YPF atraviesa una etapa clave de crecimiento en Vaca Muerta. En su presentación de resultados del tercer trimestre, la compañía destacó el desempeño de La Angostura Sur, un bloque que se perfila como su próximo eje estratégico en la zona sur de la formación neuquina.
El desarrollo de La Angostura Sur, 100% propiedad de YPF y con concesión vigente hasta 2059, marcó un salto significativo en la producción de petróleo no convencional. En apenas un año, el área pasó de generar 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a superar los 35.000 barriles diarios en octubre de 2025, lo que representa un crecimiento de 17 veces. Este rendimiento convirtió al bloque en uno de los más rentables del portafolio y consolidó la posición de Vaca Muerta como motor energético del país.
YPF atraviesa una etapa clave de crecimiento en Vaca Muerta. Fuente: (Emiliano Ortiz - Minuto Neuquén)
Con solo un 15% de los 350 pozos planificados en operación, el bloque ya aporta resultados sobresalientes. Las proyecciones internas estiman que podría alcanzar un EBITDA anual superior a 500 millones de dólares. El precio de equilibrio por barril se ubica por debajo de los 40 dólares.
Los pozos perforados hasta ahora confirmaron la alta calidad del reservorio en Vaca Muerta, con una recuperación estimada de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE), incluyendo gas asociado. En el corto plazo, YPF prevé que La Angostura Sur podría superar los 80.000 barriles diarios.
Los pozos perforados hasta ahora confirmaron la alta calidad del reservorio en Vaca Muerta. Fuente: (Emiliano Ortiz - Minuto Neuquén)
El crecimiento de esta área fue determinante para el aumento del 35% interanual en la producción total de shale oil de YPF y del 17% respecto al trimestre anterior. Estos avances compensaron la baja en la producción convencional, afectada por la venta de campos maduros. En octubre, la petrolera alcanzó un récord histórico de 190.000 barriles diarios de shale oil.
En octubre, YPF alcanzó un récord histórico de 190.000 barriles diarios de shale oil. Fuente: (X)
En paralelo, la compañía produjo 38,4 millones de metros cúbicos de gas diarios, con un leve descenso frente al trimestre previo, aunque con un incremento del 5% en shale gas. El precio promedio del crudo se mantuvo en 60 dólares por barril, mientras que el gas subió un 6%, a 4,3 dólares por MMBTU, impulsado por la mayor demanda invernal del Plan Gas.