Después de Bajo del Toro
YPF presentará en noviembre las solicitudes de adhesión al RIGI de dos de los tres proyectos que anunció para el Hub Norte de Vaca Muerta: La Escalonada y Rincón La Ceniza, con una inversión bruta estimada de unos u$s 23.000 millones en 26 años, y Narambuena, con unos u$s 12.000 millones en 22 años. Las cifras forman parte del reporte de resultados del tercer trimestre de la compañía, que fija noviembre de 2026 como fecha estimada para las dos presentaciones.
El primero de los tres proyectos del Hub Norte ya está en trámite. El viernes 30 de octubre, YPF informó que pidió la adhesión al régimen para Bajo del Toro y Bajo del Toro Norte, con una inversión de u$s 8.729 millones, 440 pozos y una meseta de 80.000 barriles diarios de petróleo y 3 millones de metros cúbicos diarios de gas entre 2033 y 2040. El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, sostuvo que "para desarrollar proyectos de esta magnitud necesitamos socios, previsibilidad, inversión y una visión compartida de largo plazo".
La Escalonada y Rincón La Ceniza concentran la mayor inversión
Para La Escalonada y Rincón La Ceniza, YPF calcula un inventario bruto de unos 1.150 pozos. Su meseta prevista es de 110.000 barriles diarios de petróleo desde 2031 y 22 millones de metros cúbicos diarios de gas desde 2046. Con el crudo a u$s 70 por barril (previsión) y el gas a u$s 3,50 por millón de BTU (unidad térmica británica), YPF estima unos u$s 3.800 millones de ingresos brutos por año en la meseta de producción.
En los hechos, es el proyecto en el que YPF tiene la menor participación de los tres. La petrolera opera las dos áreas con el 25%, a través de Vaca Muerta Inversiones (VMI), la sociedad que la compañía le compró a Total Austral en septiembre de 2025 por u$s 523 millones, con el 45% de ambas concesiones. En abril, YPF y Pluspetrol enmendaron el acuerdo de enero y lo convirtieron en una cesión directa del 20% de esos contratos, y VMI cerró la operación el 14 de septiembre, según informó YPF. Con la aprobación provincial, las dos uniones transitorias quedaron con Shell en el 45%, VMI en el 25%, Pluspetrol en el 20% y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en el 10%.
Narambuena alcanzaría su pico en 2035
El proyecto de Narambuena tiene un inventario bruto de unos 600 pozos, según la presentación de YPF. Su meseta prevista es de 80.000 barriles diarios de petróleo y 3 millones de metros cúbicos diarios de gas, en los dos casos desde 2035. Con los mismos supuestos de precio, YPF estima unos u$s 2.200 millones de ingresos brutos por año.
La sociedad es con Chevron al 50%. En 2025, la provincia de Neuquén otorgó la concesión no convencional a YPF y a Compañía de Desarrollo No Convencional, controlada por Chevron, con la mitad cada una. Según el informe anual de YPF ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés), ese mismo año las socias perforaron un pad de cuatro pozos, uno de ellos con más de 4.000 metros de rama lateral.
Narambuena comparte infraestructura con Bajo del Toro. En esa línea, YPF informó que completó el gasoducto que une los dos bloques con el complejo industrial El Portón y que prevé habilitar las instalaciones de tratamiento de gas del Hub Norte en el primer trimestre de 2027.
Con el Hub Norte, YPF tendrá el 44% del petróleo
En conjunto, los tres proyectos suman unos u$s 44.000 millones de inversión bruta, un inventario de 2.190 pozos y una meseta de 270.000 barriles diarios de petróleo y 28 millones de metros cúbicos diarios de gas, con ingresos brutos estimados en u$s 8.200 millones por año. Según la presentación, la parte neta de YPF es del 40% en la inversión y en los pozos, del 44% en el petróleo, del 32% en el gas y del 42% en los ingresos. La Escalonada y Rincón La Ceniza, donde YPF tiene el 25%, aportan 22 de los 28 millones de metros cúbicos diarios de gas.
En la conferencia con inversores, Marín dijo que los pozos del Hub Norte son muy buenos y que su recuperación final estimada será algo menor que la del sur: "Diría 10% menos, no más que eso". En la AOG Patagonia, Ana Simonato, country manager de Chevron Argentina, había marcado otra diferencia entre las dos zonas: "El hub norte no es lo mismo que el sur por la infraestructura y los servicios".
Si se suma LLL Oil, el desarrollo de u$s 25.000 millones que presentó en mayo en el sur de la formación, YPF habrá llevado al régimen proyectos de inversión petrolera por cerca de u$s 70.000 millones para los próximos 15 años o más, según la presentación de la compañía. Cada solicitud pasa por el Comité Evaluador del RIGI y, si la aprueba, por una resolución del Ministerio de Economía que formaliza la adhesión.
Por otro lado, con Bajo del Toro, YPF llegó a siete proyectos en el RIGI, propios o con socios, que suman u$s 104.296 millones de inversión total. Cuatro ya tienen resolución de adhesión del Ministerio de Economía y son obras de infraestructura y energía: Southern Energy, el consorcio de licuefacción en el que YPF tiene el 25%, cuya adhesión aprobó la Resolución 559/2025 por u$s 6.878 millones y para el que el Monitor de Proyectos RIGI de la Universidad de Buenos Aires consigna u$s 15.156 millones; el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur, en el que tiene el 30%, con u$s 2.900 millones; el gasoducto San Matías, con u$s 1.300 millones, y el Parque Solar El Quemado, de YPF Luz en Las Heras, Mendoza, que fue el primer proyecto aprobado del régimen, con u$s 211 millones.
Los tres que esperan la evaluación integran producción en Vaca Muerta, por u$s 84.729 millones: Argentina LNG, el proyecto de u$s 51.000 millones que YPF presentó en agosto con Eni y XRG y cuya decisión final de inversión Marín anunció para el 26 de noviembre, LLL Oil y Bajo del Toro. Fuera del Hub Norte, Mendoza tiene su propio frente. En octubre, junto al gobernador Alfredo Cornejo, Marín anunció que YPF prevé unir sus dos áreas del sur provincial y pedir la adhesión al régimen el año próximo, y que la compañía incluyó la continuidad de esa estrategia en su presupuesto 2027, sujeta a la aprobación del directorio. Según la ministra de Energía y Ambiente provincial, Jimena Latorre, las áreas son CN VII A y Paso de las Bardas Norte, y el proyecto rondaría los u$s 4.500 millones, con un potencial de 90.000 barriles diarios en la Vaca Muerta mendocina.