YPF y el no convencional: la apuesta estratégica que define el futuro energético argentino

Argentina atraviesa un momento bisagra en su historia energética y Neuquén es el epicentro de esa transformación. El desarrollo del petróleo y gas no convencional en Vaca Muerta no es ya una promesa geológica: es una realidad productiva que en 2025 superó los 650.000 barriles de petróleo equivalente por día en producción combinada, consolidando a la Argentina como el segundo productor de shale oil y el cuarto de shale gas a nivel mundial. En ese escenario, YPF —como operador dominante y como señal política del Estado— concentra las miradas de inversores, socios internacionales y analistas. Las decisiones que tome la compañía en los próximos 18 meses definirán si el país logra consolidar una plataforma exportadora de hidrocarburos o si vuelve a perder una ventana de oportunidad histórica.

El punto de inflexión llegó alrededor de 2017-2018, cuando la combinación de mejoras tecnológicas en completación de pozos, la reducción de costos de perforación y un marco regulatorio más predecible —producto del acuerdo neuquino de 2017 con los sindicatos— empujó la productividad de los pozos horizontales a niveles comparables con el Permian Basin texano. YPF fue el primer operador en escalar la tecnología de fractura hidráulica multietapa en Argentina, y hacia 2022 ya perforaba pozos con más de 40 etapas de fractura y laterales de hasta 3.000 metros. El costo de perforación y completación cayó de cerca de 15 millones de dólares por pozo en 2016 a menos de 8 millones en promedio hacia 2024 para los modelos XL más extendidos, aunque los pozos de mayor alcance pueden superar los 10 millones. Esa curva de aprendizaje fue determinante para que la producción no convencional de la empresa creciera a tasas de entre 20% y 35% interanual en los años pico.

Hoy YPF opera como principal actor en bloques como Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur y el emblemático Bajada del Palo Oeste, entre otros. En conjunto, la compañía produce cerca de 260.000 barriles diarios de shale oil y aporta más de 30 millones de metros cúbicos por día de gas no convencional, lo que la convierte en el mayor productor individual de Vaca Muerta. El plan de inversiones para 2026 ronda los 6.000 millones de dólares, de los cuales más del 65% se destina a actividad no convencional. La empresa ha incrementado su flota de equipos de perforación: opera actualmente con más de 25 equipos propios y contratados activos en la cuenca, con un ritmo de perforación que apunta a 600 pozos anuales entre shale oil y shale gas. En paralelo, los proyectos de desarrollo conjunto —como los acuerdos con Chevron, Petronas y Shell en diferentes bloques— suman capital fresco y know-how tecnológico que YPF no podría replicar solo. El proyecto GNL Argentina, que busca licuar y exportar gas de Vaca Muerta desde un terminal en Río Negro, es quizás la apuesta más ambiciosa: con una inversión estimada superior a los 30.000 millones de dólares en su fase completa, representaría la mayor obra de infraestructura energética en la historia del país.

Sin embargo, los desafíos son estructurales y no menores. El primero es la infraestructura de transporte: el sistema de oleoductos y gasoductos que evacua producción desde Neuquén hacia los centros de refinación y los puertos de exportación está al límite de su capacidad. El gasoducto Néstor Kirchner, inaugurado en 2023 con una capacidad inicial de 11 millones de m³/día ampliable a 22 millones, alivió parcialmente el cuello de botella gasífero, pero el crecimiento proyectado de producción lo saturará nuevamente antes de 2028 si no se avanza en obras complementarias. En petróleo, el oleoducto Vaca Muerta Norte —proyecto conjunto de YPF, Pampa Energía y otras operadoras— busca adicionar más de 180.000 barriles diarios de capacidad de transporte hacia Punta Colorada, habilitando una salida exportadora directa al Atlántico. El segundo desafío es financiero: YPF salió de un período complejo de restricciones cambiarias y deuda reestructurada, y aunque su situación de balance mejoró sensiblemente con el esquema del RIGI —Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones— y la normalización parcial del mercado de cambios, la empresa sigue necesitando acceder a mercados de deuda internacionales a tasas razonables para fondear su ambicioso plan de capex. El tercer vector de riesgo es la gobernanza: como empresa con mayoría accionaria estatal, YPF es permanentemente susceptible a la interferencia política en sus decisiones comerciales, un factor que los inversores extranjeros monitorean con atención quirúrgica.

Las perspectivas para los próximos tres años son condicionalmente optimistas. Si se consolidan las obras de infraestructura de evacuación, si el RIGI logra catalizar inversiones privadas adicionales y si YPF mantiene una disciplina financiera que le permita financiar su crecimiento sin deteriorar su balance, la Argentina podría alcanzar una producción de petróleo de 800.000 barriles diarios hacia 2028, con exportaciones netas de crudo que superarían los 10.000 millones de dólares anuales. En gas, la hoja de ruta exportadora vía GNL es más larga —la planta de licuefacción no estaría operativa antes de 2030 en el escenario más optimista— pero el abastecimiento de gas a Brasil y Chile por gasoductos existentes y nuevos ya genera divisas crecientes. Las decisiones que están en juego son precisamente las más difíciles: sostener la inversión en un contexto macroeconómico todavía volátil, negociar con los gremios de la construcción y de los operadores condiciones de productividad compatibles con la escala requerida, y convencer a los mercados de capitales de que esta vez el ciclo virtuoso tiene fundamentos más sólidos que los anteriores. Neuquén, con sus regalías en alza y su presupuesto provincial crecientemente atado al desempeño de Vaca Muerta, tiene tanto que ganar como que perder en ese proceso.

Puntos clave

• YPF destina más del 65% de su plan de inversiones 2026 —estimado en 6.000 millones de dólares— al desarrollo no convencional en Vaca Muerta.
• El costo de perforación y completación de pozos XL cayó de 15 millones a menos de 8 millones de dólares entre 2016 y 2024, habilitando escala económica.
• La infraestructura de transporte sigue siendo el principal cuello de botella: el gasoducto Néstor Kirchner y el oleoducto Vaca Muerta Norte son obras críticas para sostener el crecimiento.
• El proyecto GNL Argentina, con inversión potencial superior a 30.000 millones de dólares, es la apuesta exportadora de largo plazo más relevante de la historia energética del país.

Preguntas del sector

YPF opera más de 25 equipos de perforación activos en la cuenca neuquina y apunta a completar alrededor de 600 pozos no convencionales anuales entre shale oil y shale gas. Esa cadencia requiere una logística de suministro de arena, agua y servicios petroleros de escala industrial, lo que a su vez genera una demanda sostenida de proveedores locales y presiona la disponibilidad de mano de obra especializada en la región.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones, vigente desde 2024, otorga estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años a proyectos de más de 200 millones de dólares que sean aprobados. Para YPF, permite estructurar joint ventures con socios internacionales bajo un marco jurídico que reduce el riesgo de cambios regulatorios retroactivos, un factor históricamente determinante para la decisión de inversión de las majors petroleras.

El gasoducto fue diseñado con una capacidad inicial de 11 millones de m³/día ampliable a 22 millones mediante la incorporación de plantas compresoras adicionales. Sin embargo, el crecimiento proyectado de la producción gasífera no convencional —que podría superar los 100 millones de m³/día en la cuenca hacia 2028— requiere inversiones paralelas en ramales de recolección, tratamiento y compresión que exceden la capacidad del troncal principal. La solución de fondo pasa por la licuefacción y exportación de GNL, que crearía un nuevo sumidero de demanda independiente del mercado doméstico.