YPF alcanzó en septiembre un récord de producción de shale oil: operó 353.261 barriles diarios, un 4,6% más que en agosto y un 20,6% por encima del mismo mes de 2025. Los datos surgen de la Secretaría de Energía y corresponden a producción bruta operada: todo lo que sale de los bloques que opera la compañía, antes de descontar la parte de sus socios.
El petróleo total operado por la empresa fue de 382.806 barriles diarios, con una suba mensual del 4,1% y prácticamente sin cambios en la comparación interanual. El convencional aportó 29.546 barriles diarios, un 67,1% menos que un año atrás. Así, el shale ya representa el 92,3% del crudo que opera YPF en el país.
En gas, la compañía operó 30,9 millones de metros cúbicos diarios, un 1,6% por debajo de septiembre de 2025.
Loma Campana sigue siendo el principal bloque petrolero de la Argentina, con 92.864 barriles diarios. Subió 0,4% mensual y 7,9% interanual. Detrás aparece La Amarga Chica, con 84.344 barriles diarios, que creció 2,2% en el mes y 7,2% en el año.
El salto más fuerte del mes lo dio Bandurria Sur: 80.859 barriles diarios, con una suba del 12% mensual y del 21,6% interanual. Con ese número quedó a menos de 3.500 barriles de La Amarga Chica.
El cuarto lugar es para La Angostura Sur, que la compañía trata como un único desarrollo aunque declara su producción en dos concesiones. Sumó 59.012 barriles diarios, un 7% más que en agosto y un 89,9% más que un año atrás. En julio había superado por primera vez los 51.000 barriles y desde entonces no frenó.
La Angostura Sur gana protagonismo y el shale se queda con todo
Como se dijo, el récord tiene un motor claro. En un año, el shale operado por YPF sumó unos 60.300 barriles diarios. De ese aumento, La Angostura Sur aportó cerca de 27.900: casi la mitad. Hay que tener en cuenta que se trata de un bloque que hace dos años prácticamente no producía. Bandurria Sur sumó unos 14.400 y explica otra cuarta parte. Los dos gigantes maduros del shale de la compañía, Loma Campana y La Amarga Chica, crecieron unos 6.800 y 5.700 barriles diarios respectivamente.
La lectura es que el crecimiento de YPF ya no depende de sus bloques insignia, que avanzan a un ritmo de un dígito. Lo empujan los desarrollos de segunda generación. Ese mismo dato muestra la concentración del portfolio: los cuatro bloques suman 317.079 barriles diarios, casi el 90% del shale que opera la compañía.
El dato más elocuente de septiembre es la comparación interanual del total. YPF opera hoy prácticamente el mismo volumen de petróleo que un año atrás, pero con una composición completamente distinta. El convencional perdió unos 60.300 barriles diarios en doce meses y el shale ganó casi exactamente lo mismo. El canje fue barril por barril.
Detrás de ese cambio está la salida de los campos maduros. En su exposición del viernes en la Bolsa de Comercio de Rosario, Horacio Marín dijo que la compañía ya dejó 54 áreas. Lo explicó como una cuestión de foco: los recursos van donde la empresa genera más valor, y los yacimientos que perdían plata quedaron en manos de operadores más chicos. Según el presidente de YPF, la sola diferencia de costos entre los campos maduros y Vaca Muerta le agrega a la compañía unos US$ 2.000 millones de ganancia anual.
Así, la compañía reemplazó barriles caros por barriles baratos sin resignar volumen. La apuesta se apoya en la eficiencia operativa que viene mostrando en los pads, como el récord de 52 etapas de fractura en menos de cinco días en Loma Campana.
Más petróleo que refinerías, y el caño todavía no exporta
El récord también cambia la ecuación de destino. Marín contó en Rosario que las refinerías de YPF procesan hoy 345.000 barriles diarios, por encima de su capacidad nominal gracias a mejoras de eficiencia. El petróleo que opera la compañía ya supera ese volumen, aunque una parte corresponde a sus socios. Lo que venga de acá en adelante tiene como destino natural la exportación.
Y viene más. Según Marín, YPF tiene hoy entre 18 y 21 equipos de perforación, llegará a 30 en febrero y su principal competidor opera tres o cuatro.
Por eso el próximo hito es la evacuación. El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) ya está terminado y la obra avanza en la terminal de Punta Colorada, donde ya llegaron las dos monoboyas. Marín calculó que cada día de demora le cuesta a la industria unos US$ 15 millones en exportaciones perdidas. La compañía evalúa llevar la capacidad del ducto de los 700.000 a 750.000 barriles diarios nominales a un millón de barriles por día, ante el pedido de más capacidad de las petroleras.