YPF y el no convencional: entre la ambición estratégica y los cuellos de botella estructurales

En junio de 2026, el desarrollo del petróleo y gas no convencional en Argentina ya no es una promesa: es el eje vertebral de la política energética nacional y el principal motor de divisas del sector exportador. YPF, como operadora líder y empresa de control estatal, concentra más del 45% de la actividad en Vaca Muerta y define con sus decisiones de inversión el ritmo al que el país se acerca —o se aleja— de sus metas de producción. La coyuntura es exigente: el gobierno de Javier Milei necesita dólares genuinos, el sector privado demanda previsibilidad regulatoria, y Neuquén presiona para maximizar regalías en un momento en que su presupuesto provincial depende cada vez más de los ingresos hidrocarburíferos. En ese triángulo de tensiones, la estrategia de YPF en el no convencional es, en buena medida, la estrategia energética argentina.

El punto de inflexión del no convencional argentino ocurrió entre 2017 y 2019, cuando la combinación de precios internacionales favorables, mejoras tecnológicas y un acuerdo de competitividad en Vaca Muerta permitió reducir el costo de perforación de un pozo horizontal de más de 15 millones de dólares a valores cercanos a los 8-9 millones. Desde entonces, la curva de aprendizaje no se detuvo. En 2023, la producción de petróleo no convencional superó por primera vez el millón de barriles diarios en términos agregados de cuenca, y el shale gas de Vaca Muerta representó más del 50% de la oferta total de gas del país. YPF, en ese proceso, pasó de ser una empresa con serias dificultades financieras post-expropiación —con deuda en default y acceso restringido a los mercados— a relanzar su perfil exportador con el proyecto LNG como ancla de largo plazo. La historia reciente es la de una empresa que aprendió a operar en condiciones adversas y que ahora necesita escalar.

Hoy, YPF opera en Vaca Muerta a través de bloques propios y en joint ventures con empresas como Shell, Chevron, Petronas y Vista Energy, entre otras. En el primer trimestre de 2026, la compañía reportó una producción de hidrocarburos equivalente de aproximadamente 530.000 barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), con el segmento no convencional representando ya más del 60% del total. El plan de negocios vigente proyecta inversiones del orden de los 5.000 millones de dólares anuales para el período 2025-2027, con el grueso concentrado en shale oil en Loma Campana, Bandurria Sur y el bloque Golfo San Jorge no convencional. El proyecto YPF LNG, en tanto, avanza en su etapa de ingeniería de detalle con una capacidad proyectada de 25 millones de toneladas anuales en su fase madura, aunque la decisión final de inversión (FID) todavía no fue tomada formalmente. Neuquén, por su parte, recaudó en 2025 más de 1.200 millones de dólares en concepto de regalías, un récord que refleja tanto el crecimiento productivo como la recuperación del precio del barril.

Los desafíos no son menores. El primero es logístico: la capacidad de transporte de crudo por oleoducto sigue siendo un cuello de botella crítico. El oleoducto Vaca Muerta Sur, impulsado por YPF y un consorcio de operadoras con una inversión estimada de 2.500 millones de dólares, es la respuesta estructural, pero su entrada en operación plena recién se espera para 2027. Hasta entonces, el transporte en camión cisternas genera sobrecostos significativos y limita el volumen exportable. El segundo desafío es financiero: YPF mantiene una deuda neta que ronda los 7.000 millones de dólares, y aunque la compañía ha logrado refinanciar vencimientos y mejorar su perfil de deuda, el acceso al mercado de capitales internacional sigue condicionado por el riesgo soberano argentino. El tercero es la brecha entre la ambición del proyecto LNG y la realidad del financiamiento: atraer socios estratégicos que aporten capital y contratos de largo plazo requiere estabilidad macroeconómica y un marco regulatorio que hoy todavía genera dudas en los inversores institucionales. La oportunidad, sin embargo, es enorme: con reservas probadas que superan los 16 años de producción al ritmo actual y una curva de costos que ya compite con las principales cuencas no convencionales del mundo, Vaca Muerta tiene fundamentos técnicos para sostener un crecimiento sostenido durante décadas.

La pregunta de fondo para los próximos 18 meses es si YPF puede sostener el ritmo de inversión necesario —y atraer el capital privado complementario— sin que los condicionantes macroeconómicos y financieros lo frenen. El escenario base del mercado asume una producción de petróleo no convencional cercana a los 700.000 barriles diarios para finales de 2027, lo que implicaría un crecimiento del 30-35% respecto a los niveles actuales. Alcanzar esa meta exige perforar entre 500 y 600 pozos anuales en Vaca Muerta, mantener la eficiencia operativa y resolver el nudo logístico antes de que se convierta en un techo productivo. Las decisiones que YPF tome en el segundo semestre de 2026 —sobre la FID del LNG, sobre la estructura accionaria de nuevos proyectos y sobre su política de dividendos ante las necesidades fiscales del Estado nacional— definirán si Argentina consolida su posición como exportador energético relevante o si el no convencional queda atrapado, una vez más, en la brecha entre el potencial geológico y la ejecución.

Puntos clave

• YPF concentra más del 45% de la actividad en Vaca Muerta y produce alrededor de 530.000 boe/d, con el segmento no convencional superando el 60% del total.
• El plan de inversiones de YPF prevé unos 5.000 millones de dólares anuales para 2025-2027, con foco en shale oil y el desarrollo del proyecto LNG de 25 millones de toneladas de capacidad.
• El oleoducto Vaca Muerta Sur, con inversión estimada de 2.500 millones de dólares, es la respuesta al cuello de botella logístico, aunque su operación plena se espera recién para 2027.
• Neuquén recaudó más de 1.200 millones de dólares en regalías durante 2025, un récord que refuerza la dependencia provincial de los ingresos no convencionales.

Preguntas del sector

Un pozo horizontal de alta complejidad en Vaca Muerta se perfora hoy en un rango de 8 a 11 millones de dólares según profundidad y extensión del lateral, lo que lo ubica en un nivel competitivo respecto al Permian Basin estadounidense (10-14 millones) y por debajo de cuencas europeas. La curva de mejora de eficiencia acumulada desde 2017 fue de aproximadamente 40% en costo por pozo.

La FID implica comprometer formalmente los desembolsos de capital —estimados en 30.000 millones de dólares para la fase inicial del proyecto— y anclar contratos de venta de largo plazo (off-take agreements) con compradores asiáticos o europeos. El cronograma interno de YPF apuntaba a una FID en 2025, pero las complejidades de estructuración financiera y la búsqueda de socios estratégicos con capacidad de aporte de equity la han postergado. El mercado estima que podría concretarse entre el cuarto trimestre de 2026 y el primer semestre de 2027.

Con una deuda neta cercana a los 7.000 millones de dólares, YPF enfrenta vencimientos relevantes en el período 2026-2028 que compiten con sus necesidades de capex operativo. La compañía financia parte de su inversión con flujo de caja propio y recurre a deuda de proyecto (project finance) para iniciativas específicas. La limitación clave no es solo el monto de la deuda sino el costo: el spread soberano argentino encarece el financiamiento externo entre 300 y 500 puntos básicos respecto a lo que pagarían empresas comparables en entornos de menor riesgo país.