YPF bajo la lupa

 Deudas, caja en rojo y ventas de activos históricos y una única apuesta a Vaca Muerta

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Mientras Horacio Marín suma premios y fotos, los últimos balances de YPF muestran otra postal: pérdidas en el tercer trimestre de 2025, flujo de caja libre negativo y una deuda que volvió a escalar. En ese contexto, la petrolera aceleró la salida de negocios y campos convencionales —algunos rentables— para sostener liquidez y financiar su giro al shale y al GNL.

La escena pública de la conducción actual de YPF contrasta con el lenguaje seco de los números. En el tercer trimestre de 2025, la compañía reportó ingresos por US$ 4.640 millones y una pérdida neta de US$ 198 millones, explicada en buena medida por cargos impositivos diferidos, según el reporte difundido al mercado y recogido por agencias internacionales.

El dato que más inquieta a inversores y proveedores no es sólo el resultado contable, sino la caja. En su presentación a inversores, YPF informó que el free cash flow del trimestre fue de -US$ 759 millones, un rojo que la empresa asoció a transacciones de M&A y a costos vinculados a la salida de campos maduros, aun cuando destacó una “posición de liquidez sólida”.

En paralelo, la deuda volvió al centro del tablero. La misma presentación muestra que la deuda neta (LTM al 3T25) se ubicó en torno a US$ 9,6 mil millones, con un apalancamiento cercano a 2,1x.

Vender para aguantar: Profertil, Metrogas y el repliegue convencional

En ese marco, la estrategia de “ordenar portafolio” se tradujo en ventas concretas. La más resonante fue Profertil: YPF aprobó la venta de su 50% por US$ 635 millones a una sociedad del grupo Adecoagro, operación comunicada como hecho relevante.

La discusión no es menor porque Profertil aparece en los propios materiales corporativos como un activo de peso: la presentación de YPF exhibía a la firma como una de sus afiliadas relevantes, con EBITDA de referencia del orden de US$ 235 millones.

La lógica de desprendimiento también alcanzó al negocio de distribución de gas. En la misma lámina donde repasa afiliadas, YPF destaca a Metrogas con un EBITDA estimado en torno a US$ 198 millones y su control accionario mayoritario.
En el mercado, esa foto alimenta la pregunta que se repite en voz baja: ¿qué tan sostenible es vender activos que generan caja para atravesar un ciclo de precios menos favorables?

La conducción de YPF apuesta a que Vaca Muerta y el GNL cierren esa ecuación. Pero por ahora, la crónica que escriben los balances es más áspera: pérdidas, caja negativa, deuda en ascenso y una retirada acelerada del mapa convencional. El mercado, los trabajadores de las cuencas maduras y las provincias petroleras ya están tomando nota.

Manantiales Behr: una salida que abre conflicto social y político

El giro se volvió particularmente sensible en la Cuenca del Golfo San Jorge. En enero de 2026, YPF confirmó la venta de Manantiales Behr a Rovella Capital por US$ 575 millones.
La operación, parte del proceso de desinversión en campos maduros, impacta en una provincia donde el empleo y la actividad petrolera funcionan como termómetro social.

El malestar se expresó en la calle: en diciembre de 2025, el Sindicato Petrolero Chubut realizó una protesta frente a la sede administrativa de YPF en Comodoro Rivadavia, con críticas al retiro de la compañía y a la política energética nacional.
Y la controversia escaló también por el perfil del comprador: medios especializados y políticos remarcaron que se trata de un grupo más asociado a la construcción que a la operación petrolera, un dato que en un yacimiento clave no pasa inadvertido.

El GNL, entre anuncios, cambios de socios y la cuenta regresiva

El otro eje del relato oficial es el GNL como gran generador de divisas. Pero el camino está lejos de ser lineal. Reuters informó que YPF apunta a una decisión final de inversión (FID) hacia mediados de 2026 para una fase del proyecto de Argentina LNG con participación de Eni y XRG (ADNOC), y que la compañía buscaba estructurar financiamiento con JP Morgan.

