Crónica de un boom anunciado: el salto shale de YPF

YPF inició 2025 con sólidos resultados operativos y financieros, consolidando su crecimiento gracias al impulso de la producción no convencional en Vaca Muerta y al avance de proyectos estratégicos que buscan posicionar a la Argentina como un actor relevante en los mercados energéticos internacionales.

Durante el primer trimestre del año, la producción de petróleo shale alcanzó un promedio de 147 mil barriles diarios, lo que representa un aumento del 31% respecto al mismo período de 2024 y un 7% más que en el cuarto trimestre del año pasado. 

Este crecimiento también se reflejó en el comercio exterior: las exportaciones de petróleo alcanzaron los 36 mil barriles diarios, un incremento del 34% interanual, impulsado fundamentalmente por el mayor volumen de shale.

En términos de inversión, la compañía desembolsó U$S 1.214 millones durante el trimestre. 

De ese total, el 75% se destinó al desarrollo de recursos no convencionales, marcando un crecimiento significativo respecto al 65% del trimestre anterior. También se destacan los avances en las obras de modernización de las refinerías de La Plata y Luján de Cuyo, claves para ampliar la capacidad de procesamiento y mejorar la eficiencia operativa.

En el plano financiero, YPF reportó un EBITDA ajustado de U$S 1.245 millones, un 48% más que en el trimestre anterior y en línea con el registrado en el primer trimestre de 2024. Si se excluye el impacto de los campos maduros, el EBITDA ajustado hubiera sido de U$S 1.351 millones.

Entre los principales proyectos en marcha, se destacan:

• Proyecto Andes: De los 50 bloques contemplados, ya se transfirieron 11, 23 están en su etapa final y los 16 restantes en progreso. En abril, YPF firmó un acuerdo de entendimiento con la provincia de Santa Cruz para la transferencia de 10 bloques operados por la compañía.
• Oleoducto VMOS: Este proyecto de exportación, que tendrá una capacidad de 550 mil barriles diarios hacia la segunda mitad de 2027, comenzó su construcción en enero de 2025. Con un CAPEX estimado de U$S 3.000 millones, YPF lidera el grupo de cargadores iniciales con un 27% de participación y se prevé financiarlo mediante un esquema de Project Finance (70% deuda y 30% capital).
• Argentina GNL: A principios de mayo, la empresa conjunta Southern Energy, de la cual YPF posee el 25%, aprobó la Decisión Final de Inversión (FID) para el arrendamiento del buque de licuefacción FLNG Hilli Episeyo, que operará por 20 años con una capacidad de 2,45 MTPA. También se firmó un segundo acuerdo para el buque FLNG MKII, con capacidad de 3,5 MTPA, sujeto a una futura aprobación del FID. Además, YPF avanza en el desarrollo de Argentina GNL 3 junto a la italiana Eni, con un Memorando de Entendimiento para un proyecto de hasta 12 MTPA.

La visión de Ignacio Sniechowski de IEB

"YPF ya produce más crudo shale que convencional, lo que poco a poco va llevando hacia abajo los lifting costs. Sobre todo los del 'core-hub' que su ubican en US$ 4,6 / boe vs. el promedio total de US$ 15,3 / boe. El tema es que los lifting costs de shale oil vienen incrementándose (inflación mayor a la devaluación). Era US$ 3,3 / boe en el 1°T de 2024, US$ 4,2 / boe en el 4°T de 2024 y US$ 4,6 / boe en el 1°T de 2025. Efecto que venimos viendo en todas las productoras. Con una inflación ya más controlada y un FX flotando debería comenzar a estabilizarse en estos valores. De todas maneras US$ 25 de cash costs es muy competitivo a nivel global", dijo Ignacio Sniechowski, de IEB, en su cuenta de X.

Sniechowski aclaró que ese no es el valor "break-even" de precio del Brent para YPF, "ya que hay que agregarle overheads, etc". 

"Sumando todo eso, el valor ronda los US$45 / boe. Obviamente no vale lo mismo una compañía como YPF o VIST con un crudo a US$70 o US$60 o US$50", dijo Sniechowski. Pero, dijo, a valores de US$60 "que parecerían ya ser piso, y continuando con el plan de focalizar en shale las cosas van bien".

"YPF no quedó ajena a toda la dinámica que venimos viendo en el sector: incrementos en producción (enfoque en shale), precios realizados estables contra el 4°T de 2024 pero con caídas fuertes frente al 1°T de 2024 y lifting costs y cash costs incrementándose. Somos optimistas en el desempeño de todas las variables hacia adelante: los lifting costs y cash cost deberían comenzar a estabilizarse; precios del crudo deberían ya, también, estabilizarse en torno a los US$60 / boe y, además, la producción continuará incrementándose (foco shale)".

"Es difíl pensar que el proyecto Andes continúe sin alteraciones en este contexto. Vendría muy bien la venta de METR o algunos activos fuera de su core para mitigar el FCF negativo, reducir deuda y bajar apalancamiento", sumó Sniechowski. Seguí a El Economista en Google Agreganos a tus medios preferidos. + Agregar