YPF revierte pérdidas y cierra el segundo trimestre con ganancia de USD 58 millones pese a caída del crudo
El Ebitda de YPF disminuyó un 10% respecto al trimestre anterior y las utilidades se desplomaron un 89% en comparación con el mismo periodo de 2024, pero logró superar pérdidas previas y volver a números positivos.
YPF presentó sus resultados financieros correspondientes al segundo trimestre de 2025, registrando un Ebitda de USD 1.124 millones, lo que representa una reducción del 10% frente a los USD 1.245 millones obtenidos en el primer trimestre de este año. A pesar de esta caída en el Ebitda, la petrolera logró revertir las pérdidas del trimestre anterior y cerró con una ganancia neta de USD 58 millones, aunque esta cifra implica una baja del 89% en comparación con las utilidades de USD 535 millones del mismo período de 2024.
En su informe al mercado, YPF atribuyó la menor rentabilidad principalmente a la contracción de los precios del crudo Brent, que impactó negativamente en los valores de los combustibles y otros productos refinados. Además, influyó la venta parcial a CGC del 49% del bloque Aguada del Chañar. Estos efectos adversos fueron mitigados parcialmente por un menor costo de extracción, resultado de una menor exposición a campos maduros, y por un aumento en las ventas estacionales de gas, que contribuyeron a mejorar los resultados.
Comparando con el año anterior, el Ebitda cayó un 7% debido a la baja en los precios de los combustibles, aunque la expansión del shale y la mejora en los costos de extracción convencional compensaron parcialmente esa caída. YPF destacó que, excluyendo los campos maduros, el Ebitda del segundo trimestre habría alcanzado USD 1.250 millones.
Las inversiones durante este período sumaron USD 1.160 millones, un 5% menos que en el trimestre previo y un 3% por debajo del año anterior. Del total del CAPEX, el 71% estuvo destinado a proyectos no convencionales, principalmente shale, en línea con el plan de desinversión en campos maduros a través del Plan Andes.
El desarrollo de Vaca Muerta continúa siendo el eje estratégico de YPF, con una producción promedio de shale de 145.000 barriles diarios. Aunque esta cifra representa una caída del 1% respecto al trimestre anterior, muestra un incremento del 28% en comparación con el segundo trimestre de 2024.
El shale oil pasó a representar el 59% del total de petróleo producido, frente al 55% del trimestre previo y el 46% del año pasado. No obstante, la producción total de petróleo equivalente fue de 545.700 barriles diarios, lo que indica una caída del 1,2% respecto a los 552.100 barriles del primer trimestre, debido a una menor producción convencional, que cayó un 16% entre trimestres.
En cuanto al gas, la producción creció un 6% intertrimestral, impulsada por la mayor demanda estacional durante el invierno y el aumento en la producción de shale gas en los bloques Rincón del Mangrullo y Aguada de la Arena. YPF resaltó que, pese a haber reducido su participación en Aguada del Chañar al ceder el 49% a CGC, la producción se mantuvo estable gracias al crecimiento en La Angostura Sur I (Hub-Sur). Además, la compañía firmó un acuerdo vinculante para adquirir el 45% de los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza a Total Austral por USD 500 millones.
Las exportaciones de petróleo alcanzaron un promedio de 44.000 barriles diarios, un 20% más que en el primer trimestre, impulsadas por ventas extraordinarias del petróleo pesado Escalante durante el mantenimiento programado de la refinería La Plata. En términos interanuales, estas exportaciones crecieron un 43%, beneficiadas también por la expansión del petróleo shale.
Los ingresos netos de YPF ascendieron a USD 4.641 millones, un aumento del 1% respecto al trimestre anterior, gracias a la mayor demanda estacional de gas y gasoil, así como al incremento en las exportaciones de petróleo y productos agrícolas, favorecido por menores aranceles. Sin embargo, este crecimiento fue parcialmente contrarrestado por el impacto negativo de la caída del Brent en los productos refinados, especialmente en los combustibles locales, y por una menor demanda estacional de nafta.
En el área de refinación, el volumen de crudo procesado promedió 301.000 barriles diarios, un 5% menos que en el trimestre anterior, alcanzando casi el 90% de la capacidad de la refinería. Esta reducción se debió principalmente al mantenimiento programado en la refinería La Plata durante mayo. Las ventas locales de combustibles crecieron un 4% intertrimestral, totalizando 3.532 km3, impulsadas por una mayor demanda de gasoil, aunque esta suba fue parcialmente compensada por una menor demanda de nafta.
Los precios promedio netos locales de combustibles en dólares disminuyeron un 8% respecto al trimestre anterior, consecuencia de la baja en los precios internacionales de referencia, aunque esta caída fue parcialmente compensada por ajustes en los precios aplicados. Como resultado, la brecha con las paridades de importación se ubicó en -1%, comparado con +1% en el primer trimestre y -5% en el segundo trimestre de 2024.