A la vez, el proyecto tuvo idas y vueltas: la salida de Shell de una etapa inicial fue explicada públicamente como un cambio de alcance y prioridades dentro del plan, en un contexto donde la petrolera necesita mostrar avances concretos y no sólo presentaciones.

Comunicación y números: la tensión de fondo

Con balances en discusión, otro dato que sumó ruido fue el gasto en publicidad. Una investigación de Chequeado estimó que, en el primer semestre de 2025, YPF aumentó en términos reales su inversión publicitaria y detalló los montos informados por la empresa.
En paralelo, publicaciones periodísticas sostuvieron —en base a estados contables— que el gasto en “publicidad y propaganda” acumulado en 2025 alcanzó cifras muy elevadas.

El telón de fondo es un mercado petrolero que no regala nada. Este 20 de enero de 2026, el Brent operó alrededor de US$ 64 y el WTI cerca de US$ 59,6, según Reuters.
Con ese nivel de precios, la pregunta que empieza a ordenar el debate no es ideológica, sino práctica: si la caja sigue en rojo y la deuda sube, ¿hasta dónde se puede sostener el plan de inversión sin seguir vendiendo patrimonio?

La conducción de YPF apuesta a que Vaca Muerta y el GNL cierren esa ecuación. Pero por ahora, la crónica que escriben los balances es más áspera: pérdidas, caja negativa, deuda en ascenso y una retirada acelerada del mapa convencional. El mercado, los trabajadores de las cuencas maduras y las provincias petroleras ya están tomando nota.

Redacción Data Política y Económica

Argentina LNG: apoyos y críticas, pero con un debate de fondo sobre el rol de YPF

 

Sectores de la industria advierten que el proyecto de GNL exige una inversión enorme con un retorno directo bajo para YPF. El contraste entre la rentabilidad empresaria y el beneficio macroeconómico vuelve a abrir una discusión histórica: ¿Qué proyectos necesita el país y cómo se reparte el valor?.

Por Antonio Muñiz

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El proyecto Argentina LNG, impulsado por YPF, volvió a poner a Vaca Muerta en el centro del debate energético. La iniciativa busca convertir el gas neuquino en exportaciones de gas natural licuado (GNL) desde la costa de Río Negro, con una capacidad inicial relevante y un horizonte de largo plazo. Sin embargo, junto con los anuncios y los socios internacionales, creció una crítica recurrente desde sectores de la industria: la inversión es muy grande y la tasa de retorno para YPF sería baja. El cuestionamiento no niega el impacto positivo para el país, pero sí interroga el balance entre riesgo empresario y beneficio colectivo.

La crítica: mucha plata, retorno moderado

El primer punto del cuestionamiento es simple y comprensible. Argentina LNG es un proyecto caro y largo. Requiere decenas de miles de millones de dólares, varios años de obra y exportaciones que empezarían recién a comienzos de la próxima década. En ese esquema, cualquier retraso, cambio de reglas o encarecimiento financiero afecta el resultado final.

Además, YPF no controla el 100% del negocio. El diseño prevé socios internacionales —como Eni y XRG— con participación accionaria relevante. Para YPF, eso significa que el retorno directo se calcula sobre su porción del proyecto, no sobre el total del flujo de dólares que genere el sistema. Desde la mirada estrictamente empresaria, el número puede lucir menos atractivo que otras alternativas más rápidas o de menor escala.

Un tercer elemento es el financiamiento. La idea es usar project finance, es decir, mucha deuda respaldada por los propios ingresos futuros del proyecto. Eso reduce el capital que deben poner los socios, pero también impone prioridades: primero se paga la deuda, luego vienen las ganancias. En los primeros años, la rentabilidad para los accionistas suele ser acotada.

Por último, está el riesgo de mercado. El GNL se vende en un mundo competitivo, con precios que dependen de la demanda global, los fletes y la oferta de otros países. Si el mercado se vuelve más ajustado o los precios bajan, el margen se achica. Todo esto explica por qué algunos industriales resumen la ecuación así: mucho riesgo para un retorno que no deslumbra.

