El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, anunció hoy la presentación de tres nuevos proyectos bajo el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), los cuales involucrarán inversiones adicionales por US$ 44.000 millones en el upstream del Hub Norte de Vaca Muerta. El anuncio fue realizado durante la conferencia con inversores para analizar los resultados financieros del tercer trimestre de la compañía, donde el ejecutivo detalló que la iniciativa abarca un desarrollo estratégico sobre cinco bloques claves ubicados en la provincia del Neuquén.
El plan de trabajo contempla la intervención sobre los bloques Bajo del Toro, Bajo del Toro Norte, La Escalonada, Rincón de Ceniza y Naranbuena. Sobre el alcance de estas operaciones que se presentarás a corto plazo, Marín destacó que están «trabajando en tres proyectos en la zona norte de Vaca Muerta, que abarcan cinco bloques en los cuales YPF es el operador en todos ellos y colabora con socios líderes en el sector energético». Esperamos presentar estos proyectos a corto plazo.
En el detalle expuesto por la compañía, se especificó la participación societaria y la previsión para cada uno de los tres desarrollos del Hub Norte, donde comparte sociedad con Shell, Pluspetrol, Chevrón y Vista. En el área La Escalonada y Rincón La Ceniza, YPF actuará como operador con una participación del 25%. En Naranbuena, la petrolera mantendrá el 50% de la titularidad de la operación, mientras que en los bloques Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte elevará su participación al 65%, consolidando en todos el rol de operadora.
“Estos proyectos contemplan una inversión de capital total de unos US$ 44.000 millones, distribuida en un periodo de 16 a 26 años, dependiendo de cada proyecto. Si incluimos el proyecto de petróleo en Loma La Lata, la inversión total de YPF en petróleo ascendería a cerca de US$ 70.000 millones, lo que representa el mayor desarrollo de yacimientos en la Argentina hasta la fecha”, explicó Marín.
El detalle de cada uno de los nuevos proyectos bajo el RIGI
De acuerdo con el cronograma de inversiones proyectado, el bloque La Escalonada y Rincón La Ceniza requerirá un Capex bruto de US$ 23.000 millones en un plazo de 26 años. En tanto, el proyecto Naranbuena demandará US$ 12.000 millones a lo largo de 22 años, mientras que en Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte se destinarán US$ 9.000 millones durante 16 años. A estos montos del Hub Norte se le suman los US$ 25.000 millones para el proyecto de petróleo en Loma La Lata (LLL Oil), ubicado en el Hub Sur y con el 100% de titularidad de la compañía.
La infraestructura en el Hub Norte demandará una intensa actividad operativa orientada a sostener volúmenes de producción, contemplando un inventario bruto total de aproximadamente 2.190 pozos. “Estos proyectos -puntualizó Marin- incluyen una producción en meseta que podría alcanzar unos 270.000 barriles de petróleo diarios y 28 millones de metros cúbicos de gas natural al día. Estas cifras son valores brutos y reflejan la gran escala y el valor a largo plazo del Hub Norte”.
El plan contempla 1.150 pozos en La Escalonada con una meseta de 110.000 barriles diarios a partir de 2031 y 22 millones de metros cúbicos de gas desde 2046. En Naranbuena se prevén 600 pozos para alcanzar 80.000 barriles y 3 millones de metros cúbicos de gas desde 2035 y en Bajo del Toro se perforarán 440 pozos para sumar otros 80.000 barriles y 3 millones de metros cúbicos de gas a partir de 2033.
El esquema de alianzas con firmas internacionales se reafirma como el motor central de la estrategia corporativa en el segmento no convencional. En ese sentido, Marín ponderó: “Esta gran iniciativa demuestra la solidez de nuestro modelo de asociación en Vaca Muerta, así como la capacidad de YPF para liderar proyectos de gran envergadura orientados a la exportación en la región. Estos proyectos respaldarán nuestra próxima etapa de crecimiento y generarán valor a largo plazo”.
Desempeño financiero récord y fortaleza operativa
En el balance trimestral Marín resaltó que la compañía alcanzó ingresos operativos por u$s 6.557 millones -un incremento interanual del 41%- y un EBITDA ajustado de US$ 2.503 millones, configurando el segundo registro más elevado en la historia de la petrolera con un margen del 38%. Este desempeño estuvo apuntalado por la transición hacia los yacimientos no convencionales, los mayores niveles de procesamiento en las refinerías, las políticas de eficiencia de costos implementadas y la favorable dinámica de precios en el mercado doméstico.
En el upstream, la extracción de shale oil continuó en ascenso y llegó a 224.000 barriles diarios, un 32% por encima del volumen registrado el año previo, impulsada por mejoras operativas que elevaron la velocidad de perforación hasta los 354 metros por día y optimizaron las etapas de fractura por set. A este ritmo de actividad se sumó la entrada en operación de la primera planta de tratamiento de crudo en el bloque Bandurria Sur y el avance en la construcción de la terminal de exportación Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) en Río Negro, próxima a finalizar su primera etapa.
Como contrapartida del proceso de optimización de cartera y el desprendimiento de áreas convencionales maduras -cuya producción convencional cayó un 47% interanual-, los hidrocarburos no convencionales pasaron a explicar cerca del 95% de la producción total de crudo de la empresa. Esta focalización permitió encausar a la compañía con holgura hacia la meta de superar los 250.000 barriles diarios de petróleo shale hacia diciembre.
En paralelo, la gestión financiera y de los pasivos se tradujo en una generación de flujo de caja libre que alcanzó los US$ 901 millones en el trimestre, impulsando el ratio de apalancamiento neto a un piso histórico de 0,81 veces, considerado por la petrolera el nivel más bajo registrado en la última década. Esta flexibilidad patrimonial se vio complementada por la recompra de notas internacionales y el programa de desinversión de activos no estratégicos, que acumula ingresos por aproximadamente US$ 2.200 millones desde diciembre de 2025.
, Ignacio Ortiz
