Los resultados operativos de YPF del cierre del ejercicio 2025 expusieron un crecimiento firme en la extracción de hidrocarburos no convencionales, y además validaron la estrategia de desinversión en yacimientos maduros para maximizar la rentabilidad en la formación de Vaca Muerta. La compañía logró que el desempeño del shale compense largamente el declive natural de sus activos convencionales, estableciendo nuevos estándares de eficiencia que compiten a la par de la Cuenca Pérmica, de Estados Unidos.
Un dato muy relevante es que con los costos actuales de producción, YPF lidera la competitividad en el shale oil con un breakeven price por debajo de los US$40, lo que, destacan en la compañía, la posiciona como el jugador más eficiente dentro de Vaca Muerta, donde el promedio general ronda los US$42 y la sitúa al mismo nivel de rentabilidad que la cuenca de Permian, en Estados Unidos. La brecha de eficiencia se vuelve más evidente al observar que el resto de las operadoras en la formación neuquina, es decir, excluyendo a YPF, promedian costos de US$45.
Durante 2025, la producción de petróleo no convencional de la petrolera experimentó una expansión del 35%, alcanzando un promedio anual de 165.000 barriles diarios (bbld). Sin embargo, el dato más relevante se observó en la aceleración del último tramo del año. En el cuarto trimestre, la producción saltó a 196.000 bbld, perforando en diciembre el techo de los 200.000 barriles diarios. Esta cifra representa un cumplimiento del 107% respecto a los objetivos trazados originalmente por la dirección técnica de la empresa.
Este avance contrasta con la caída planificada en la producción convencional, que promedió 90.000 bbld en el año, con una baja del 32% respecto a 2024. Tras la salida de bloques maduros como, entre ellos, el recientemente concretado de Manantiales Behr, la empresa proyecta que su producción convencional pro forma se estabilizará en torno a los 35.000 bbld, concentrando sus recursos humanos y de capital donde la productividad es marginalmente superior. Un dato sobre gas natural detalló que, aunque la producción total bajó un 3%, el componente de shale gas creció un 14%, pasando de 20,4 a 23,3 millones de m³ diarios entre 2024 y 2025.
Uno de los pilares del análisis del desempeño técnico que hizo la compañía es la drástica reducción de los costos de extracción o lifting cost. Gracias a la salida de campos convencionales de alto costo de mantenimiento, el promedio corporativo cayó un 26%, situándose en US$11,6 por barril de petróleo equivalente (BOE).
Si se analizan solo los activos remanentes tras las desinversiones, el costo pro forma desciende por debajo de los US$8 por BOE, pero a la vez se aclara que, al excluir los recientes bloques desinvertidos (tras el cierre del trimestre como Manantiales Behr, Tierra del Fuego y Malargüe), el costo de extracción proyectado cae a US$7,6 por BOE.
En los bloques centrales de Vaca Muerta, YPF alcanzó un nivel de eficiencia líder en la industria de US$4,4 por BOE. Según informes de la consultora Rystad Energy, este valor posiciona a la petrolera por debajo del promedio de la formación (US$5,9) y, lo que es más disruptivo, por debajo del promedio de la Cuenca Pérmica en Estados Unidos (US$4,9). Esta competitividad se apoya en hitos operativos como el récord de perforación, por el cual se alcanzó una velocidad de 540 metros por día, completando pozos de más de 3.000 metros de rama lateral en apenas 11 días.
El inventario de hidrocarburos también muestra una acelerada renovación. Las reservas probadas (P1) crecieron un 17% en 2025, impulsadas por un aumento del 32% en el inventario de shale. Actualmente, el no convencional representa el 88% de las reservas totales de la compañía, y el índice de reemplazo de reservas se situó en 3,2 veces para el shale.
La vida útil de reservas P1 alcanza los 6,7 años en el consolidado, pero mejora a 8 años en el análisis pro forma que excluye los activos desinvertidos, en tanto que se resaltó, en cuanto a la productividad geológica, que los niveles de recuperación final estimada (EUR) en Vaca Muerta duplican el promedio estadounidense, con bloques como La Angostura que proyectan entre 1,2 y 1,5 millones de barriles por pozo.
La implementación del Centro de Inteligencia en Tiempo Real en Neuquén fue determinante para mantener los costos operativos estables a pesar de la inflación sectorial, se destacó en YPF. La capacidad de monitorear y ajustar la perforación y completación de pozos en vivo permitió optimizar el uso de sets de fractura y reducir los tiempos de inactividad, consolidando activos de «Nivel 1» que tienen un precio de equilibrio (breakeven) cercano a los US$40 por barril.
La evolución que resalta YPF se apoya en una aceleración fuerte de sus métricas de campo. En el segmento upstream, la compañía cerró 2025 con una velocidad de perforación promedio de 324 metros por día, mientras que el ritmo de fractura (fracking) alcanzó las 262 etapas por conjunto al mes. Estos rendimientos récord continuaron su senda ascendente en enero pasado, tocando picos de 378 metros por día y 282 etapas de fractura mensuales.
Al contrastar estas cifras con enero de 2023, la mejora es sustancial: un crecimiento del 66% en perforación y del 61% en completación de pozos. Esta eficiencia permitió expandir la actividad hasta alcanzar los 250 pozos petroleros conectados y en producción, lo que representa un incremento del 26% en el despliegue operativo.
En el negocio del downstream, el programa de eficiencia técnica alcanzó hitos históricos durante el último ejercicio. La compañía inauguró cinco centros de inteligencia en tiempo real con soporte 24/7, entre los que destaca la nueva sala de operaciones de la Refinería La Plata. Este centro integrado permite la detección de desvíos operativos en todo el complejo, superando el antiguo esquema de monitoreo por unidades independientes.
Estos niveles de optimización industrial se tradujeron en volúmenes sin precedentes. Durante 2025, el procesamiento promedio fue de 320.000 barriles diarios, con una tasa de utilización de las refinerías del 95%. Sin embargo, los últimos meses marcaron hitos en los últimos 50 años para la serie estadística de la firma al llegar a procesar 335.000 barriles por día en el cuarto trimestre con un 99% de utilización.
El mes pasado, la capacidad operativa alcanzó los 352.000 barriles diarios, operando a una tasa de utilización del 104%. Este excedente de producción en gasolinas y destilados medios permitió a la compañía sustituir importaciones y consolidar un perfil exportador hacia países vecinos. Pero no solo eso, sino que alcanzó para cubrir la demanda interna de gasolina y diésel, que creció un 3% y 5%, respectivamente.
De esta manera, en el mercado interno, YPF mantuvo su liderazgo con una participación del 56%, cifra que se eleva hasta el 60% al contabilizar el combustible producido por la firma y despachado a través de estaciones de servicio de terceros.
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