El otro lado: ¿por qué el país sí gana?

El problema es que esa mirada, siendo válida, no agota la discusión. Porque Argentina LNG no es solo un negocio para una empresa: es una apuesta de política energética y económica.

Desde el punto de vista macroeconómico, el proyecto permitiría generar exportaciones estables de largo plazo, algo escaso en la historia argentina. No se trata de ventas ocasionales, sino de contratos que pueden durar 15 o 20 años, con un flujo de dólares relativamente previsible. En un país crónicamente limitado por la falta de divisas, ese dato pesa.

Además, el LNG obliga a invertir en infraestructura: gasoductos, puertos, servicios logísticos, mantenimiento naval, ingeniería. Ese proceso moviliza empleo y derrama sobre proveedores locales, muchas de ellas PyMEs, que encuentran demanda sostenida y posibilidad de escalar capacidades. No es un beneficio abstracto: es trabajo, conocimiento y desarrollo territorial, especialmente en Neuquén y la Patagonia.

También hay un efecto menos visible pero clave: ordenar el sistema energético. Exportar gas en gran escala permite planificar mejor la producción, amortiguar ciclos internos y reducir la dependencia de importaciones caras en invierno. En términos simples, ayuda a que el país deje de pagar dólares por energía y empiece a generarlos.

Retorno bajo… ¿para quién?

El punto central del debate es distinguir entre retorno privado y retorno social. Puede ocurrir —y de hecho ocurre— que un proyecto tenga una rentabilidad empresaria moderada, pero un impacto macroeconómico alto. La historia argentina está llena de discusiones similares en infraestructura, energía o transporte.

Para YPF, el desafío es que esa brecha no sea excesiva. Una empresa, aunque tenga control estatal, no puede sostener proyectos que destruyan valor. Pero tampoco puede evaluarse como si fuera una petrolera privada más, desconectada del interés nacional. Ese equilibrio explica muchas de las decisiones de diseño del proyecto.

¿Cómo mejorar la ecuación sin romper el proyecto?

Dentro del propio sector energético se señalan caminos concretos para mejorar la rentabilidad sin abandonar el objetivo macro.

Uno es el tipo de gas. No todo el gas es igual. El llamado gas húmedo, que viene acompañado de líquidos aprovechables, permite generar ingresos adicionales por productos derivados. Esa combinación puede mejorar sensiblemente la caja del proyecto y fortalecer su resultado económico.

Otro punto es la estabilidad de reglas. Cuanto menor es la incertidumbre fiscal y regulatoria, menor es el costo del financiamiento. Eso impacta directo en la rentabilidad final. No se trata de subsidios eternos, sino de previsibilidad para inversiones que se recuperan en décadas.

También pesa la integración local inteligente. Desarrollar proveedores nacionales suma valor, pero solo si se hace con eficiencia y productividad. Si la sustitución local encarece sin mejorar capacidades, el costo termina bajando el retorno. Si, en cambio, construye un entramado competitivo, el beneficio se multiplica.

Una discusión que excede al LNG

La crítica al retorno de Argentina LNG, en el fondo, es una discusión sobre el modelo de desarrollo. ¿Debe YPF priorizar solo proyectos de alta rentabilidad inmediata o también asumir un rol estratégico en iniciativas que ordenan la economía y generan dólares a largo plazo? ¿Cómo se reparte el riesgo entre la empresa, los socios privados y el Estado?

Argentina LNG no es una respuesta cerrada. Es una apuesta con tensiones reales, números ajustados y beneficios que no se miden solo en balances. La clave no es negar la crítica, sino ponerla en contexto.

El proyecto puede no ser el negocio más rentable del mundo para YPF, pero sí uno de los pocos capaces de mejorar la matriz energética y la ecuación financiera externa del país. Y en la Argentina, ese dato nunca es menor.

