YPF y el no convencional: estrategia, inversiones y los desafíos que definen el futuro de Vaca Muerta

A mediados de 2026, el desarrollo del petróleo y gas no convencional en Argentina ya no es una promesa: es el eje central de la política energética del país y el principal motor de divisas del sector. Vaca Muerta, la formación de lutitas ubicada mayoritariamente en la provincia de Neuquén, concentra más del 50% de la producción total de hidrocarburos del país y sigue ganando participación relativa frente a las cuencas convencionales en franco declive. Para YPF, empresa de mayoría estatal y principal operadora del país, el no convencional no es una apuesta de largo plazo sino el núcleo del negocio presente. Las decisiones que tome la compañía en los próximos 18 meses —en términos de inversión, estructura de financiamiento, alianzas y expansión de infraestructura— definirán si Argentina puede consolidarse como exportador relevante de GNL y crudo liviano, o si las restricciones estructurales vuelven a frenar un ciclo que parecía despegar definitivamente.

El recorrido del no convencional argentino tiene una cronología precisa. El primer pozo horizontal con fractura hidráulica en Vaca Muerta data de 2011, pero la escala industrial no llegó hasta 2017-2018, cuando YPF lanzó el plan Fortín de Piedra junto a Schlumberger y comenzó a aplicar el modelo de pad drilling masivo que había transformado la cuenca del Pérmico en Texas. En 2019, la producción de shale oil superó por primera vez los 100.000 barriles diarios. El shock macroeconómico de ese año y la pandemia de 2020 interrumpieron el ritmo, pero desde 2022 el crecimiento retomó velocidad. Para 2025, la producción no convencional de petróleo superó los 450.000 barriles diarios, representando más del 60% del total nacional, mientras el shale gas alcanzó cerca de 80 millones de metros cúbicos diarios. YPF aportó aproximadamente el 45% de esos volúmenes, seguida por operadoras privadas como Vista Energy, Pan American Energy y TotalEnergies, que juntas suman otro 35%. El resto está distribuido entre actores medianos con menor escala pero creciente eficiencia operativa.

En 2026, YPF ejecuta un plan de inversiones que ronda los 5.000 millones de dólares anuales, con alrededor del 70% volcado al upstream no convencional. Las áreas Loma Campana, La Calera, Bandurria Sur y Bajada del Palo Oeste concentran la mayor actividad. La compañía opera actualmente entre 18 y 22 equipos de perforación en Vaca Muerta, con una eficiencia de pozo que mejoró sustancialmente: el tiempo promedio de perforación de un pozo horizontal de 2.500 metros cayó de más de 30 días en 2018 a menos de 17 días en 2025. El costo por pozo, que históricamente era el talón de Aquiles de la competitividad argentina frente al Pérmico, se ubica hoy entre 8 y 10 millones de dólares, todavía por encima de los promedios texanos pero dentro de rangos que permiten rentabilidad con un Brent por encima de los 55 dólares. En paralelo, el proyecto de GNL Argentina —asociación estratégica entre YPF y la malaya Petronas— avanzó en 2025 hacia la etapa de ingeniería de detalle para una planta de licuefacción en el litoral patagónico, con una capacidad inicial proyectada de 25 millones de toneladas anuales y una inversión estimada en 30.000 millones de dólares en la fase completa. La decisión final de inversión (FID) sigue siendo el hito más esperado del sector.

