YPF ha destacado ante sus inversores los resultados de su estrategia de desarrollo no convencional, centrada en expandir su presencia en Vaca Muerta más allá de sus áreas históricas. En la reciente presentación de resultados del tercer trimestre, la compañía compartió detalles sobre el desarrollo del bloque La Angostura Sur, que ha emergido como un activo de rendimiento excepcional, consolidándose como el nuevo foco de operaciones en el extremo de la formación.

Este activo es de vital importancia estratégica, ya que es propiedad al cien por ciento de YPF bajo una concesión no convencional que se extiende hasta el año 2059, lo que subraya el potencial a largo plazo que la compañía asigna a esta región austral de Vaca Muerta.

Los datos de producción más recientes confirman el acierto de esa apuesta: La Angostura Sur experimentó un crecimiento vertiginoso en la producción de petróleo no convencional, multiplicando su volumen de extracción por 17, pasando de apenas 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a más de 35.000 barriles en octubre último. Hasta ahora, la compañía ha desarrollado el 15% de los 350 pozos de inventario.

El impacto financiero de este desempeño es contundente, ya que se estima que el bloque La Angostura Sur generará un EBITDA anual superior a los US$500 millones, reafirmando la capacidad de Vaca Muerta para albergar proyectos de alta rentabilidad, lo que otorga gran competitividad al momento de ganar mercados.

Costos bajos y resiliencia

Las proyecciones a futuro refuerzan el optimismo, ya que se espera que el área alcance una producción máxima de más de 80.000 barriles diarios en los próximos años. Esta expansión se basa en una estructura de costos eficiente, con un precio de equilibrio (break-even) inferior a 40 dólares por barril. Este bajo costo operativo no solo garantiza la rentabilidad del proyecto, sino que también lo posiciona con una significativa resiliencia frente a la evolución de la dinámica global del mercado energético.

La compañía ha destacado que la etapa inicial de desarrollo del play ha demostrado la alta calidad del reservorio. Los pozos perforados han mostrado niveles de productividad prometedores, con una recuperación final estimada de alrededor de 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE), que incluye tanto el petróleo como el gas natural asociado, proyectando un potencial sostenido a largo plazo.

El éxito de La Angostura Sur es un driver clave dentro del desempeño general del segmento de exploración y producción (E&P) de YPF. La producción total de shale oil de la compañía registró un fuerte crecimiento del 35% interanual y un 17% en comparación con el trimestre anterior.

Esta expansión del no convencional ha sido fundamental, ya que ha logrado neutralizar casi por completo la disminución en la producción convencional, resultado de la estrategia de salida o desinversión de campos maduros, que representó un volumen de solo 14.000 barriles por día en el trimestre analizado. Esta transición subraya la migración estratégica de YPF hacia activos más jóvenes y rentables en el shale.

En la presentación se resaltó que YPF no solo está creciendo, sino que está consolidando su liderazgo en Vaca Muerta, siendo responsable de aproximadamente un tercio de la producción nacional de petróleo. El tercer trimestre de 2025 confirmó un sólido desempeño general, impulsado por los principales activos centrales, sumando las contribuciones significativas de los bloques centrales Norte y Sur.

La tasa de crecimiento trimestral del petróleo de shale fue del 55% en comparación con los tres trimestres anteriores. Las cifras preliminares de octubre marcan un máximo histórico de 190.000 barriles diarios, un fuerte incremento del 70% con respecto a noviembre de 2023, que se adelantó a lo previsto en el guidance anual.

A partir de estos resultados, la compañía espera cumplir con el objetivo de producción promedio anual anunciado para todo 2025, que ronda los 165.000 barriles diarios, y se prevé superar la tasa de 190.000 barriles diarios a partir de diciembre, lo que marca un cierre de año con perspectivas de crecimiento superiores a las estimadas inicialmente.

En cuanto al gas natural, la producción totalizó 38,4 millones de metros cúbicos por día. Este volumen refleja una disminución del 3% con respecto al trimestre anterior, causada por una contracción del 18% en la producción convencional de campos maduros. Sin embargo, el impacto fue mitigado por una expansión del 5% en la producción de shale gas, reafirmando la tendencia del no convencional como amortiguador de la declinación natural del upstream maduro.

En el análisis de precios, un factor determinante para la rentabilidad del segmento E&P, el precio de realización del crudo promedió 60 dólares por barril durante el tercer trimestre. Este valor se mantuvo prácticamente sin cambios con respecto al trimestre anterior, aunque registró una contracción del 12% interanual, siguiendo de cerca las variaciones observadas en las tendencias internacionales.

Los precios del gas natural mostraron una dinámica diferente, aumentando un 6% con respecto al trimestre anterior, hasta un promedio de 4,3 dólares por MBU (Mil BTU). Este incremento fue impulsado por la estacionalidad incluida en el Plan Gas, que abarca los meses de mayo a septiembre, donde los precios se ajustan para reflejar la mayor demanda invernal.