Análisis sectorial
YPF presentó al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un cluster de cinco áreas geográficamente contiguas en Vaca Muerta bajo la denominación LLL Oil.
La inversión declarada es de u$s 25.000 millones a 15 años, con 1.152 pozos y un plateau de 240.000 barriles diarios hacia 2032. Las áreas son La Angostura Sur I, La Angostura Sur II, La Angostura Norte, La Angostura Suroeste y Barreal Grande, todas en el sur de la provincia de Neuquén, dentro del perímetro de la concesión histórica Loma La Lata–Sierra Barrosa.
El mapa interno del proyecto distingue dos tipos de bloques. Tres tienen documentación regulatoria firme: La Angostura Sur I, La Angostura Sur II y La Angostura Norte.
Las otras dos (La Angostura Suroeste y Barreal Grande) no figuraban en concesiones públicas previas al anuncio del 15 de mayo y operan como subdivisiones internas que YPF formalizará en próximas semanas.
La Angostura Sur I: el bloque que valida la apuesta
Es el eje operativo del cluster. Concesión hidrocarburífera no convencional (CENCH) de 249 km², desprendida de Loma La Lata–Sierra Barrosa por Decreto provincial 276/2025 del 7 de marzo de 2025, vigente hasta 2059, con YPF como operador al 100%. Se ubica en la ventana de petróleo volátil de Vaca Muerta.
El bloque pasó de 2.000 barriles diarios en octubre de 2024 a 47.000 barriles diarios en mayo de 2026, según posteo del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, en su cuenta de X tras la presentación del RIGI.
"Eso es La Angostura Sur, uno de los cinco bloques más productivos de Vaca Muerta y es 100% de YPF", afirmó. En el ranking de la consultora Economía y Energía solo es superado por Loma Campana (96,9 kbbl/d), La Amarga Chica (81,2), Bajada del Palo (68,4) y Bandurria Sur (64,3). Es el único activo joven entre los cinco principales productores de shale oil del país.
El plateau objetivo es 100.000 barriles diarios más 4 millones de metros cúbicos diarios de gas. El inventario aprobado es de 350 pozos con apenas el 15% desarrollado. El break-even del bloque se ubica por debajo de los u$s 40 por barril y la recuperación final estimada por pozo alcanza 1,3 millones de barriles equivalentes. El EBITDA proyectado del área supera los u$s 500 millones anuales.
El director ejecutivo de Operaciones de YPF, Juan Manuel Ardito, sintetizó el peso del bloque en la estrategia corporativa: "El 35% de todo el plan de inversión propio de YPF en Vaca Muerta, que es de 4.300 millones de dólares, está concentrado acá".
La cifra equivale a u$s 1.500 millones solo en 2026. La operadora trabaja con 5 rigs simultáneos, 75 pozos en producción al cierre del primer trimestre y prevé conectar 40 pozos adicionales en el año.
La Angostura Sur II y el resto del paquete de marzo de 2025
La Angostura Sur II tiene 103,4 km² y fue otorgada en el mismo Decreto 276/2025. Comparte ventana de petróleo volátil y negro con su par norte. El plan piloto contempla 3 pozos horizontales con laterales de 2.000 metros y 28 etapas de fractura cada uno; el desarrollo continuo prevé 87 pozos adicionales.
La inversión total declarada del proyecto Sur II ante la provincia es de u$s 1.951 millones con una producción estimada de 267 millones de barriles equivalentes a lo largo de la vida útil. Las regalías proyectadas para Neuquén alcanzan u$s 1.922 millones nominales.
El paquete de cuatro CENCH otorgado en marzo de 2025, que incluyó además Narambuena y Aguada de la Arena, comprometió a YPF a una inversión total de u$s 12.915 millones y la perforación de 700 pozos horizontales. La contraprestación con la provincia incluyó un gasoducto de 16 kilómetros a la meseta de Añelo, la pavimentación de 90 km de la Ruta 7 entre las rutas 5 y la Nacional 40 y un tramo adicional de 26 km a determinar.
