YPF difundió sus estados contables correspondientes al segundo trimestre del 2025 el día de ayer al cierre de mercado. Las ventas totales se reportaron por un total de USD 4.641 millones, cayendo un 6% partiendo de forma interanual, pero aumentando un 1% de forma trimestral. Esta suba trimestral se debió a una mayor demanda estacional de gas y diésel, además de un aumento de las exportaciones de petroleó. Por su parte, el EBITDA Ajustado totalizó USD 1.124 millones, bajando un 7% de forma interanual. Esta caída se explica por la contracción de los precios del Brent en el trimestre, que impacto sobre los precios locales del petroleó y otros refinados tanto en las ventas como en el stock, y, en menor medida, a la disminución de la participación en el bloque de petróleo de esquisto Aguada del Chañar (100%→51%) desde abril de 2025. Estos efectos se compensaron parcialmente con menores costos de extracción debido a la menor exposición a yacimientos maduros y al pico de ventas de gas natural durante el período con temperaturas más bajas. Es importante remarcar que, excluyendo los campos maduros, el valor del EBITDA Ajustado habría ascendido a un total de USD 1.250 millones, siendo mayor que el del 1T25. Por su parte, algo destacable del período es que los gastos operativos totalizaron US$1.529 millones (- 12% t/t), derivado principalmente de ahorros asociados a una menor exposición a campos maduros y un menor OPEX de los campos restantes. El CAPEX llegó a un valor de USD 1.160 millones, cayendo un 5% de forma trimestral y un 3% YoY. Este se dedicó a la expansión del shale oil, concentrando un 71% del mismo en el desarrollo de actividades de extracción no convencionales en Vaca Muerta. Existe flexibilidad respecto al CAPEX aunque no se espera que se tomen decisiones importantes en un contexto tan volátil como el actual. No hay indicios de cambios por el momento, pero la compañía sostuvo que en caso de necesitar reajustar el programa de inversión esta dispuestos a hacerlo. La compañía enfatizó que su portafolio de bajo costo sigue siendo una ventaja clave, lo que respalda su capacidad para sostener el crecimiento de la producción, al menos en el contexto actual de precios del petróleo.
En el segmento Upstream, los ingresos totales fueron de USD 1.895 millones cayendo un 8% de forma trimestral. La baja se generó por menores precios del petróleo asociados a la contracción del Brent y una menor producción de petróleo convencional (debido a una mayor desinversión en campos maduros), parcialmente compensada por las máximas ventas estacionales de gas natural. Los costos de elevación cayeron tanto en los campos maduros (USD 26,8 BOE, -12% QoQ) como en el shale oil (USD 4,1 BOE, -22% QoQ). Esta baja de costos fue impulsada por la productividad en los bloques de La Calera, ventana de gas húmedo y Lindero Atravesado. Enfocando en la producción, es importante decir que la empresa fue muy eficiente en términos de producción no convencionales y logró nuevos máximos históricos en línea con los objetivos establecidos para 2025. De esta forma, la producción de shale oil aumentó un 28% de forma interanual, y representó el 59% de la producción en total de petroleó. Este dato es cada vez mayor período a período, ya que hace un año representaba solo el 46%. La Fase I de la estrategia de desinversión en Andes, ya se han vendido 24 de los 28 bloques, y los 4 restantes se encuentran en fase final de negociación. Luego, se lanzó la Fase II de la desinversión en Andes, que contempla la salida de 16 bloques convencionales adicionales. Este reposicionamiento estratégico se vio reforzado por la adquisición de dos activos clave: La Escalonada y Rincón La Ceniza, que en conjunto suman más de 500 ubicaciones de perforación de shale oil. Además, en línea con el Plan 4x4, recientemente se firmó un acuerdo vinculante para adquiriré el 45% de participación en los bloques La Escalonada y Rincón La Ceniza (ubicado en la zona más prometedora de las ventanas de petróleo y gas húmedo de Vaca Muerta Norte) de Total Austral SA por US$ 500 millones, sujeto a ciertas condiciones y ajustes. Por otro lado, las exportaciones de petroleó siguen aumentando, con un 20% de crecimiento trimestral y un 43% de crecimiento anual.
En los segmentos Midstream y Downstream, los ingresos se reportaron por un total de USD 3.700 millones, cayendo un 5% de forma trimestral. Esto se debió al impacto de la caída del Brent en los productos refinados, en particular los precios locales de los combustibles, parcialmente compensado por las ventas estacionales de productos agrícolas, la mayor demanda local de diésel, y en menor medida, por el aumento de las exportaciones de petróleo. El EBIDTA Ajustado se posicionó en un total de USD 439 millones, un 13% menos que el período anterior. La baja de los precios internacionales afectó a los precios locales de combustible y de otros productos refinados, y esto combinado con menor demanda por la temporada baja generó una caída en esta línea. El CAPEX de estos dos segmentos para este trimestre fue de USD 204 millones, distribuyéndose un 53% en refinación, 22% en Midstream, 20% en logística y el 5% restante en otros gastos de mantenimiento. En el segmento Downstream, el CAPEX fue de USD 246 millones, un 20% más que en el primer trimestre de 2025, y se asignó un 57% a proyectos de refinación, un 25% a proyectos de Midstream, un 14% en proyectos de lógistica y el 4% restante la compañía lo cataloga como “otros”. En la parte de refinería se asignó al desarrollo de las unidades topping en la refinería de Luján de Cuyo y de Plaza Huincul. Por otro lado, el CAPEX del sector Midstream dedicado al petróleo se dividió entre el desarrollo del proyecto VMOS, la ampliación de Oldeval, el desarrollo de VMOC y la ampliación de la capacidad de almacenamiento. Por su parte, en la parte de gas, se uso capital para la modernización de la plata de Loma La Lata, la ampliación de la capacidad de procesamiento en las plantas de tratamiento de Sierra Barrosa y la construcción de nuevo gasoducto del Eje Norte.
