u$s 6.000 millones anuales en exportaciones
YPF presentó este jueves al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) un proyecto upstream petrolero por u$s 25.000 millones a 15 años para el desarrollo integrado de áreas contiguas en Vaca Muerta.
La iniciativa, denominada LLL Oil, contempla la perforación de 1.152 pozos y un plateau productivo de 240.000 barriles diarios de crudo a partir de 2032. La compañía destinará el total del crudo producido a exportación vía el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) y entregará alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas asociado al mercado local.
La operación generará u$s 6.000 millones anuales en exportaciones hacia 2032 y aproximadamente 6.000 puestos directos durante su desarrollo, según el comunicado oficial. Con esa magnitud, LLL Oil pasa a ser el mayor proyecto individual presentado al RIGI desde el lanzamiento del régimen.
A comienzos de mayo el stock total del RIGI alcanzaba los u$s 94.965 millones entre proyectos aprobados (u$s 27.210M) y pendientes de aprobación (u$s 67.755M), según datos del Ministerio de Economía. Los expedientes mineros de Glencore (El Pachón y MARA, u$s 13.500M) y Vicuña Corp (Josemaría y Filo del Sol, u$s 18.000M) lideraban la lista hasta hoy. En upstream petrolero, los antecedentes más cercanos eran Pampa Energía con Rincón de Aranda (u$s 4.500M, marzo) y los planes de Pluspetrol para Bajo del Choique-La Invernada (u$s 12.000M, sin presentación formal aún).
Un cluster en el corazón del shale oil
El nombre LLL toma su origen en Loma La Lata-Sierra Barrosa, la concesión histórica de YPF en Neuquén que da código a los pozos del cluster. De ese perímetro se desprenden los bloques que la compañía sumó al desarrollo no convencional desde 2012, cuando Loma Campana se convirtió en el primer área en explotar Vaca Muerta a escala industrial.
En marzo de 2025, el gobierno de Neuquén otorgó cuatro nuevas concesiones que ampliaron el cluster: La Angostura Sur I (249 km²) y La Angostura Sur II (103,4 km²), ambas desprendidas de Loma La Lata, más Narambuena y Aguada de la Arena. Todas comparten ubicación en la ventana de petróleo volátil del play.
El modelo operativo que LLL Oil formaliza es la integración de esas áreas contiguas bajo un único proyecto RIGI. El comunicado oficial precisa que los bloques compartirán instalaciones de superficie, equipos de perforación, sets de fractura y la logística de arena y agua bajo una misma operación. Es la primera vez que un esquema cluster aparece formalizado dentro del régimen, con la economía de escala de servicios y logística como pilar declarado del diseño.
Plan 4x4 en fase de ejecución solitaria
LLL Oil llega tras dos meses en que YPF cerró su consolidación de portafolio en Vaca Muerta. El 30 de abril completó la adquisición del 100% del Hub Sur a Pluspetrol (Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas). Una semana después, el 7 de mayo, cerró la operación back-to-back que le permitió absorber participaciones de Equinor en Bandurria Sur y Bajo del Toro / Bajo del Toro Norte vía Vista Energy. En paralelo, vendió 49 bloques convencionales maduros bajo el Plan 4x4 lanzado en 2024.
A diferencia del proyecto VMOS, que YPF presentó al RIGI en noviembre de 2024 con un consorcio de siete operadoras (PAE, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol, Chevron y Shell), o del acuerdo Argentina LNG firmado con ENI y XRG, LLL Oil aparece como desarrollo en solitario. El comunicado lo describe como un proyecto desarrollado íntegramente por YPF. La señal es de ejecución sin socios sobre activos previamente consolidados, en una fase distinta del Plan 4x4: la operadora deja atrás la consolidación accionaria y entra en despliegue de capex.
La aritmética del mayor RIGI
La división por pozo arroja un capex implícito promedio de u$s 21,7 millones por pozo, all-in.
La cifra incluye no solo perforación y completación, sino también la infraestructura compartida del cluster: caminos, ductos, plantas de tratamiento, captación de agua. En los benchmarks operativos actuales del shale argentino, el capex por pozo standalone se ubica entre u$s 9 y u$s 11 millones.
El plateau productivo de 240.000 barriles diarios dividido entre 1.152 pozos rinde un promedio de 208 barriles por día por pozo en régimen, una métrica compatible con un mix de pozos en ramp-up, plateau y declino. YPF reportó en su earnings call del primer trimestre de 2026 un lifting cost consolidado de u$s 8,8 por barril, con la porción shale en torno a u$s 4 y Angostura Sur en u$s 3. Sobre el plateau de LLL Oil, ese costo operativo representa unos u$s 350 millones anuales, un nivel sostenible incluso con Brent en torno a u$s 60.
El plateau absorbería el 43,6% de la capacidad inicial del oleoducto VMOS (550.000 barriles diarios, operativo hacia el segundo semestre de 2027), más del doble del aporte actual de YPF al sistema.