Resultados 2025: YPF aceleró en Vaca Muerta, bajó 44% sus costos y alcanzó ganancias récord
Con más shale y menos campos maduros, YPF anunció que en 2025 logró el mejor resultado operativo en una década al marcar su mayor EBITDA pese a la baja del crudo. Se apoyó en un plan que busca profundizar más inversiones en shale y menos en campos maduros.
YPF, la petrolera de mayoría estatal cerró 2025 con un EBITDA ajustado de u$s5.000 millones, el más alto de los últimos diez años, en el marco del segundo año de implementación del Plan 4x4. El resultado se dio en un contexto de caída de los precios internacionales del crudo, pero con fuerte crecimiento del shale y una estrategia de eficiencia operativa que permitió compensar la menor cotización global.
Durante 2025, YPF invirtió u$s4.477 millones, de los cuales el 72% se destinó al desarrollo no convencional, principalmente en Vaca Muerta.
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La producción de shale promedió los 165.000 barriles diarios, con un crecimiento interanual del 35%. En diciembre, el bombeo alcanzó los 204.000 barriles por día, un salto del 43% frente al mismo mes de 2024 y por encima de la meta anual prevista.
Actualmente, el shale oil representa el 70% del total de la producción de petróleo de la compañía. La combinación entre el crecimiento no convencional y la salida progresiva de campos maduros permitió reducir el costo unitario de extracción un 44% en el cuarto trimestre de 2025 frente al mismo período del año anterior.
En materia de reservas, las shale P1 en Vaca Muerta alcanzaron los 1.128 millones de barriles equivalentes, con un crecimiento interanual del 32%. Hoy representan el 88% del total de reservas de la empresa. La tasa de reemplazo fue de 3,2 veces, lo que implica que YPF incorporó más del triple de reservas respecto de lo extraído durante el año.
Downstream sólido y transformación tecnológica
En el segmento downstream, las ventas de combustibles crecieron 3% interanual y las refinerías lograron niveles récord de procesamiento en el último trimestre, con mejora significativa de márgenes.
En paralelo, la compañía profundizó su transformación digital con la inauguración de siete Real Time Intelligent Centers (RTICs), centros de monitoreo en tiempo real que optimizan la toma de decisiones operativas y reducen desvíos productivos.
Manejo activo del portfolio y ventas por más de u$s1.000 millones
YPF avanzó además en la venta de activos no estratégicos, entre ellos su participación en Profertil y el yacimiento convencional Manantiales Behr, operaciones que sumaron más de u$s1.000 millones.
En enero de 2026, la petrolera firmó un acuerdo de intercambio de activos con Pluspetrol para adquirir el 50% adicional de tres áreas clave para el proyecto Argentina LNG —Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas— y ampliar su participación en Bandurria Sur, Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte.
Argentina LNG y financiamiento por u$s3.700 millones
En febrero de 2026, YPF firmó junto a Eni y XRG un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) vinculante para avanzar en el proyecto Argentina LNG, que prevé una capacidad de 12 millones de toneladas por año (MTPA).
En el plano financiero, la compañía obtuvo u$s3.700 millones de financiamiento para sostener su plan de inversiones en Vaca Muerta.
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Además, en noviembre de 2025 se adhirió al plan de facilidades de pago de ARCA para saldar deudas vinculadas a la actualización de quebrantos del Impuesto a las Ganancias. Según informó la empresa, el impacto fue contable sobre el resultado neto 2025, pero prácticamente sin efecto en el flujo de caja.
Con estos resultados, YPF consolida el giro estratégico hacia el no convencional, reduce su exposición a activos maduros y avanza en la integración vertical del proyecto de GNL. En un escenario internacional desafiante, la compañía apuesta a que el crecimiento del shale y la eficiencia operativa sigan traccionando resultados en 2026, con Vaca Muerta como eje central del negocio energético argentino.
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