Redacción
Argentina atraviesa un momento bisagra en su historia energética. Vaca Muerta, la formación de shale ubicada en la cuenca Neuquina, ya no es una promesa: es la columna vertebral de la producción de hidrocarburos del país y, crecientemente, un activo de exportación con proyección global. En un contexto donde la balanza de pagos sigue siendo el talón de Aquiles de la economía argentina, la capacidad de generar divisas genuinas a través del gas y el petróleo no convencional se convirtió en una prioridad de Estado que trasciende gobiernos. Para Neuquén, la ecuación es aún más directa: las regalías hidrocarburíferas representan más del 40% de los ingresos provinciales, lo que convierte cada decisión de inversión en el yacimiento en política fiscal en tiempo real.
El desarrollo de Vaca Muerta tomó velocidad real a partir de 2017, cuando YPF y Chevron escalaron los primeros pilotos de shale oil en Loma Campana a una explotación comercial sostenida. Desde entonces, la producción no convencional pasó de representar menos del 10% del total nacional a superar el 50% tanto en petróleo como en gas hacia 2024. En términos absolutos, el shale gas alcanzó en los últimos meses de 2025 un plateau cercano a los 110 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), mientras que el shale oil consolidó una producción superior a los 350.000 barriles diarios. La perforación acumulada supera los 1.500 pozos horizontales productivos, con laterales que en promedio rondan los 2.800 metros, aunque los operadores más eficientes ya trabajan con diseños de 3.500 metros. El costo de desarrollo cayó sostenidamente: si en 2014 perforar y completar un pozzo tipo costaba cerca de 15 millones de dólares, hoy los operadores de primera línea reportan valores entre 7 y 9 millones de dólares por pozo, una reducción de eficiencia que ningún otro país no convencional fuera de Estados Unidos logró replicar tan rápidamente.
El ecosistema productivo actual en Vaca Muerta involucra a más de 30 operadoras, aunque cinco concentran más del 75% de la actividad: YPF, PAE (Pan American Energy), Vista Energy, Shell y TotalEnergies. YPF mantiene el liderazgo indiscutido con aproximadamente el 45% de la producción no convencional total, pero la irrupción de Vista Energy como jugador de clase mundial —con una producción superior a los 70.000 barriles equivalentes de petróleo por día (boe/d) y una eficiencia operativa que rivaliza con los mejores operadores del Pérmico texano— cambió la dinámica competitiva del play. En gas, la foto es diferente: TotalEnergies lidera en Aguada Peyrano con producción cercana a los 20 MMm³/d, mientras el gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en 2023 con una capacidad inicial de 11 MMm³/d ampliable a 22 MMm³/d en su segunda etapa, habilitó el transporte hacia el centro del país y descomprimió los precios estacionales de invierno. En materia de inversión, el sector comprometió para 2026 un monto estimado de 10.500 millones de dólares en la cuenca Neuquina, con YPF aportando cerca de 4.200 millones propios y el resto distribuido entre operadores privados nacionales e internacionales. Los proyectos de GNL —en particular el liderado por YPF junto a Petronas, Golar y Shell en Sierra Grande— continúan en fase de ingeniería básica avanzada, con una decisión final de inversión (FID) que el mercado ubica entre fines de 2026 y principios de 2027 para la primera fase de 25 millones de toneladas anuales.
