Las cuatro áreas en vaca Muerta que impulsan a YPF hacia los 250 mil barriles diarios
La petrolera estatal superó los 224 mil barriles diarios de shale oil impulsada por áreas clave en Neuquén. La inminente habilitación del oleoducto VMOS promete romper los cuellos de botella y multiplicar las exportaciones a partir de 2027.
YPF consolida su metamorfosis productiva. La compañía transformó su perfil histórico y hoy opera como una maquinaria enfocada de manera casi exclusiva en los recursos no convencionales de Vaca Muerta. Los resultados financieros y operativos del tercer trimestre de 2026 confirman esta tendencia irreversible. La petrolera alcanzó niveles inéditos de extracción de hidrocarburos y sentó las bases de infraestructura necesarias para inundar el mercado internacional.
La producción de shale oil marcó un hito histórico al registrar un promedio de 224.100 barriles diarios. Este volumen representa un salto interanual del 32% y un crecimiento del 5% respecto al trimestre anterior. En consecuencia, el crudo no convencional aporta en la actualidad el 86% de la oferta total de la operadora.
El volumen total de crudo trepó a los 261.400 barriles diarios. La empresa compensó la caída natural de los campos convencionales con la aceleración sostenida en sus bloques estrella del no convencional. La operadora ratificó su meta operativa: apunta a cerrar diciembre de 2026 con un promedio de 250.000 barriles diarios.
El motor del crecimiento: las áreas clave en Vaca Muerta
Diversos bloques apuntalaron este salto productivo exponencial. Además del núcleo central histórico que conforman áreas como Loma Campana, La Amarga Chica y Aguada del Chañar, la empresa inyectó capital y actividad en nuevos frentes de desarrollo.
Los principales yacimientos responsables del incremento de shale oil incluyen:
- Bandurria Sur: consolidado como uno de los motores del core-hub.
- Bajo del Toro Norte: impulsó la actividad de perforación en la zona norte de la formación.
- La Calera: aportó volúmenes decisivos tanto en líquidos como en gas.
- La Angostura Sur: activo principal del south-hub que aceleró su despegue.
En paralelo, la producción de shale gas alcanzó los 27,1 millones de metros cúbicos diarios. Esta cifra representa el 74% del gas natural total extraído por la compañía. Los bloques de La Calera, Rincón del Mangrullo y Aguada Pichana Oeste lideraron este segmento.
Proyecto VMOS: el ducto que elimina el cuello de botella
La falta de capacidad de transporte operó durante años como un freno de mano para la cuenca. Sin embargo, la infraestructura de evacuación transitó meses decisivos. El proyecto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) alcanzó un 85% de avance general al cierre de septiembre de 2026.
La obra civil del oleoducto de 440 kilómetros entre Allen y Punta Colorada finalizó en octubre. El sistema ingresó en la fase de comisionado tras el arribo de dos monoboyas a la costa de Río Negro. Las exportaciones de crudo por esta vía iniciarán a comienzos de 2027 con un piso de 180.000 barriles diarios. La compañía proyecta escalar este volumen hasta los 550.000 barriles diarios durante el segundo semestre.
El sistema de captación también sumó capacidad. La empresa concluyó en agosto la construcción del oleoducto que conecta el Hub Sur con el sistema LLL-Centenario. Además, dejó plenamente operativas las instalaciones de evacuación de gas del Hub Sur (Puesto López–LLL) en septiembre.
Eficiencia operativa y autosuficiencia en combustibles
El éxito en Vaca Muerta también tiene su correlato en las métricas de eficiencia. Durante los primeros nueve meses de 2026, los equipos en terreno promediaron 354 metros diarios en perforación y 11,1 etapas de fractura por jornada. Los ingenieros de la compañía lograron perforar un pozo slim con una rama lateral récord de 4.770 metros en una sola carrera.
Esta optimización impactó de lleno en la rentabilidad. El costo de extracción (lifting cost) total descendió a 7,8 dólares por barril equivalente, una mejora interanual del 12%. En el corazón del shale oil, este indicador se clavó en los 4,2 dólares por barril.
El volcado masivo de este crudo liviano a las refinerías modificó la balanza comercial de la empresa. El complejo de refinación alcanzó un nivel de utilización del 102%, procesando 344.000 barriles diarios. Esto permitió abastecer el total de la demanda interna sin importar un solo litro de nafta o gasoil, mientras las exportaciones de combustibles líquidos crecieron un 17%.
