YPF y el no convencional: entre la ambición estratégica y los límites estructurales

En mayo de 2026, el desarrollo no convencional argentino atraviesa un momento bisagra. YPF, empresa con participación estatal mayoritaria y operadora central de Vaca Muerta, está ejecutando el plan de inversiones más ambicioso de su historia reciente en el segmento de shale oil y shale gas. La formación neuquina concentra hoy más del 50% de la producción total de petróleo del país y cerca del 45% del gas natural, cifras que hace una década parecían inalcanzables. Para Neuquén, cuya economía depende en más de un 70% de las regalías hidrocarburíferas, el ritmo de desarrollo de los no convencionales no es solo una variable productiva: es el eje de su modelo fiscal y de desarrollo provincial. La pregunta que organiza el debate entre ejecutivos, inversores y funcionarios es una sola: ¿puede YPF sostener y escalar este plan sin que los cuellos de botella estructurales lo frustren?

El punto de partida para entender el presente exige remontarse al período 2017-2020, cuando Vaca Muerta comenzó su transición de fase exploratoria a desarrollo masivo. La irrupción del área Loma Campana —operada en joint venture por YPF y Chevron desde 2013— demostró la viabilidad técnica y económica del shale oil argentino. Desde entonces, la producción de crudo no convencional creció a una tasa promedio anual cercana al 25%, pasando de menos de 50.000 barriles diarios en 2017 a superar los 400.000 barriles por día a comienzos de 2026. En gas no convencional, la trayectoria fue igualmente pronunciada: áreas como Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Amarga Chica (YPF-Shell) y Rincón del Mangrullo consolidaron a la Argentina como el segundo productor de shale gas de América Latina, solo por detrás de Estados Unidos en términos de potencial geológico. YPF, en ese contexto, operó o participó en más del 60% de la producción no convencional acumulada hasta hoy.

En el estado actual, YPF ejecuta un presupuesto de inversión para 2026 que ronda los 6.000 millones de dólares, con una porción mayoritaria —estimada en torno al 65%— destinada al upstream no convencional en Neuquén. Los bloques Loma Campana, Bandurria Sur y El Orejano concentran la mayor actividad. La compañía opera actualmente entre 25 y 30 equipos de perforación propios y asociados en la cuenca, con una meta declarada de alcanzar los 500.000 barriles diarios de producción total —convencional y no convencional combinados— hacia finales del año fiscal. En gas, el proyecto estrella es el desarrollo del área Palermo Aike en Santa Cruz, aunque el corazón del crecimiento sigue siendo Vaca Muerta, donde YPF y sus socios —entre ellos Petronas, Shell y Equinor en distintas configuraciones— avanzan en la ampliación de pozos de alto rendimiento. Las cifras de productividad mejoraron: los pozos de shale oil en las mejores ventanas del área alcanzan picos iniciales de entre 1.500 y 2.000 barriles por día, con una reducción de costos de perforación y terminación que bajó de 12 millones a cerca de 8 millones de dólares por pozo en los últimos cuatro años.

Los desafíos son tan reales como el potencial. El primero y más urgente es la infraestructura de transporte. El oleoducto Vaca Muerta Sur, que debería conectar la cuenca con el puerto de Punta Colorada en Río Negro y permitir exportaciones directas de crudo liviano, acumula retrasos en su ejecución. Con una capacidad proyectada de 550.000 barriles diarios y una inversión estimada de 3.000 millones de dólares, el proyecto es crítico para evitar el embotellamiento logístico que ya afecta la evacuación de crudo. El segundo desafío es el financiamiento: YPF mantiene restricciones de acceso a mercados de capitales internacionales derivadas del historial de defaults soberanos argentinos y de litigios pendientes —entre ellos, el arbitraje con Repsol aún no completamente saldado en sus efectos reputacionales—. El tercer factor es la política de precios domésticos: cuando el precio interno del barril se desacopla del precio de paridad de exportación, los proyectos de menor productividad pierden rentabilidad marginal y la inversión privada se retrae. El esquema de Barril Criollo, que fijó precios por debajo del mercado internacional durante años, dejó cicatrices en la planificación de largo plazo de los operadores. La oportunidad, por contraste, es enorme: la Argentina tiene en Vaca Muerta el segundo reservorio de shale gas y el cuarto de shale oil del mundo según la EIA, con menos del 5% de su superficie efectivamente desarrollada.

La perspectiva hacia 2027-2030 depende de tres decisiones que están en juego simultáneamente. Primera: si el gobierno nacional consolida el esquema de RIGI —Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones— como mecanismo estable para atraer capital externo a proyectos de exportación de GNL y crudo, la inversión privada podría alcanzar niveles récord. Segunda: si YPF logra cerrar el financiamiento para Vaca Muerta Sur y acelera la construcción del oleoducto, la exportación de crudo podría superar los 300.000 barriles diarios hacia 2028, generando divisas por encima de los 10.000 millones de dólares anuales. Tercera: si la macro argentina —tipo de cambio, brecha, acceso a divisas— se estabiliza, las empresas privadas que hoy operan en la cuenca ampliarán sus compromisos de inversión. Lo que está claro es que el no convencional argentino ya superó el punto de no retorno: la producción es real, los reservorios están probados y los costos son competitivos a nivel global. El interrogante no es si Vaca Muerta puede ser un activo transformador para la Argentina, sino a qué velocidad y bajo qué condiciones institucionales ese potencial se materializa.

Puntos clave

• YPF destina aproximadamente 3.900 millones de dólares al upstream no convencional en 2026, con 25 a 30 equipos de perforación activos en Vaca Muerta.
• La producción de shale oil supera los 400.000 barriles diarios a nivel cuenca, con YPF operando o participando en más del 60% del total no convencional.
• El oleoducto Vaca Muerta Sur, clave para destrabar exportaciones, acumula retrasos en su construcción y representa la principal restricción logística del sector.
• El RIGI y la estabilidad macroeconómica son las dos variables externas más determinantes para el ritmo de inversión privada en el período 2026-2030.

Preguntas del sector

Los costos se redujeron significativamente en la última década. Un pozo horizontal de shale oil en las áreas más activas de Vaca Muerta cuesta hoy entre 7 y 9 millones de dólares, dependiendo de la longitud del lateral y el número de etapas de fractura hidráulica. En 2018-2019, ese mismo pozo costaba entre 11 y 13 millones de dólares, lo que implica una reducción de eficiencia de entre 25% y 40% en términos reales.

La capacidad actual de evacuación de crudo desde la cuenca neuquina ronda los 450.000 barriles diarios a través del sistema de oleoductos existente —Oldelval y Otasa principalmente—, con saturación en momentos pico. Vaca Muerta Sur está diseñado para agregar 550.000 barriles diarios adicionales, pero su retraso mantiene al sector operando cerca del límite de capacidad, lo que en la práctica frena decisiones de aceleración productiva.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones ofrece estabilidad fiscal y regulatoria por 30 años para proyectos que superen los 200 millones de dólares, con libre disponibilidad del 100% de las divisas generadas por exportaciones a partir del séptimo año y del 20% desde el inicio. Para proyectos de GNL —como Argentina LNG o Pampa Energía LNG— y para el oleoducto Vaca Muerta Sur, el RIGI es el principal mecanismo de atracción de capital dado que elimina el riesgo regulatorio que históricamente desalentó inversiones de largo plazo en el sector energético argentino.