Los cuellos de botella son conocidos pero no resueltos. La infraestructura de transporte de gas sigue siendo el principal limitante: aunque el gasoducto NK amplió la capacidad, los picos de demanda invernal aún generan restricciones en la cuenca y la segunda etapa del ducto acumula demoras financieras. El acceso a agua para fractura hidráulica, el tratamiento de agua producida y la gestión de residuos de perforación son desafíos ambientales y operativos que se intensifican con el crecimiento de la actividad. En petróleo, la falta de oleoductos con capacidad suficiente hacia los puertos patagónicos —especialmente Punta Colorada y Bahía Blanca— obliga a un uso intensivo del transporte automotor que eleva costos y genera impacto en la vialidad neuquina. El tipo de cambio y la presión impositiva siguen siendo variables críticas: con una estructura de costos mayoritariamente en dólares y precios domésticos que todavía no alcanzaron plena paridad de exportación en gas, los márgenes operativos de algunos proyectos marginales dependen de definiciones regulatorias que el Gobierno nacional no terminó de zanjar. La oportunidad, sin embargo, es proporcional al desafío. Argentina tiene recursos técnicamente recuperables estimados en 308 TCF de gas y 16.200 millones de barriles de shale oil, según la EIA estadounidense, lo que la coloca como el segundo reservorio de gas no convencional y el cuarto de shale oil a nivel global. Si el proyecto de GNL concreta su primera fase, podría generar exportaciones por encima de 7.000 millones de dólares anuales hacia 2032, superando en valor a las exportaciones agropecuarias en años de sequía.
Las decisiones que se toman hoy en Vaca Muerta tendrán consecuencias que se extenderán por décadas. La FID del proyecto GNL es la variable más sensible del horizonte inmediato: requiere certeza regulatoria, acuerdos laborales de largo plazo y un esquema fiscal estable que los inversores internacionales todavía exigen como condición no negociable. En gas, la negociación de precios de exportación con Chile y Brasil —donde Vaca Muerta ya abastece entre el 30 y el 40% de la demanda en períodos de alta demanda invernal— fija el piso de rentabilidad para nuevos proyectos. En petróleo, la evolución del precio del Medanito respecto al Brent, que en los últimos trimestres se mantuvo con un descuento de entre 4 y 7 dólares por barril, será determinante para la rentabilidad del shale oil en el mediano plazo. El mercado laboral también está en juego: Neuquén concentra la mayor demanda de técnicos especializados en perforación, completaciones y geociencias del país, y la presión sobre los salarios en dólares del sector es una variable que preocupa a los operadores. Para Argentina, el escenario base apunta a una producción de petróleo no convencional que podría alcanzar los 500.000 barriles diarios hacia 2028 si se sostiene el ritmo inversor, y a exportaciones de gas que podrían duplicarse si la infraestructura de licuefacción avanza en los tiempos proyectados. El interrogante no es si Vaca Muerta tiene los recursos: los tiene. La pregunta es si el país tiene la capacidad institucional, regulatoria y financiera para convertirlos en divisas sostenidas.
La primera etapa, inaugurada en julio de 2023, tiene una capacidad de transporte de 11 MMm³/d desde Tratayén hasta San Jerónimo. La segunda etapa, que elevaría la capacidad total a 22 MMm³/d con extensión hasta la zona de Buenos Aires, acumula demoras por dificultades de financiamiento; la fecha de puesta en operación más optimista que maneja el sector se ubica en el primer semestre de 2027.
¿Qué descuento aplica el crudo Medanito respecto al Brent y por qué persiste?El Medanito se comercializa con un descuento de entre 4 y 7 dólares por barril respecto al Brent, originado principalmente en los costos de flete y logística hasta los puertos de exportación patagónicos, la menor escala de los embarques argentinos frente a los grandes terminales mundiales y la calidad diferencial del crudo. La construcción de nueva capacidad de oleoducto y terminales portuarias es la principal palanca para reducir ese diferencial.
¿Qué porcentaje de los ingresos fiscales de Neuquén depende de los hidrocarburos?Las regalías petroleras y gasíferas, junto con otros tributos vinculados a la actividad hidrocarburífera, representan entre el 40% y el 45% de los ingresos totales de la provincia de Neuquén según los ejercicios fiscales recientes, lo que convierte al sector en el principal sostén de las finanzas provinciales y explica la sensibilidad política de cualquier modificación en precios, regalías o regímenes de inversión.
