YPF registró en junio una caída en su producción de gas, pero detrás de ese retroceso general comenzó a consolidarse un cambio estructural: los bloques petroleros de Vaca Muerta aportan cada vez más gas asociado y se posicionan como un nuevo motor de crecimiento para la compañía.
Según datos de la Secretaría de Energía, la petrolera operó 31,13 millones de metros cúbicos diarios en la Cuenca Neuquina, donde ya concentra prácticamente toda su producción gasífera. El volumen cayó 3,71% frente a mayo y 8,71% interanual. La baja alcanzó el 14,05% al compararla con la producción total de YPF de junio de 2025.
Los bloques petroleros avanzan en el mapa gasífero
La contracción no fue homogénea. Las áreas ubicadas en la ventana de petróleo de Vaca Muerta, donde el gas surge como subproducto de la extracción de crudo, mostraron incrementos de dos dígitos.
La Amarga Chica produjo 1,701 millones de metros cúbicos diarios, con una suba mensual del 16,1%. La Angostura Sur I alcanzó 1,520 millones, un 10,7% más, mientras que Loma La Lata-Sierra Barrosa creció 11,8%, hasta 5,251 millones de metros cúbicos diarios.
Esta última área ya explica el 16,87% del gas operado por YPF y se convirtió en el segundo bloque gasífero más importante de la empresa.
El ranking también refleja el avance del corredor petrolero integrado por La Amarga Chica, La Angostura Sur I y La Angostura II. La presencia simultánea de estas áreas entre las principales productoras confirma que el crecimiento del shale oil está modificando la composición del portafolio gasífero.
Retroceso de los bloques tradicionales
Los desarrollos históricamente orientados al gas tuvieron un desempeño diferente. Rincón del Mangrullo mantuvo el liderazgo, con 5,372 millones de metros cúbicos diarios, pero cayó 12,6% mensual. Aguada de la Arena retrocedió 7,4%, hasta 4,463 millones.
Loma Campana y Río Neuquén mostraron variaciones más moderadas. Entre las diez áreas principales ingresó La Ribera Bloque I y salió El Orejano.
Un subproducto con mayor valor estratégico
El gas asociado presenta una ventaja económica para YPF: su producción requiere un costo incremental menor, porque proviene de pozos perforados principalmente para extraer petróleo. De esta manera, mejora la productividad del capital invertido en los pads de shale oil sin exigir, inicialmente, nuevos desarrollos dedicados exclusivamente al gas seco.
Además, suele contener una mayor proporción de líquidos como etano, propano y butano. Su procesamiento puede generar productos para el mercado interno y la exportación, además de alimentar proyectos de fraccionamiento e industrialización vinculados con YPF, TGS y Vaca Muerta Liquids.
El crecimiento también plantea desafíos. Será necesario ampliar la capacidad de procesamiento y transporte para evitar restricciones, reinyección o quema de excedentes. Al mismo tiempo, su evolución seguirá dependiendo del ritmo de perforación petrolera.
YPF no está atravesando un nuevo boom de gas seco. Lo que emerge es una transformación de su matriz productiva: el gas que acompaña al petróleo deja de ser un subproducto secundario y comienza a convertirse en una fuente relevante de volumen, eficiencia e ingresos adicionales.