La Angostura Norte: el bloque con audiencia ambiental impugnada
La Angostura Norte opera dentro de la concesión madre Loma La Lata–Sierra Barrosa, no como CENCH independiente. Su proyecto activo es LANOR II 2026-2027: 56 pozos horizontales no convencionales en 12 locaciones de 150 por 150 metros, 3.967 etapas de fractura hidráulica, 24 caminos de acceso, 18 ductos con trampas, 11 predios derivadores y 2 predios de captación de agua.
La Audiencia Pública del Estudio de Impacto Ambiental se celebró en Añelo en febrero de 2026 con conflicto. La instancia se desarrolló en un hotel privado con aforo de 60 personas y fuerte presencia policial. La campaña Salvemos el Mari Menuco impugnó la convocatoria.
En paralelo, la comunidad mapuche Kaxipayiñ presentó un recurso de impugnación al Decreto 276/2025 reclamando consulta previa, libre e informada. Los embalses Mari Menuco y Los Barreales son las principales fuentes de agua dulce de la región norpatagónica.
La Angostura Suroeste y Barreal Grande: las dos áreas pendientes de instrumentación
El comunicado del 15 de mayo es la primera mención pública de ambos bloques. No figuran en concesiones previas otorgadas por Neuquén ni en documentación regulatoria publicada.
Geográficamente se ubican en el flanco suroeste del cluster, hacia los embalses Los Barreales y Mari Menuco. La denominación "Barreal Grande" refiere a la zona del istmo entre ambos espejos de agua, una franja de roca volcánica que separa los embalses.
La hipótesis operativa es que YPF las constituirá como CENCH independientes en próximas semanas, replicando el procedimiento aplicado a La Angostura Sur I y II. La Ley 27.007 establece que cada concesión no convencional no puede superar los 250 km², por lo que la subdivisión es regulatoriamente necesaria si el cluster pretende mantener escala. La cifra acumulada de superficie de las cinco áreas no fue publicada por YPF.
Lo que YPF dejó afuera
El cluster LLL Oil no incluye otras áreas linderas del portafolio YPF en la zona. Loma Campana, el desarrollo histórico no convencional del país, opera bajo consorcio YPF-Chevron al 50% y no es integrable al esquema de operador único de LLL Oil.
Narambuena, también desprendimiento de marzo de 2025 con 212,79 km² en ventana de petróleo negro, opera al 50% con la Compañía de Desarrollo No Convencional, lo que la excluye del mismo modo. Aguada de la Arena, otorgada en el mismo paquete con 111 km², está en ventana de gas húmedo, condensado y seco, destino productivo distinto al objetivo de exportación de crudo.
Las áreas del Hub Sur ex-Pluspetrol (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas) quedaron bajo control total de YPF el 30 de abril por Decretos provinciales 475, 476 y 496. Pero su destino es el RIGI gas para Argentina LNG, no LLL Oil. Marín anticipó la presentación de ese segundo expediente en las próximas semanas con un capex estimado en u$s 20.000 millones. Los dos RIGI grandes de YPF (el petrolero de hoy y el gasífero por venir) corren en paralelo.
La genealogía del nombre
LLL es el código operativo de los pozos de Loma La Lata–Sierra Barrosa, la concesión convencional histórica de YPF en Neuquén otorgada en 1977. Sobre ese perímetro se construyó toda la matriz no convencional del cluster: Loma Campana se escindió en 2012 para el primer acuerdo industrial con Chevron, La Angostura Sur I y II en 2025, La Angostura Norte como zona activa interna desde 2024 con LANOR II como primer plan de desarrollo formal.
El pozo más largo perforado en Vaca Muerta lleva el código LLL-1861(h): Loma Campana, rama lateral de 5.114 metros, profundidad total de 8.376 metros. Ese sello operativo es el que da nombre al proyecto presentado al RIGI.
Marín lo había anticipado el 28 de abril en la Expo EFI: "Agárrate con los RIGI que vamos a meter en mayo y junio". El de LLL Oil es el primero. Faltan, al menos, otros cuatro.
