La empresa  YPF alcanzó una producción de 11,56 millones de barriles de petróleo en agosto, lo que equivale a un promedio de 373.214 barriles por día. De acuerdo con los datos de la Secretaría de Energía, esta cifra representa un incremento intermensual del 2,28%.

Este crecimiento fue liderado por la cuenca neuquina, que aportó el 85% del total y evidenció un aumento mensual del 2,94%. En contraste, la cuenca del Golfo San Jorge y la cuenca austral mostraron una disminución. La formación de Vaca Muerta fue determinante, ya que su producción significó el 77% del total registrado por YPF en el mes.

El segmento no convencional fue el principal motor de la producción al sumar 282.262 barriles diarios, el 75,6% del total. Dentro de este segmento, el shale contribuyó con 280.266 barriles diarios, lo que se traduce en un aumento mensual del 3,31%. Por su parte, el segmento convencional mostró un retroceso al aportar 90.953 barriles diarios (24,37% del total), lo que confirma una tendencia hacia el predominio del shale.

El análisis por cuenca ratifica la importancia de Neuquén, que produjo 316.778 barriles diarios, un 84,88% del total. En segundo lugar se ubicó el Golfo San Jorge con 55.254 barriles diarios (14,81%) y la cuenca austral con 1.181 barriles diarios. Vaca Muerta generó el 76,85% del total producido por YPF.

Caducidad para concesión de explotación

La provincia de Neuquén declaró la caducidad de la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos del área Puesto Silva Oeste, que estaba en manos de Pluspetrol. La medida se oficializó mediante el Decreto 1148/25, firmado por el gobernador Rolando Figueroa y por el ministro de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele. La decisión se tomó tras constatar el incumplimiento de los compromisos de inversión establecidos en el acta acuerdo aprobada por el Decreto 1280/22 de 2022.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales, a través de la Subsecretaría de Energía e Hidrocarburos, verificó que la compañía no ejecutó el plan piloto en Vaca Muerta.

Dicho esquema incluía la perforación, terminación y puesta en producción de un pozo horizontal, la instalación de una batería de producción y la inversión comprometida para esta etapa ascendía a USD14,2 millones, según lo informado por el portal Más Energía. 

La compañía solicitó varias prórrogas argumentando razones comerciales vinculadas con una eventual cesión del área a un nuevo operador, planteos que la provincia rechazó al considerar que los fundamentos no reunían los requisitos legales ni técnicos exigidos. La normativa establece que una prórroga solo puede autorizarse ante circunstancias excepcionales (como contingencias geológicas o fuerza mayor), lo que no fue acreditado por la empresa.

Al declararse la caducidad, el área volverá al estado previo a su otorgamiento no convencional. Esto implica que queda vigente únicamente la concesión de explotación convencional otorgada originalmente en 1997 y prorrogada en 2008, cuyo vencimiento es en mayo del 2032.