YPF concluyó el tercer trimestre de 2025 registrando los costos de extracción más bajos de los últimos años. La empresa atribuye este logro a la intensificación de la producción no convencional en Vaca Muerta y a la paulatina desinversión en yacimientos más antiguos. Durante este periodo, el costo por barril equivalente producido fue de US$8,8, lo que se traduce en una mejora interanual del 45%.
Este progreso significativo, resaltado en su informe actualizado a inversores, se sustentó en una mayor optimización en las labores de perforación y fractura, junto con la reorientación de su matriz productiva hacia un esquema más competitivo y a tono con los estándares globales.
El nuevo enfoque estratégico de YPF
La petrolera informó que la producción de crudo shale se incrementó un 35% en el último año, llegando a 170 mil barriles diarios. Este fuerte salto logró casi anular la merma de las áreas convencionales. De esta forma, el 71% del petróleo provino de recursos no convencionales, lo que evidencia un cambio estructural en la composición de activos de YPF.
En el ámbito del gas, se mantuvo el predominio del shale, especialmente en bloques de gas húmedo como La Calera y Aguada de la Arena. Este desempeño permitió conservar volúmenes totales estables a pesar de que los activos tradicionales disminuyen su aporte de manera constante.
La gerencia de la compañía explicó que su estrategia principal busca aprovechar un recurso de magnitud mundial como Vaca Muerta, con un ritmo de desarrollo enfocado en superar las metas de productividad y eficiencia en cada trimestre.
Hito histórico en refinerías
El efecto positivo del shale no se limitó únicamente al segmento upstream (exploración y producción). El sistema de refinación de YPF experimentó su mejor trimestre en más de una década. Las plantas alcanzaron una tasa de utilización del 97%, procesando 326 mil barriles diarios, el pico más alto registrado desde 2009.
Esta performance posibilitó que las compras de combustibles en el exterior cayeran al 1% de las ventas totales, al mismo tiempo que la demanda interna de naftas y gasoil mostró un crecimiento en sus principales categorías. La refinería de La Plata fue particularmente notable, con un incremento del 14% en su capacidad de procesamiento tras finalizar labores de mantenimiento.
Los precios internos de los combustibles, calculados en dólares, se mantuvieron por debajo de la paridad internacional, dentro de un contexto de volatilidad que empezó a estabilizarse hacia el mes de octubre.
Inversiones clave y estratégicas
Durante el trimestre, el 70% del capital invertido fue destinado a proyectos de shale, priorizando la perforación, la completación de pozos y la logística necesaria para asegurar la evacuación y la comercialización del crudo generado.
Un avance crucial fue el del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS): se terminó de soldar la totalidad de los tramos de cañería, logrando un 35% de ejecución física. Esta megaobra de infraestructura petrolera, la más grande de los últimos tiempos, es fundamental para expandir la capacidad de exportación hacia el Océano Atlántico.
Otro pilar central del plan es Argentina LNG, el proyecto masivo de licuefacción de gas que YPF lleva adelante en asociación con ENI. En octubre, ambas compañías autorizaron la inversión técnica para la Fase 3, y la petrolera estatal ADNOC de Emiratos Árabes Unidos suscribió un acuerdo preliminar para integrarse como socio.
YPF también avanzó en buscar mecanismos de financiación alternativos que le permitan mantener el ritmo de desarrollo. La reorganización de su portafolio, el énfasis en la productividad y la promoción de la exportación constituyen la guía principal para que el shale continúe ganando preponderancia.
La compañía reafirmó que su transformación operativa tiene como fin producir más, con menos recursos y una mayor rentabilidad, inaugurando así una nueva era para la industria energética de Argentina.
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