La cuenca neuquina consolida su posición como eje del mapa energético regional

En mayo de 2026, la cuenca neuquina ya no es simplemente una promesa geológica: es el activo energético más relevante de América del Sur fuera de Venezuela y Brasil. La urgencia del tema radica en que Argentina atraviesa una ventana de oportunidad estrecha pero real para convertir su riqueza en subsuelo en divisas, infraestructura exportadora y posicionamiento geopolítico. Neuquén concentra más del 50% de la producción nacional de gas natural y cerca del 40% del crudo, cifras que no hacen más que crecer año a año. En un contexto global donde Europa sigue buscando diversificar su matriz gasífera post-conflicto ucraniano y donde la demanda asiática de GNL no da señales de enfriamiento, la posición competitiva de la cuenca neuquina tiene implicancias que trascienden ampliamente las fronteras provinciales.

El punto de inflexión llegó entre 2017 y 2019, cuando la aplicación masiva de técnicas de fractura hidráulica horizontal en Vaca Muerta comenzó a mostrar curvas de producción sostenidas. Desde entonces, la producción de gas no convencional en la cuenca creció de forma sostenida: en 2022 el shale gas superó los 70 millones de m³/día en picos de invierno, y para 2025 el promedio anual ya rondaba los 90 millones de m³/día considerando el conjunto de los operadores activos. El shale oil, por su parte, pasó de prácticamente cero en 2013 a representar más de 350.000 barriles diarios en 2025, convirtiendo a Vaca Muerta en la segunda formación de shale oil más productiva del mundo fuera de los Estados Unidos, solo detrás del Permian Basin texano en términos de crecimiento relativo. Hitos como la puesta en marcha del gasoducto Néstor Kirchner en 2023, con capacidad de 11 millones de m³/día adicionales desde Tratayén hasta Salliqueló, marcaron un antes y un después en la capacidad de evacuación.

Hoy, el ecosistema de actores en la cuenca es denso y competitivo. YPF opera el mayor bloque de activos no convencionales con áreas como Loma Campana y La Tortuga, mientras que empresas como TotalEnergies, Shell, Pampa Energía, Vista Energy y Pluspetrol sostienen compromisos de inversión multianual. Vista Energy, por ejemplo, anunció para 2026 un plan de inversiones de aproximadamente 900 millones de dólares concentrado casi exclusivamente en Vaca Muerta. TotalEnergies avanza en el bloque Aguada Pichana Este con pozos que alcanzan productividades iniciales superiores a los 800.000 m³/día de gas. En paralelo, el proyecto GNL Argentina —consorcio liderado por YPF y con participación de empresas internacionales— apunta a la primera planta de licuefacción a escala, con una capacidad inicial proyectada de 25 millones de toneladas por año en fases sucesivas y una inversión total estimada superior a los 30.000 millones de dólares. Bahía Blanca y el estuario de Río Negro compiten como locaciones portuarias, lo que introduce una variable logística y política de primer orden.

Los desafíos son tan reales como las oportunidades. La infraestructura de transporte sigue siendo el cuello de botella estructural: aunque el gasoducto Néstor Kirchner alivió parcialmente la restricción, el sistema troncal de transporte de gas diseñado para una Argentina gasífera de los años 80 y 90 no está dimensionado para los volúmenes que Vaca Muerta puede aportar. La ampliación del sistema requiere inversiones en redes que se estiman entre 3.000 y 5.000 millones de dólares adicionales solo en tramos críticos. La logística vial dentro de la cuenca también cruje: rutas como la RN 7 neuquina y la RN 22 registran densidades de tránsito pesado que las llevan al límite operativo en temporada alta. A esto se suma la cuestión del agua para fractura, la gestión de efluentes y las tensiones con comunidades mapuche en bloques de expansión, que generan litigios con capacidad de frenar habilitaciones. En el plano macroeconómico, la estabilidad cambiaria y el acceso a dólares para remesar utilidades son condicionantes que las empresas extranjeras monitorean con atención antes de comprometer capex de largo plazo. Sin embargo, la oportunidad competitiva es estructural: costos de lifting que en los mejores pozos de shale gas rondan los 1,5 a 2 dólares por MBTU, productividades de pozos que siguen mejorando por eficiencia tecnológica, y una geología que aún tiene vastas áreas con escasa exploración.