Los desafíos que enfrenta YPF en el no convencional son múltiples y de distinta naturaleza. El primero es financiero: la empresa carga con una deuda superior a los 7.000 millones de dólares y su capacidad de fondeo en mercados internacionales depende críticamente del riesgo soberano argentino, que sigue siendo un desincentivo para inversores institucionales conservadores. El segundo es logístico: el oleoducto Vaca Muerta Sur, que permitiría trasladar crudo directamente al Atlántico sur y ahorrar costos de transporte significativos, enfrenta demoras en su cronograma de construcción. Sin ese ducto, la capacidad de evacuar producción incremental queda limitada por la infraestructura actual, que ya opera cerca de su techo. El tercero es laboral y social: los costos laborales en Neuquén, potenciados por convenios colectivos que no siempre se adaptaron a la escala industrial del shale, siguen siendo elevados en comparación regional. Sin embargo, las oportunidades son igualmente robustas. La demanda global de GNL se proyecta en crecimiento hasta al menos 2040, y Argentina tiene reservas probadas y probables suficientes para sostener exportaciones por décadas. La ventana de precios internacionales, combinada con el marco del RIGI —Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones implementado en 2024—, generó un interés renovado de operadoras internacionales que habían mantenido una postura expectante. Además, la mejora en la productividad de pozos, medida en barriles equivalentes por día durante los primeros 180 días de producción, creció un 12% interanual en 2025, lo que indica que la curva de aprendizaje operativo todavía tiene recorrido.

La proyección para los próximos dos años es de crecimiento sostenido pero condicionado. Si la FID del proyecto GNL Argentina se materializa antes de fin de 2026, el efecto derrame sobre proveedores, empleo y economía neuquina sería transformador. Si se demora, el riesgo es que otros proyectos —Qatar, Mozambique, Canadá— capturen contratos de largo plazo y reduzcan el espacio de mercado disponible para el GNL argentino. En el plano del crudo, la puesta en operación del oleoducto Vaca Muerta Sur en 2027 podría habilitar un salto productivo de entre 150.000 y 200.000 barriles diarios adicionales, con impacto directo en las exportaciones y el ingreso de divisas. YPF tiene un rol irremplazable en ese esquema: su escala, su conocimiento del subsuelo y su red de relaciones institucionales la posicionan como el actor bisagra. Pero esa centralidad también implica que sus fragilidades financieras y sus tensiones de gobernanza —una empresa con accionistas privados minoritarios pero conducción políticamente sensible— pueden convertirse en cuellos de botella sistémicos. Las decisiones del directorio, del Poder Ejecutivo y de los principales socios privados en los próximos meses serán determinantes para saber si Argentina aprovecha esta ventana histórica o la desperdicia como tantas otras veces.

Puntos clave

• YPF invierte cerca de 5.000 millones de dólares anuales, con el 70% destinado al upstream no convencional en Vaca Muerta.
• El costo por pozo horizontal cayó a entre 8 y 10 millones de dólares, mejorando la competitividad, aunque sigue por encima del Pérmico texano.
• El proyecto GNL Argentina con Petronas, de 30.000 millones de dólares en su fase completa, aguarda la decisión final de inversión como hito crítico del sector.
• La falta del oleoducto Vaca Muerta Sur limita la evacuación de producción incremental y condiciona el crecimiento exportador de corto plazo.

Preguntas del sector

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, aprobado en 2024, ofrece estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años para proyectos superiores a 200 millones de dólares, con beneficios adicionales en materia de retenciones y remisión de utilidades. Para YPF, implica un marco contractual más predecible para atraer socios internacionales en proyectos de gran escala como el GNL.

Técnicamente, shale oil proviene de roca madre generadora con muy baja permeabilidad, mientras que tight oil refiere a reservorios convencionales compactos. En Vaca Muerta, la mayor parte de la producción corresponde a shale oil y shale gas de la formación Vaca Muerta propiamente dicha, aunque también se explota la formación Quintuco, de carácter tight. En la práctica, el sector argentino usa ambos términos de forma intercambiable para referirse al no convencional.

El ducto conectará los yacimientos del oeste neuquino directamente con una terminal de aguas profundas en la costa atlántica patagónica, eliminando el trasbordo actual por Puesto Hernández y reduciendo costos logísticos. Su capacidad proyectada es de aproximadamente 550.000 barriles diarios en su fase inicial, con posibilidad de expansión. Permitiría cargar supertanqueros VLCC, mejorando significativamente el diferencial de precio del crudo Medanito respecto al Brent.