El crudo procesado promedió 301 kbb/d, cayendo un 5% en el trimestre, utilizando un 90% de la capacidad instalada de la refinería, por la limitación en la disponibilidad de la Refinería La Plata. Los volúmenes de ventas de combustible a nivel local subieron un 4% frente al período anterior por una mayor demanda estacional de diésel. A su vez, también subieron los volúmenes promedio de ventas de petroquímicos en términos de 33% de forma trimestral por una mayor demanda extranjera de metanol y los volúmenes de ventas de fertilizantes, granos y harinas en términos del 41% trimestre a trimestre por una mayor demanda estacional. El lado negativo de este segmento relacionado con las ventas vino por el lado de los precios. Si bien aumentaron los volúmenes de ventas en varios productos, el precio neto de los combustibles en el mercado local cayó un 8% y el precio de los productos petroquímicos y otros refinados cayó un 2%, ambos de forma trimestral. El EBITDA Ajustado para el segmento de LNG y Gas Integrado fue negativo por USD 0,1 millones aumentando desde el primer trimestre de este año, debido principalmente a mayores ventas estacionales de gas natural como productor, parcialmente compensadas por mayores compras de gas natural y en menor medida, un cargo a deudas incobrables. Una cuestión importante de este sector es que el CAPEX creció de forma significativa por inversiones en el proyecto GNL de Argentina. La Fase 3 de este proyecto se firmó en junio, y el convenio con ENI, socio estratégico, se firmó en agosto. Por otro lado, el EBITDA Ajustado del segmento de Nuevas Energías reportó un total de USD 26 millones cayendo de forma trimestral, explicado por mayores compras de gas y el reconocimiento de cargo por deudas incobrables, parcialmente compensado por mayores tarifas cobradas por Metrogas. El flujo libre de caja alcanzó un valor negativo de USD 365 millones debido al impacto de los campos maduros que generaron una salida de efectivo por USD 189 millones. A su vez, se destacan desembolsos por USD 101 millones pago de impuestos a la renta de las filiales, por la compra de Sierra Chata, y por USD 100 por pago de servicios de deuda. En cuánto a las obligaciones de la empresa, la deuda neta consolidada asciende a un total de USD 8.833 millones, creciendo en un valor de USD 497 millones de forma intertrimestral. Este crecimiento se debe a nuevas emisiones locales y una caída en el efectivo e inversiones de corto plazo. Igualmente, el ratio de apalancamiento neto se posicionó en 1,9x en el período, frente a un valor 1,8x en el 1Q25. La compañía espera que este ratio cierre en valores entre 1,5x y 1,6x cuando se cierre la transacción de los campos maduros.
Por otro lado, su perfil de vencimientos no es preocupante. Para el segundo semestre de 2025, la Compañía enfrenta vencimientos manejables por US$793 millones, en su mayoría locales. En conclusión, los resultados del 2T25 de YPF estuvieron en línea con lo anticipado por el mercado, pero igualmente reflejaron un trimestre débil frente al 2T24 y al 1T25. La compañía sigue sujeta a la dinámica del sector que busca aumentar la producción enfocando en shale oil, precios realizados más estables y costos en efectivo subiendo. Con una inflación y un tipo de cambio controlado con libre flotación, los costos de extracción deberían comenzar a estabilizarse y competitivos en parámetros internacionales. Una cuestión positiva es el avance de la producción de petróleo no convencional y del gas natural. El plan para convertirse en un jugador puro de shale sigue en marcha, aunque con un avance más lento y costoso de lo esperado, registrando en el período un gasto aproximado de USD 130M por la salida de campos maduros. Por su parte, la caída en la producción, asociada a la reducción del interés en Aguada del Chañar, se cubrirá con la compra de activos a Total por USD 500M, operación que implicará más deuda en un balance que ya muestra limitaciones. Otro punto para destacar es que todos los proyectos más importantes en lo que la compañía basa su crecimiento en el largo plazo como lo son el proyecto VMOS, el desarrollo de Oldeval y el proyecto de LNG siguen su curso sin problemas. La ejecución exitosa de todos los proyectos midstream es un objetivo clave para YPF, y la compañía ha avanzado en las entregas. Se deben monitorear estas cuestiones en el futuro, junto con el precio del Brent a nivel internacional que viene siendo muy volátil por los aranceles impuestos por Trump de este año. La baja en el precio del petróleo fue el factor principal detrás de la debilidad operativa y del flujo de caja libre negativo de USD 365M en el trimestre. Suele ser raro ver al precio del Brent en estos niveles por debajo de los USD 70 boe en los últimos 10 años, ya que según la estadística solamente el 21% de los trimestres estuvo por debajo de ese precio en ese período. Igualmente creemos que por la volatilidad del mercado y la incertidumbre el precio del petróleo debería estabilizarse en torno a los USD 60 boe en el mediano plazo.
Estos valores no son break even, aunque es cierto que no da lo mismo si el petróleo vale USD 50 o USD 70 boe. Esto lo pensamos ya que el financiamiento de proyectos clave como los anteriormente mencionados exige mayor disciplina financiera, en un escenario donde un Brent en USD 65 podría limitar la paciencia del mercado, a diferencia de lo que ocurría con precios en USD 80. Por último, se debe estar atento a una posible venta de Metrogas y otros activos fuera del negocio core para mitigar el FCF negativo y bajar el apalancamiento.