Groenlandia y el retorno del Ártico a la disputa entre potencias

Estados Unidos reactivó su interés estratégico sobre Groenlandia y volvió a poner al Ártico en el centro de la agenda internacional. La presión sobre la isla no es un episodio aislado: expresa el retraso de Washington frente al avance sostenido de Rusia y China en una región donde confluyen seguridad, rutas marítimas, recursos críticos y soberanía.

Durante buena parte de la posguerra fría, el Ártico ocupó un lugar secundario en la política exterior de Estados Unidos. Era un espacio relevante desde el punto de vista militar, pero estable, previsible y sin competencia directa. Esa percepción se agotó. El cambio climático, al modificar las condiciones físicas de la región, aceleró una transformación geopolítica que Washington observa hoy con preocupación: el norte dejó de ser periferia estratégica y pasó a convertirse en un espacio de disputa abierta entre grandes potencias.

Las recientes señales de presión estadounidense sobre Groenlandia deben leerse en ese marco. No se trata de una discusión simbólica ni de un gesto retórico. Groenlandia alberga la base de Pituffik —antes conocida como Thule—, una instalación clave para los sistemas de alerta temprana, vigilancia espacial y defensa antimisiles de Estados Unidos. Desde allí se monitorean trayectorias balísticas y movimientos en el Atlántico Norte y el Ártico, en un contexto de creciente tensión con Rusia y de competencia tecnológica con China.

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  Groenlandia es estratégica por su ubicación, su infraestructura militar y sus recursos.

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El problema no es la existencia de la base, que funciona desde hace décadas en el marco de acuerdos con Dinamarca, sino el cambio de escenario político. Groenlandia es un territorio autónomo dentro del Reino de Dinamarca y, desde hace años, debate su futuro político, incluida la posibilidad de una independencia gradual. Para Washington, ese proceso abre una incógnita estratégica: la continuidad del acceso irrestricto a una infraestructura militar crítica ya no puede darse por garantizada.

Desde la perspectiva de las relaciones internacionales, este punto es central. Estados Unidos enfrenta el riesgo de que un territorio clave para su arquitectura de seguridad hemisférica quede sujeto a dinámicas políticas locales y regionales que no controla plenamente. La reacción, sin embargo, revela una tensión estructural: cómo preservar intereses estratégicos sin vulnerar principios de soberanía ni erosionar alianzas históricas.

El Ártico se transformó, además, en un espacio económico potencialmente decisivo. El retroceso del hielo amplió las ventanas de navegación y volvió operativas rutas marítimas que reducen de manera significativa las distancias entre Asia y Europa. La llamada Ruta Marítima del Norte, promovida por Rusia a lo largo de su costa ártica, es el ejemplo más claro. Moscú invirtió durante años en infraestructura portuaria, rompehielos, sistemas de control y presencia militar, con el objetivo de consolidar un corredor bajo su influencia.

Aunque la ruta aún enfrenta limitaciones técnicas, climáticas y económicas, su valor geopolítico es innegable. Controlar el tránsito, establecer normas, condicionar accesos y utilizar la logística como herramienta de poder son activos estratégicos en un mundo donde las cadenas de suministro son cada vez más un factor de disputa política. Rusia entendió esto antes que Estados Unidos y actuó en consecuencia.

China, por su parte, avanzó con una lógica diferente, pero no menos efectiva. Sin presencia militar directa significativa en el Ártico, Pekín desplegó una estrategia de largo plazo basada en inversiones, cooperación científica, financiamiento de proyectos y participación en cadenas de valor vinculadas a minerales críticos. Su autodefinición como “Estado cercano al Ártico” no es retórica: es una forma de legitimar su involucramiento en un espacio que considera relevante para su seguridad energética, tecnológica y comercial.

En este punto, Groenlandia adquiere una centralidad particular. El territorio concentra recursos minerales estratégicos, incluidas tierras raras y otros insumos clave para la transición energética y las industrias de alta tecnología. Para una economía como la china, que busca asegurar suministros estables y diversificados, la isla representa una oportunidad. Para Estados Unidos, el riesgo es doble: perder influencia en un espacio cercano y ver a un competidor estratégico ganar posiciones en un sector sensible.