La proyección para los próximos tres a cinco años depende de al menos tres decisiones críticas. La primera es la velocidad de construcción de infraestructura de exportación de GNL: si Argentina logra tener operativa una primera barcaza de licuefacción flotante (FLNG) hacia 2028, podría capturar contratos de largo plazo con compradores asiáticos y europeos que hoy están firmando acuerdos con Qatar, Estados Unidos y Mozambique. La segunda es la política tarifaria doméstica: un esquema de precios que remunere adecuadamente la inversión sin generar tensiones sociales insostenibles es la ecuación que ningún gobierno argentino ha resuelto de manera durable. La tercera variable es la competencia regional: Bolivia ha perdido protagonismo gasífero por declive de reservas; Chile carece de recursos propios y depende estructuralmente de importaciones; Brasil tiene su propio pre-sal pero enfrenta costos de desarrollo offshore muy superiores. En ese mapa, Neuquén tiene una ventaja comparativa que no depende de subsidios ni de política: está escrita en la roca. La pregunta es si Argentina tendrá la consistencia institucional y la infraestructura para traducirla en flujos de caja sostenidos durante las próximas décadas.

Puntos clave

• La cuenca neuquina aporta más del 50% del gas y cerca del 40% del crudo nacional, con producción de shale gas que superó los 90 millones de m³/día promedio en 2025.
• El shale oil de Vaca Muerta superó los 350.000 barriles diarios en 2025, posicionando a la formación como la segunda más productiva del mundo en no convencional fuera de EE.UU.
• El proyecto GNL Argentina proyecta una inversión superior a 30.000 millones de dólares y una capacidad inicial de 25 millones de toneladas anuales, con definición de locación portuaria aún pendiente.
• Los costos de lifting en los mejores pozos de shale gas rondan 1,5 a 2 dólares por MBTU, una ventaja competitiva estructural frente a otras cuencas globales de referencia.

Preguntas del sector

Con la entrada en operación del gasoducto Néstor Kirchner, la capacidad incremental desde Vaca Muerta hacia el centro del país creció en aproximadamente 11 millones de m³/día. Sin embargo, el sistema troncal de Transportadora Gas del Norte y TGS sigue operando al límite en invierno, con restricciones que obligan a inyección en ciclo combinado local o a curtailment de pozos. La capacidad total de salida hacia Buenos Aires y la zona litoral ronda los 130-140 millones de m³/día en condiciones normales, insuficiente para los escenarios de plena producción proyectados para 2028-2030.

La formación Vaca Muerta presenta una sobreposición de intervalos productivos —Molles, Organic Shale, Cocina— con espesores netos que en zonas óptimas superan los 300 metros, frente a formaciones como el Barnett colombiano o el pre-sal brasileño que implican perforaciones offshore de altísimo costo. Los costos de pozos en Vaca Muerta cayeron de aproximadamente 15 millones de dólares por pozo en 2014 a valores entre 6 y 9 millones de dólares en 2025 por mejoras en eficiencia. Ninguna cuenca no convencional sudamericana tiene ese recorrido de aprendizaje ni esa escala de operadores activos.

El proyecto GNL Argentina, liderado por YPF con socios como TotalEnergies y Petronas en distintas etapas de negociación, completó estudios de FEED (Front End Engineering Design) para la primera fase de aproximadamente 5 millones de toneladas anuales. La decisión final de inversión (FID) aún no fue formalizada públicamente, aunque fuentes del sector indican que las conversaciones con potenciales compradores asiáticos avanzan sobre contratos de 15 a 20 años. La definición del emplazamiento entre Bahía Blanca y Puerto Madryn sigue sin resolverse y es un factor que puede demorar entre 12 y 18 meses adicionales el cronograma original.