Los resultados fueron discretos y demuestran la dificultad de sumar producción en los yacimientos convencionales , aún con incentivos como la habilitación de declino y precio diferencial. El caso emblemático es el de la cuenca del Noroeste Argentino (NOA), que no tuvo ninguna oferta por la imposibilidad técnica de aportar volúmenes incrementales. 

Un informe de la consultora Paspartú , que dirige Juan José Carbajales , analizó los resultados de la Ronda 5.2 , luego de las adjudicaciones de diciembre y abril, que tiene plazos que varían entre 68 y 72 meses, hasta diciembre 2028. Esa ronda se destinó a la presentación de proyectos de gas incremental en las cuencas Austral y Noroeste, y tenía el objetivo de conseguir volúmenes adicionales para reforzar las inyecciones del sistema de transporte en aquellos puntos donde había capacidad disponible. El precio adjudicado fue superior a los 7 dólares el millón de BTU. 

Las compañías adjudicadas fueron CGC , la UTE Glacco/Roch , Tecpetrol y Alianza Petrolera , quienes inyectarán gas entre enero de 2025 y diciembre de 2028, desde la Cuenca Austral. Los factores de ajuste estacionales fueron de 0.82 en verano,1.25 en invierno y 1.30 para los volúmenes incrementales. 

La primera concreción de esta ronda se dio el año pasado con la adjudicación a CGC, quien acordó con Cammesa la venta de volúmenes que que van desde unos 1,1 MMm3/d iniciales hasta los 2.8 MMm3/d, alcanzando su pico máximo en mayo de 2025 por 4.1 MMm3/d. La UTE entre entre GLACCO Compañía Petrolera y ROCH venderá gas a Enarsa de las áreas Chorrillos, Palermo Aike, Campo Bremen, Moy Aike y Océanos. 

Mientras que Tecpetrol venderá a Cammesa de los bloques El Tordillo, La Tapera y Puesto Quiroga del Golfo San Jorge. Por otro lado, Alianza Petrolera acordó colocar su gas a Enarsa proveniente del área Estancia La Mariposa, del Golfo San Jorge. Finalmente, se espera que la Secretaría de Energía pueda adjudicar algunas últimas ofertas de la Ronda #5.2 en los próximos días, incluso de la Cuenca NOA.