YPF produjo un promedio de 224.100 barriles diarios de petróleo no convencional durante el tercer trimestre de 2026. El volumen aumentó 32% frente al mismo período de 2025 y 5% respecto del segundo trimestre, según el informe de resultados presentado por la compañía el 28 de octubre.
El shale oil representó el 86% de su producción de crudo. La participación había sido de 80% en el trimestre anterior y de 71% un año antes. El dato muestra el peso creciente del negocio no convencional dentro de la petrolera, con Vaca Muerta como eje de esa transformación.
VMD había anticipado la presentación de resultados y los datos a seguir. La novedad ahora es que las cifras ya fueron informadas. Corresponden al trimestre cerrado en septiembre; no describen una producción medida al 30 de octubre.
El crecimiento del shale y el total de la compañía
La producción total de petróleo de YPF fue de 261.400 barriles por día. Ese volumen creció 9% interanual, aunque se ubicó 2% por debajo del segundo trimestre. El aumento del petróleo no convencional, por lo tanto, no implica que todas las categorías productivas hayan crecido al mismo ritmo.
Al sumar petróleo, gas y líquidos, la producción total de hidrocarburos alcanzó 532.000 barriles equivalentes diarios: 2% más que un año antes y 2% menos que en el trimestre precedente. La producción de gas natural se ubicó en 36,5 millones de metros cúbicos por día, 5% por debajo del tercer trimestre de 2025.
Son indicadores diferentes. Los barriles diarios de crudo no pueden sumarse sin conversión a los metros cúbicos de gas, y la participación de 86% corresponde al petróleo de la compañía, no al total de sus hidrocarburos ni a toda la producción de Vaca Muerta.
Dónde se concentró la inversión
YPF informó inversiones de capital por US$1.287 millones en el trimestre, 26% superiores a las de un año antes y 4% inferiores a las del segundo trimestre. El 70% de ese total se destinó al negocio no convencional.
Dentro de exploración y producción, la inversión fue de US$932 millones. La compañía señaló que 97% de ese segmento correspondió a perforación e instalaciones no convencionales. El porcentaje se aplica a ese segmento y no al total consolidado.
Para la cadena de valor regional, las cifras permiten identificar dónde se concentró efectivamente el gasto informado por la operadora. No constituyen un listado de nuevas compras abiertas, contratos adjudicados a proveedores determinados o empleos disponibles.
Resultados financieros y el avance de VMOS
Los ingresos del trimestre sumaron US$6.557 millones y el EBITDA ajustado fue de US$2.503 millones. Este último indicador aumentó 84% interanual, pero cayó 11% frente al trimestre anterior. La ganancia neta informada fue de US$1.196 millones. Los indicadores corresponden al reporte de la empresa y sus definiciones contables.
En infraestructura de exportación, el documento situó el avance de VMOS en 85% a septiembre. También informó que el ducto se completó en octubre y entró en tareas de puesta en servicio, mientras continúan trabajos en las instalaciones terrestres y marítimas de la terminal.
La previsión de primer petróleo se mantiene para comienzos de 2027. Es un objetivo de la compañía: completar el ducto no equivale a tener todo el sistema exportador operando. La terminal, las pruebas y la puesta en marcha siguen siendo etapas relevantes.
El balance también incluye metas de producción futuras. Deben leerse separadas de los 224.100 barriles diarios ya reportados. El resultado confirmado es el crecimiento del shale oil durante el tercer trimestre; la evolución posterior dependerá de la operación y de los proyectos que todavía se ejecutan.
