YPF proyecta que el primer barco con petróleo salga de Sierra Grande el 1° de enero de 2027
Actualidad31/12/2025
Sergio Bustos
Hay expectativas con el primer barco con petroleo exportable.
A un año de distancia, Sierra Grande aparece en el centro de los planes exportadores vinculados a Vaca Muerta. En reuniones internas de gerentes y directivos, en YPF proyectan un hito operativo concreto: “El primero de enero del 2027 debería estar saliendo el primer barco”, según fuentes de la compañía. La estimación supone que, para entonces, el esquema de evacuación del crudo queda listo para sostener envíos regulares al exterior.
Esa proyección se apoya en un escenario de expansión en la cuenca neuquina, con números que dentro de la empresa ya circulan como objetivos de corto y mediano plazo. YPF calcula pasar de poco más de 200.000 barriles diarios en la actualidad a 250.000 barriles por día para diciembre del año que viene. Y más allá del cierre de 2026, el salto más fuerte se ubica en 2027, con un objetivo de 400.000 barriles para julio de 2027.
El punto que ordena esa expectativa es la disponibilidad de infraestructura para mover el petróleo fuera de la cuenca. En ese esquema aparece el oleoducto VMOS, que cruza territorio rionegrino y conecta con Sierra Grande, como vía para sostener un crecimiento acelerado de la producción sin quedar atado a cuellos de botella. Con ese corredor en operación, en la compañía entienden que la producción podría escalar con más respaldo logístico y comercial.
Dentro de YPF, por estos días, el estado del oleoducto se evalúa con un criterio de seguimiento sin dramatizaciones. “Marcha a un ritmo normal, ni muy lento ni muy rápido”, indican en la empresa, al describir el pulso del proyecto. La mirada interna pone el foco en otro tramo que consideran más delicado por su complejidad técnica y por el mercado global de proveedores.
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La atención se concentra en la instalación de dos monoboyas mar adentro, donde atracarán los barcos que cargarán el crudo. En YPF sostienen que hay un motivo operativo y otro de prevención: solo existe una empresa en el mundo que fabrica esas estructuras y, además, se decidió instalar dos en lugar de una. La idea es contar con una boya de respaldo si aparece una falla en la principal.
Ese criterio se explica con un antecedente que en la empresa citan como advertencia operativa. “En Bahía Blanca dejó de funcionar la monoboya que existe y estuvieron varios días sin poder exportar, y ese riesgo no lo queremos correr”, razonaron desde YPF. El planteo refleja que, aun con el oleoducto terminado, la continuidad exportadora depende de que el sistema de carga marítima funcione sin interrupciones.
Mientras empuja esos proyectos, YPF también mira el tablero internacional de precios con preocupación por el impacto directo en márgenes e inversiones. En la compañía se preparan para un 2026 con precios internacionales del crudo en baja, con una proyección que ubica el valor alrededor de 55 dólares. En el mismo análisis interno se mencionan referencias del mercado: J.P. Morgan estima el Brent en 58 dólares y el WTI en 54 dólares, en contraste con niveles anteriores más altos.
Con ese contexto, la meta que se repite dentro de la empresa se relaciona con sostener el flujo de inversión sin frenar el ritmo de obra. Un ejecutivo de la compañía planteó que la prioridad pasa por hacerse de capital para evitar recortes en los proyectos estratégicos. En esa lógica se encuadra la venta del 50% de Profertil, que, según se informó, le permitió a YPF embolsar 635 millones de dólares.
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La otra vía para sostener rentabilidad se relaciona con el recorte de costos operativos, un punto que YPF trabaja con intensidad. Durante 2025, la empresa informó una baja del 15% en sus costos globales, con un recorte fuerte en fractura: 30% menos mediante uso de inteligencia artificial y revisión del rendimiento de proveedores. En la compañía lo leen como una condición necesaria para mantener competitividad si el barril se mantiene en niveles más bajos.
En paralelo al negocio del petróleo, YPF mueve fichas en la exportación de gas licuado desde Río Negro. La firma participa con PAE en Southern Energy, el primer proyecto de exportación de LNG desde la costa rionegrina. En ese marco, un ejecutivo con participación directa adelantó: “En abril comienzan a ejecutarse las inversiones previstas”, con impacto en el movimiento habitual de San Antonio Oeste y Las Grutas.
El plan de obra prevé la intervención de tres compañías, con tareas distribuidas para llegar hasta la costa. Una empresa construirá una planta compresora para potenciar el fluido que llega desde la cuenca austral mediante el gasoducto San Martín. Otra realizará el tendido de 15 kilómetros desde ese gasoducto hasta la costa, mientras una tercera empresa, de origen colombiano, ejecutará el tramo marítimo.
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En el segmento LNG, YPF también se prepara para reorganizar su esquema de socios en un proyecto que conduce junto a la italiana ENI. La empresa anticipa la incorporación de un nuevo integrante que reemplaza a Shell, luego de que la petrolera comunicara su salida. En ese recorrido, el presidente de YPF, Horacio Marín, mantuvo contactos en Londres con ejecutivos del potencial nuevo socio y, según se indicó, el proceso sigue con intercambio de información.
En YPF, además, aparece una ambición de escala que condiciona la ingeniería financiera y el volumen de inversiones futuras. La conducción evalúa un polo exportador con tres barcos y no dos, para operar con mayor volumen y costos más bajos. En ese esquema, el salto sería desde 12 millones de toneladas anuales —capacidad asociada a dos barcos— hasta 18 millones de toneladas por año si se suma una tercera unidad.
Sobre el nuevo socio, dentro de la empresa señalaron que el jugador que se incorpore al proyecto con base entre San Antonio Oeste y Sierra Grande “se sumará con el mismo nivel de compromiso” que hoy mantienen YPF y ENI. En el plano de nombres, se menciona a XRG, dependiente de ADNOC, como actor posible con participación incluso en inversiones en yacimiento. En ese horizonte, el plan para cumplir compromisos internacionales incluye 800 pozos dedicados exclusivamente al LNG y una inversión estimada en 15.000 millones de dólares.
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