Redacción
En un contexto en que América Latina redefine su matriz energética y los mercados globales de gas y petróleo atraviesan una transición compleja, la cuenca neuquina ocupa un lugar cada vez más determinante. No se trata solo de un distrito productivo local: Vaca Muerta representa hoy la segunda reserva de gas no convencional y la cuarta de petróleo no convencional del mundo, según datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE), y su desarrollo acelerado en los últimos cinco años ha transformado la posición relativa de Argentina frente a sus vecinos y frente a potenciales compradores de energía en el Atlántico. Para ejecutivos, inversores y funcionarios, entender las ventajas estructurales de esta cuenca es ya una necesidad operativa, no una curiosidad geopolítica.
La historia reciente del no convencional neuquino arranca formalmente en 2013, cuando YPF y Chevron firmaron el primer acuerdo piloto de explotación de shale oil en Loma Campana. Desde ese hito fundacional hasta 2025, la producción de petróleo no convencional creció de forma sostenida hasta superar los 500.000 barriles diarios a nivel nacional, con Neuquén aportando más del 90% de ese volumen. El gas no convencional sigue una trayectoria similar: en 2025 la cuenca neuquina produjo en promedio unos 110 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d), representando alrededor del 55% de la producción total de gas del país. Esos números ubican a Argentina como el único productor de shale oil y shale gas de escala comercial en América Latina, con una brecha significativa respecto de México, Brasil o Colombia, cuyos desarrollos no convencionales permanecen en etapas exploratorias o piloto.
El estado actual del sector muestra una concentración de actores de primer nivel con compromisos de inversión multiyear. YPF mantiene el liderazgo operativo con participación en bloques que aportan más de 200.000 barriles diarios de crudo no convencional. Pero el ecosistema es ya diverso: Vista Energy, operada por Miguel Galuccio, superó en 2025 los 50.000 barriles diarios de producción consolidada en Vaca Muerta, posicionándose como el operador privado independiente más relevante. Pan American Energy, Tecpetrol, Shell y Pampa Energía completan un grupo de operadores que en conjunto comprometieron inversiones superiores a los 7.000 millones de dólares para 2025-2026 solo en el área neuquina. En infraestructura de evacuación, el oleoducto Vaca Muerta Sur —cuya primera etapa alcanzó los 180.000 barriles diarios de capacidad en 2025— y el gasoducto Néstor Kirchner, que incorporó 11 MMm³/d adicionales de transporte desde Tratayén hasta la provincia de Buenos Aires, son los dos proyectos que más modificaron la ecuación logística del sector. La habilitación del primer tren de licuefacción de GNL, en discusión avanzada entre YPF, Petronas y otros socios, agregaría una dimensión exportadora de gas que hoy todavía no existe en escala.
Los desafíos que enfrenta la cuenca son conocidos pero no menores. El primero es estructural: la brecha entre capacidad de producción y capacidad de evacuación sigue siendo el principal cuello de botella. A pesar de las inversiones en oleoductos y gasoductos, la infraestructura de transporte no crece al mismo ritmo que los pozos. El segundo desafío es macroeconómico: la estabilidad del tipo de cambio, el acceso al crédito internacional y la previsibilidad regulatoria son variables que las compañías ponderan antes de cada ronda de inversión. Argentina mejoró su imagen fiscal en 2024-2025, pero la historia de defaults y controles cambiarios pesa en la prima de riesgo que los inversores exigen. El tercer desafío es ambiental y social: la expansión productiva en la meseta neuquina genera tensiones con comunidades mapuche, con municipios que reclaman mayores regalías y con agencias ambientales que monitorean el manejo de agua y residuos. Sin embargo, las oportunidades superan con creces estos obstáculos. La demanda global de GNL crecerá al menos hasta 2035 según la mayoría de los escenarios energéticos internacionales, y Argentina tiene una ventana de tiempo para convertirse en exportador neto de gas antes de que la transición energética reduzca estructuralmente ese mercado. El costo de producción de los mejores bloques de Vaca Muerta —entre 30 y 45 dólares por barril equivalente en los pozos de mayor productividad— es competitivo frente a cualquier productor no convencional del mundo, incluyendo las cuencas permian y eagle ford de Estados Unidos.
La perspectiva para los próximos tres a cinco años depende de decisiones que están en juego ahora mismo. La más crítica es la final investment decision (FID) del proyecto de GNL Argentina, que implicaría una inversión inicial superior a los 10.000 millones de dólares y convertiría al país en exportador de gas licuado por primera vez en su historia. Esa decisión requiere contratos de largo plazo con compradores asiáticos o europeos, un marco fiscal estable para el upstream y garantías de acceso a divisas para las compañías operadoras. En el plano de los hidrocarburos líquidos, la expansión de la capacidad de refino y la integración con puertos de aguas profundas en la Patagonia son las piezas pendientes para que el petróleo neuquino compita sin descuentos en los mercados del Atlántico. Neuquén, como provincia, también tiene decisiones por tomar: la actualización de su esquema de regalías, la negociación de acuerdos de contenido local y la política de permisos ambientales son instrumentos de política que pueden acelerar o frenar el crecimiento. En el mapa energético regional, la cuenca neuquina no tiene competidor real en el corto plazo. La pregunta ya no es si el recurso existe —eso está probado— sino si Argentina puede construir el entorno institucional y la infraestructura necesarios para monetizarlo a escala global antes de que la ventana se estreche.
Los pozos de mayor productividad en bloques premium como Loma Campana o Bandurria Sur tienen costos de entre 30 y 45 dólares por barril equivalente de petróleo (boe), un rango competitivo frente a las cuencas Permian y Eagle Ford de Texas, donde los costos promedian entre 35 y 55 dólares por boe dependiendo del operador y la formación.
¿Qué capacidad adicional de transporte de gas requiere la cuenca para sustentar un proyecto de GNL de escala?Un tren de licuefacción de GNL de referencia (entre 5 y 10 millones de toneladas por año) demandaría entre 20 y 40 MMm³/d adicionales de capacidad de transporte desde Neuquén hasta la costa atlántica. Eso implica al menos un gasoducto de diámetro grande —equivalente al GNK— sumado a la infraestructura portuaria y de licuefacción en el litoral patagónico.
¿Qué porcentaje de la producción de petróleo neuquino se exporta actualmente y a qué destinos?Argentina exporta en torno al 20-25% de su producción total de crudo, con Chile, India, Estados Unidos y algunos mercados asiáticos como principales destinos. La limitante es la capacidad de refinación interna y la infraestructura de evacuación: el pleno funcionamiento de Vaca Muerta Sur en su segunda etapa, prevista para superar los 360.000 barriles diarios, podría elevar ese porcentaje de forma significativa en 2026-2027.
