La petrolera YPF presentó los resultados correspondientes al segundo año de gestión bajo los lineamientos del Plan 4×4 y confirmó un EBITDA ajustado de 5.000 millones de dólares, el registro más alto de la última década. En un contexto internacional signado por la baja del precio del Brent y menores valores locales en dólares, el segmento de Downstream mostró una mejora operativa sustancial apalancada en mayor actividad, eficiencia y disciplina en costos.

El EBITDA -sigla en inglés de Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization- es un indicador que mide la ganancia operativa de una empresa antes de descontar intereses financieros, impuestos y cargos contables como depreciaciones y amortizaciones. Se trata de una referencia clave para evaluar la capacidad de generación de resultados del negocio en sí mismo, aislando factores financieros o extraordinarios. En el caso de YPF, el EBITDA ajustado excluye además el efecto de variaciones en el valor de inventarios, lo que permite observar con mayor precisión el desempeño estructural de la operación.

Dentro del Downstream, las ventas locales de combustibles alcanzaron 14,4 millones de metros cúbicos en 2025, con un crecimiento interanual del 3 por ciento. La nafta avanzó 4 por ciento y el gasoil 2 por ciento, impulsados por una mayor demanda en todos los segmentos y por la estacionalidad del último trimestre. La compañía mantuvo su histórica posición de liderazgo en el mercado interno, con una participación del 56 por ciento.

El dato más relevante fue el desempeño de las refinerías, que en el cuarto trimestre operaron en niveles récord de procesamiento. Este mayor volumen permitió diluir costos fijos y mejorar márgenes unitarios. El EBITDA ajustado del negocio de Refino y Marketing, excluyendo el efecto precio de inventarios, alcanzó 2.015 millones de dólares en 2025, un 10 por ciento superior al año anterior.

En términos unitarios, el EBITDA ajustado se ubicó en 12,9 dólares por barril, levemente por debajo de los 13,9 dólares de 2024 debido a menores precios locales de combustibles medidos en dólares. Sin embargo, el cuarto trimestre mostró una marcada recuperación: el indicador escaló a 18,6 dólares por barril, casi triplicándose frente al trimestre previo, gracias a mayores niveles de procesamiento, recomposición de precios locales en línea con paridades internacionales y mejores crack spreads, especialmente en gasoil.

Los ingresos consolidados totalizaron 15.338 millones de dólares, un 4 por ciento menos que en 2024, principalmente por menores precios locales y de exportación en línea con la tendencia bajista del crudo y por la reducción de exportaciones de jet fuel tras el cese de la actividad de aviación en Chile. No obstante, en el cuarto trimestre los ingresos crecieron 5 por ciento respecto del período anterior, impulsados por mayores precios en surtidor y una demanda estacional más firme de naftas y gasoil.

Un aspecto central del año fue la fuerte caída de las importaciones de combustibles, que retrocedieron 23 por ciento interanual. En 2025 representaron apenas el 2 por ciento de las ventas locales, en línea con 2024, como resultado de mayores niveles de procesamiento interno y de un contexto internacional de precios más bajos. En el cuarto trimestre la caída fue aún más pronunciada, con una reducción del 30 por ciento frente al trimestre previo, especialmente por menores compras de gasoil importado.

Los costos del Downstream crecieron apenas 1 por ciento en el año, alineados con el incremento de actividad en refino y marketing y compensados en parte por nuevas eficiencias, particularmente en la optimización de contratos de transporte terrestre. En el último trimestre, los costos aumentaron 7 por ciento frente al período anterior.

En materia de inversiones, el Downstream concentró 924 millones de dólares, un 22 por ciento menos que en 2024 tras la finalización del oleoducto VMOC. El 59 por ciento se destinó a refino, 19 por ciento a midstream, 16 por ciento a logística y el resto a otros proyectos. Entre las principales obras se destaca la construcción de una nueva unidad de hidrotratamiento de gasoil en la refinería de Luján de Cuyo, prevista para entrar en operación en el primer semestre de 2026, y la modernización de unidades de topping en Plaza Huincul y Luján de Cuyo para incrementar el procesamiento de shale oil hasta alcanzar el 100 por ciento en esta última hacia 2026.

A ello se sumó la inauguración de siete Real Time Intelligent Centers (RTICs), centros de monitoreo y análisis que permiten optimizar la toma de decisiones en tiempo real y mejorar la eficiencia operativa.