YPF publicó en agosto de 2026 los resultados del segundo trimestre: EBITDA ajustado de US$2.804 millones, la cifra más alta en toda la historia de la compañía, con un salto del 150% frente al mismo período de 2025. El margen operativo sobre ventas llegó al 43%, el mejor desempeño en veinte años.

Desapalancamiento a velocidad inusual

El ratio de deuda neta pasó de 1,57x en el primer trimestre a 1,09x al cierre del segundo. Es el nivel más bajo en once años. El movimiento de 48 puntos base en un solo trimestre es atípico para una empresa del tamaño de YPF y refleja la combinación de generación operativa de caja y la contención del capex en activos maduros.

La posición de caja cerró en aproximadamente US$2.500 millones —récord histórico— mientras el flujo de caja libre totalizó US$824 millones, el tercer registro más alto en la historia corporativa.

El 77% del capex va a no convencional

La producción de shale oil promedió 213.000 bbl/día en el Q2 2026, un crecimiento del 47% interanual. El objetivo declarado para el cierre de año es 250.000 bbl/día: una brecha de 37.000 bbl/día que la compañía deberá sostener durante el segundo semestre con el mismo nivel de perforación.

Las inversiones del trimestre sumaron US$1.340 millones (+16% interanual), con el 77% asignado al segmento no convencional. La concentración es deliberada: el Plan 4x4 opera con la hipótesis de que el retorno por dólar invertido en Vaca Muerta supera al de los activos convencionales, y los resultados del Q2 2026 validan ese postulado al nivel de EBITDA.

Refinería al 104% de capacidad

La refinería procesó 351.000 bbl/día en el segundo trimestre, equivalente al 104% de la capacidad instalada nominal. Es un récord histórico de throughput. Operar por encima del 100% durante un trimestre completo es eficiente en el corto plazo, pero acumula riesgo de mantenimiento diferido que podría presionar el margen de refinación en el segundo semestre.

Señales a monitorear

El ritmo hacia 250.000 bbl/día shale requiere sostener el capex no convencional sin deteriorar el flujo de caja libre, que se convirtió en el argumento central del desapalancamiento. Si el ratio de deuda neta baja de 1,0x antes del cierre de año, la compañía enfrentará la pregunta sobre política de dividendos o aceleración de inversiones. En refinería, un trimestre adicional al 104% eleva el riesgo de parada no programada. La ecuación de EBITDA del segundo semestre también depende del Brent y del diferencial Medanito: las cifras del Q2 se construyeron sobre precios que no están garantizados para el Q3 y Q4.