La reacción estadounidense combina, entonces, dos dimensiones. Por un lado, un intento de reafirmar presencia militar y control estratégico en el norte. Por otro, una señal política destinada a desalentar avances de terceros actores en Groenlandia y su entorno. El problema es que ese movimiento llega tarde y con márgenes de maniobra más acotados que en el pasado.

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  Rusia consolidó presencia e infraestructura en la Ruta Marítima del Norte

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Desde Europa, el tema también genera inquietud. Dinamarca, como potencia soberana formal sobre Groenlandia, queda en una posición delicada: debe equilibrar su alianza con Estados Unidos, las aspiraciones de autonomía de la isla y la presión de actores externos. La Unión Europea, a su vez, observa con atención un escenario donde se combinan seguridad, sanciones, comercio y transición energética, en un contexto de guerra prolongada en Ucrania y fragmentación del orden internacional.

La discusión de fondo es política y estructural. El Ártico se suma a otros espacios —el Indo-Pacífico, Medio Oriente, África— donde la competencia entre grandes potencias se expresa de manera cada vez más directa. No es un retorno a la lógica de la Guerra Fría, pero sí a un mundo donde la geografía, los recursos y las rutas vuelven a ocupar un lugar central en la definición del poder.

Para Estados Unidos, el desafío es claro: reconstruir una estrategia ártica coherente que combine presencia, alianzas y reglas, sin recurrir a gestos que puedan ser leídos como imposiciones. Para Groenlandia, el dilema es aún más complejo: cómo avanzar en su autonomía política y económica sin quedar atrapada en una disputa entre actores mucho más poderosos.

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  Estados Unidos busca recuperar iniciativa, pero enfrenta límites políticos y aliados sensibles.

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El escenario más probable no es una ruptura abrupta ni una redefinición inmediata de soberanías, sino una etapa prolongada de negociación, presión y reposicionamiento. Bases, inversiones, acuerdos comerciales y marcos regulatorios serán los instrumentos de una disputa que ya está en marcha.

En términos políticos, el mensaje es contundente. El Ártico dejó de ser un espacio marginal y se integró de lleno al tablero global. Quien llegue tarde pagará costos estratégicos. Estados Unidos parece haberlo comprendido ahora; la incógnita es si su respuesta será suficiente para recuperar influencia sin profundizar tensiones con aliados y sin acelerar la consolidación de un orden internacional cada vez más fragmentado.

REDACCION DATA POLITICA Y ECONOMICA

¿Exportar energía o desarrollar la industria?.

Vaca Muerta ofrece una oportunidad histórica que va más allá de exportar energía como commodity. Usar parte del gas y sus derivados para desarrollar la industria petroquímica permitiría multiplicar empleo, valor agregado y entramado productivo. El problema no es técnico: es político y estratégico.

POR ANTONIO MUÑIZ

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La Argentina volvió a tener gas en abundancia. Vaca Muerta consolidó al país como una potencia energética en términos de recursos, y el proyecto de exportación de GNL aparece como la gran apuesta para generar dólares. Sin embargo, detrás de ese consenso emergente hay una discusión de fondo que sigue postergada: ¿qué hacemos con ese gas? ¿Lo exportamos casi íntegramente como materia prima o usamos una parte para reconstruir una industria petroquímica capaz de generar empleo, tecnología y desarrollo territorial?

Exportar gas: dólares rápidos, poco derrame

Exportar gas —ya sea por gasoducto o licuado en barcos— tiene ventajas claras. Aporta divisas, permite escalar producción y ofrece contratos de largo plazo que ordenan el sector energético. Para un país con restricción externa crónica, no es un dato menor.

Pero también tiene límites. El gas exportado como commodity genera poco empleo directo, concentra beneficios en pocos actores y deja un derrame industrial acotado. En términos simples: salen barcos cargados de energía, entran dólares, pero el entramado productivo local apenas se modifica. Es el mismo patrón que la Argentina conoce desde hace décadas en otros sectores extractivos.

