YPF elevó su guía de EBITDA 2026 a más de US$7.400 millones, un 39% por encima de 2025. El capex proyectado es de US$5.500-5.800 millones. La meta de producción shale oil es 250.000 bbl/d para diciembre de 2026, lo que implica un crecimiento adicional del 22% sobre el nivel actual.
**Advertencia: valor creado y riesgos a monitorear**
Un costo de lifting shale de US$4,0/BOE está en la frontera de eficiencia global para un operador de esta escala. Mantenerlo mientras se acelera el capex exige que la curva de aprendizaje en Vaca Muerta continúe sin interrupciones. Si el precio del Medanito cae por debajo de US$55-60/bbl, el margen upstream se comprimiría incluso con costos en mínimos históricos. El apalancamiento de 1,57x da margen, pero el capex de US$5.500M implica que la caja deberá sostener simultáneamente el servicio de deuda y la expansión. La meta de 250.000 bbl/d shale para diciembre es el indicador operativo clave a seguir.
**El motor: costos comprimidos y mix shale**
El costo de lifting shale cayó a US$4,0/BOE en el trimestre, el mínimo histórico de la compañía. El bloque La Angostura Sur operó a US$3,0/BOE. El costo promedio upstream fue US$8,8/BOE, un 42% menos que en el primer trimestre de 2025. La compresión de costos no provino de eficiencias aisladas sino de un cambio estructural de mix: la producción shale oil creció 39% interanual hasta 205.000 bbl/d y representó el 76% del crudo total producido. La producción total upstream fue 525 Mboe/d, un 7,6% más que en el cuarto trimestre de 2025.
**Consolidado: ingresos y EBITDA al alza**
Los ingresos totales fueron US$4.946 millones. El EBITDA consolidado llegó a US$1.594 millones, un 28% por encima del primer trimestre de 2025, con margen del 32%. Los ingresos upstream sumaron US$2.021 millones y el segmento aportó el 72% del EBITDA total.
**Estructura financiera: deuda en retroceso**
El apalancamiento bajó a 1,57x EBITDA desde un pico de 2,1x en el tercer trimestre de 2025. El flujo de caja operativo fue US$1.865 millones y el free cash flow alcanzó US$871 millones. La generación de caja permite ejecutar el plan de inversión sin depender de financiamiento externo.
**Guía 2026: ambición con condicionante**
YPF elevó su guía de EBITDA 2026 a más de US$7.400 millones, un 39% por encima de 2025. El capex proyectado es de US$5.500-5.800 millones. La meta de producción shale oil es 250.000 bbl/d para diciembre de 2026, lo que implica un crecimiento adicional del 22% sobre el nivel actual.
**Advertencia: valor creado y riesgos a monitorear**
Un costo de lifting shale de US$4,0/BOE está en la frontera de eficiencia global para un operador de esta escala. Mantenerlo mientras se acelera el capex exige que la curva de aprendizaje en Vaca Muerta continúe sin interrupciones. Si el precio del Medanito cae por debajo de US$55-60/bbl, el margen upstream se comprimiría incluso con costos en mínimos históricos. El apalancamiento de 1,57x da margen, pero el capex de US$5.500M implica que la caja deberá sostener simultáneamente el servicio de deuda y la expansión. La meta de 250.000 bbl/d shale para diciembre es el indicador operativo clave a seguir.
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Analizo energía desde la disciplina del capital, los costos y la creación de valor. Me apoyo en ratios, spreads, contratos y comparaciones financieras para mostrar qué decisiones destruyen rentabilidad y cuáles fortalecen la posición económica de un proyecto.
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