RedacciónEn el primer semestre de 2026, Vaca Muerta volvió a ocupar el centro del debate energético global. La formación neuquina no solo confirma su condición de reservorio de clase mundial —con más de 16.000 millones de barriles equivalentes de petróleo en recursos técnicamente recuperables, según estimaciones del Servicio Geológico de Estados Unidos— sino que se consolida como el destino prioritario de inversión extranjera directa en el sector hidrocarburífero latinoamericano. En un contexto en el que Argentina necesita dólares para estabilizar su macro y Neuquén precisa sostener una ecuación fiscal que depende en más del 60% de las regalías petroleras, la atracción de capital externo no es una cuestión técnica: es una política de Estado.
El recorrido de la inversión extranjera en Vaca Muerta tiene hitos precisos. El primero fue la entrada de Chevron en 2013 junto a YPF, con un acuerdo inicial de 1.240 millones de dólares que permitió el desarrollo piloto de Loma Campana y marcó el comienzo del shale argentino a escala comercial. Desde entonces, el ritmo de inversión fue irregular: los años de cepo cambiario, tarifas congeladas y restricciones a la remisión de dividendos frenaron el interés externo. Sin embargo, la producción no convencional creció sostenidamente: en 2023, el shale oil superó los 200.000 barriles diarios por primera vez, y el shale gas alcanzó los 80 millones de metros cúbicos diarios, posicionando a la cuenca Neuquina como el motor productivo del país. En 2025, Argentina exportó más de 700.000 barriles diarios de crudo —récord histórico—, con Vaca Muerta como principal responsable del incremento.
Hoy el mapa de operadoras extranjeras en Vaca Muerta es más denso y diversificado que hace tres años. Shell, presente en el área Cruz de Lorena, anunció en marzo de 2026 una ampliación de su plan de inversión por 400 millones de dólares para el bienio 2026-2027, con foco en la optimización de completaciones y el desarrollo de infraestructura de superficie. Petronas, la petrolera estatal malaya, avanza en el bloque Shiviyoc junto a YPF y reportó una producción promedio de 15.000 barriles de petróleo equivalente por día en el primer trimestre del año. Equinor mantiene actividad en Bajo del Choique-La Invernada y trabaja en la integración de sus operaciones con el gasoducto Néstor Kirchner, que habilitó el transporte de volúmenes adicionales hacia el norte del país. Por su parte, Vista Energy —de capitales argentinos pero estructura accionaria internacional y cotización en NYSE y BMV— es hoy el segundo productor de shale oil de la cuenca, con más de 65.000 barriles diarios. Pan American Energy (con participación de BP) opera en bloques maduros pero expande posiciones no convencionales. Y Harbour Energy, la petrolera independiente británica que adquirió activos de Wintershall en Argentina, completó en 2025 su integración operativa y evalúa acelerar el desarrollo de sus concesiones en la cuenca. El número total de plataformas activas en Vaca Muerta ronda las 60 unidades en la actualidad, frente a las 40 de mediados de 2024, lo que refleja la aceleración del ritmo de perforación.
Los desafíos que enfrenta la inversión extranjera en la cuenca son conocidos pero no menores. El primero es la capacidad de evacuación: el gasoducto Néstor Kirchner —con una capacidad de 24 millones de metros cúbicos diarios en su primera etapa— resolvió parte del cuello de botella gasífero, pero la segunda etapa, que elevaría la capacidad a 44 millones de m³/día, acumula demoras. Para el petróleo, el oleoducto Vaca Muerta Sur, con capacidad proyectada de 360.000 barriles diarios y financiamiento mixto público-privado, es la obra más esperada del sector: su construcción avanza pero el cronograma original, que preveía operaciones en 2025, se corrió hacia fines de 2026. El segundo desafío es la previsibilidad regulatoria y cambiaria: aunque el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), aprobado en 2024, ofrece garantías de estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas para proyectos superiores a los 200 millones de dólares, la implementación práctica genera dudas entre los inversores más conservadores. El tercer factor es la logística laboral y de servicios: la cuenca Neuquina opera cerca de su límite de capacidad en materia de contratistas especializados, transporte y alojamiento en Añelo, el epicentro urbano del boom shale. Frente a estos obstáculos, las oportunidades son igualmente significativas. El costo de producción de shale oil en Vaca Muerta se redujo a menos de 7 dólares por barril en los mejores bloques —competitivo frente al Permian Basin—, el tipo de cambio posdevaluación mejoró la rentabilidad operativa en dólares, y la demanda global de gas licuado abre una ventana para el proyecto de exportación de GNL que Argentina busca consolidar antes de 2030.
La proyección para el segundo semestre de 2026 y el horizonte 2027-2028 es de aceleración moderada pero sostenida. El RIGI ya recibió más de una docena de presentaciones formales en el sector hidrocarburífero, y al menos tres proyectos integrados —exploración, producción e infraestructura de transporte— tienen dictámenes en curso. La decisión final de inversión (FID) del proyecto de GNL, que involucra a YPF, Petronas y potencialmente a un tercer socio internacional, podría anunciarse en el segundo semestre de 2026, lo que representaría la mayor inversión extranjera en la historia energética argentina: estimaciones preliminares la ubican entre 30.000 y 40.000 millones de dólares en su desarrollo pleno. En paralelo, la provincia de Neuquén negocia nuevas extensiones de concesiones con operadoras que exigen previsibilidad a diez y quince años. Las decisiones que se tomen en los próximos doce meses —sobre infraestructura, tipo de cambio, régimen de exportación y gobernanza del RIGI— determinarán si Argentina consolida a Vaca Muerta como polo global de inversión no convencional o si el ciclo vuelve a truncarse antes de alcanzar su potencial.
El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones establece estabilidad fiscal, aduanera y regulatoria por 30 años para proyectos que superen los 200 millones de dólares. Permite remitir al exterior el 100% de los dividendos a partir del séptimo año y el 40% desde el tercer año, y habilita la libre disponibilidad de divisas provenientes de exportaciones. También otorga reducción del impuesto a las ganancias al 25% y elimina retenciones sobre exportaciones incrementales.
¿Cuál es el costo de producción de shale oil en Vaca Muerta comparado con otras cuencas globales?En los bloques más eficientes de Vaca Muerta —como Loma Campana o Bajada del Palo Oeste—, el costo de producción operativo (lifting cost) se ubica entre 6 y 9 dólares por barril, con costos de desarrollo (finding & development cost) de entre 12 y 18 dólares por barril equivalente. Esto posiciona a la formación como competitiva frente al Permian Basin estadounidense (lifting cost de 8-12 dólares) y muy por debajo de otros plays no convencionales de América Latina.
¿Qué capacidad adicional de transporte de crudo requiere Vaca Muerta para sostener el crecimiento productivo proyectado?La producción de shale oil en Vaca Muerta podría superar los 400.000 barriles diarios hacia 2027-2028 según proyecciones de la Secretaría de Energía. El sistema de oleoductos actual tiene una capacidad efectiva de aproximadamente 300.000 barriles diarios desde la cuenca hacia la costa atlántica. El oleoducto Vaca Muerta Sur, con capacidad inicial de 180.000 barriles diarios ampliable a 360.000, es indispensable para evitar un nuevo cuello de botella que obligue a cortar producción o a trasladar crudo en camión a costos prohibitivos.