La alternativa: gas como insumo industrial

El gas no es solo energía. Es también materia prima para una amplia gama de productos industriales. A partir del gas y de los líquidos asociados al petróleo se pueden producir fertilizantes, plásticos, insumos químicos, envases, materiales para la construcción y componentes para múltiples cadenas productivas.

La industria petroquímica tiene una característica central: multiplica el valor agregado. Cada unidad de gas que entra a una planta industrial genera más empleo, más proveedores y más conocimiento que la misma unidad exportada sin procesar. Además, sustituye importaciones, reduce la salida de dólares y fortalece sectores como el agro, la construcción y la industria manufacturera.

No es una utopía: hay base real

Argentina no parte de cero. Existen polos industriales, infraestructura y empresas con experiencia en el sector. El complejo de Bahía Blanca es un ejemplo: allí conviven petroquímicas, productoras de fertilizantes y plantas que procesan derivados del gas. También hay redes de PyMEs, universidades y capacidades técnicas acumuladas.

El desarrollo de Vaca Muerta amplió la disponibilidad de gas y líquidos, lo que vuelve a poner sobre la mesa la posibilidad de expandir esa capacidad industrial o incluso crear nuevos polos. El obstáculo no es la falta de recursos ni de conocimiento, sino la ausencia de una decisión estratégica clara.

¿Por qué no se avanza?

La respuesta es incómoda, pero evidente. Desarrollar petroquímica lleva tiempo, planificación y política industrial. Requiere contratos estables, reglas claras, inversión en infraestructura y un Estado que coordine intereses. Exportar gas como commodity, en cambio, es más simple: menos actores, menos conflicto, menos discusión sobre cómo se reparte el valor.

El actual enfoque del gobierno prioriza actividades extractivas orientadas a la exportación. La lógica es conocida: producir, exportar y confiar en que el mercado hará el resto. En ese esquema, la industria aparece —cuando aparece— como un efecto secundario, no como un objetivo central.

Gas, petroquímica y empleo

La diferencia entre ambos caminos se mide, sobre todo, en empleo. La petroquímica genera trabajo calificado y no calificado, demanda servicios locales, impulsa metalmecánica, logística, mantenimiento, ingeniería y tecnología. Cada planta industrial activa un ecosistema productivo que va mucho más allá del yacimiento.

Además, permite desarrollo territorial. No todo ocurre en el pozo o en el puerto. La industria se asienta, arraiga población y construye economías regionales más diversificadas y resilientes.

Compatibilizar exportación e industria

Plantear este debate no implica oponerse a la exportación de GNL. La discusión no es “gas o industria”, sino qué proporción del recurso se destina a cada cosa. Un esquema inteligente puede combinar ambas dimensiones: exportar una parte para generar dólares y reservar otra para impulsar cadenas industriales de largo plazo.

Esto exige planificación. Sin una política explícita, el mercado tiende a absorber el gas allí donde el retorno es más rápido, aunque el beneficio social sea menor. La experiencia argentina muestra que, sin decisiones estratégicas, la industrialización nunca ocurre por derrame.

Un debate sobre el modelo de país

En el fondo, la discusión sobre la petroquímica es una discusión sobre el modelo de desarrollo. Exportar recursos naturales sin procesar es una estrategia conocida, con resultados limitados. Industrializar esos recursos es más complejo, pero también es la única vía para construir una economía con empleo, tecnología y mayor autonomía.

Vaca Muerta ofrece una oportunidad que no se presenta todos los días. Convertirla solo en una plataforma exportadora de energía sería repetir una historia que la Argentina ya conoce. Usarla como base para reconstruir la industria petroquímica sería, en cambio, apostar a un desarrollo más equilibrado y sostenible. La diferencia no está en el subsuelo: está en las decisiones que se tomen desde la política.

REDACCION DATA POLITICA Y ECONOMICA