La cuenca neuquina redefine el mapa energético regional con ventajas estructurales únicas

En el segundo semestre de 2026, la cuenca neuquina no es solo el motor energético de Argentina: es uno de los activos de hidrocarburos no convencionales más relevantes del hemisferio occidental. Con una producción de gas que supera los 200 millones de metros cúbicos diarios en días pico y un petróleo shale que bordea los 650.000 barriles diarios, la región ha alcanzado una masa crítica que la posiciona como referencia obligada para inversores, operadores y gobiernos de toda América del Sur. La pregunta ya no es si Vaca Muerta puede escalar; la pregunta es con qué velocidad y bajo qué condiciones regulatorias lo hará. Para Argentina, la respuesta tiene implicancias directas sobre la balanza de pagos, la generación de divisas y la soberanía energética regional.

La historia reciente del recurso neuquino es, en esencia, la historia de una apuesta que tomó más de una década en madurar. La formación Vaca Muerta fue identificada técnicamente como recurso de clase mundial en 2011, cuando la Agencia Internacional de Energía publicó estimaciones que ubicaban a Argentina como el segundo mayor reservorio de gas de esquisto y el cuarto en shale oil a nivel global. Sin embargo, la combinación de la expropiación de YPF en 2012, los controles de precios, el cepo cambiario y la falta de infraestructura de evacuación frenó el desarrollo durante años. El punto de inflexión llegó entre 2017 y 2019, cuando los acuerdos sectoriales sobre costos laborales y el ingreso de operadoras internacionales como Shell, Chevron, Total Energies y Petronas comenzaron a bajar el breakeven del pozo típico por debajo de los 40 dólares por barril. Desde entonces, la productividad por pozo no dejó de crecer: un pozo horizontal de Vaca Muerta de última generación produce hoy entre 1.200 y 1.800 barriles equivalentes de petróleo por día en sus primeros 30 días, cifras comparables a las mejores locaciones del Permian Basin texano.

El estado actual del sector refleja esa maduración. YPF mantiene el liderazgo operativo con aproximadamente el 45% de la actividad de perforación en la cuenca, pero el ecosistema de operadoras es hoy notablemente más diverso. Vista Energy, controlada por Miguel Galuccio, se ha convertido en la segunda productora de petróleo no convencional; Pan American Energy opera bloques clave en la zona de Lindero Atravesado; y TotalEnergies avanza con su bloque Aguada Peyehue con inversiones declaradas de más de 1.500 millones de dólares para el período 2025-2028. En materia de infraestructura, el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que entró en operación plena en 2024, agregó 22 millones de m³/día de capacidad de transporte, aliviando parcialmente el cuello de botella que históricamente limitó la monetización del gas. Para el petróleo, el Oleoducto Vaca Muerta Norte, cuya primera etapa está en construcción, promete sumar 180.000 barriles diarios de capacidad de evacuación hacia el puerto de Punta Colorada en Río Negro. Las inversiones comprometidas en la cuenca para 2026 superan los 8.000 millones de dólares, con proyecciones que apuntan a los 12.000 millones anuales hacia 2028 si el marco macroeconómico acompaña.

Los desafíos, sin embargo, son estructurales y no menores. El primero es la logística: la cuenca está a más de 1.200 kilómetros de los principales centros de consumo y de los puertos de exportación de mayor calado. La expansión del sistema de oleoductos y gasoductos requiere inversiones que ningún operador puede afrontar solo; demanda financiamiento de largo plazo, estabilidad regulatoria y certidumbre sobre los precios de referencia. El segundo desafío es la mano de obra especializada: con más de 120 equipos de perforación activos en la cuenca, la escasez de técnicos, operadores de equipos y profesionales de yacimientos ya genera presión sobre los salarios y los tiempos de ejecución. El tercer vector crítico es el agua: el fracking intensivo requiere entre 20.000 y 30.000 metros cúbicos de agua por pozo, y la disponibilidad hídrica en una cuenca árida como la neuquina obliga a avanzar con mayor velocidad en tecnologías de reciclado y reutilización. En contrapartida, las oportunidades son igualmente poderosas. La demanda asiática de GNL, el déficit energético de Brasil y Chile, y la transición energética europea que busca diversificar proveedores más allá de Rusia colocan a Argentina en una posición geopolítica inédita. El proyecto de planta de licuefacción de GNL en la costa patagónica, que evalúan YPF y distintos socios internacionales, podría transformar a Argentina en exportador neto de gas licuado hacia 2030, con contratos de largo plazo que generarían entre 5.000 y 7.000 millones de dólares anuales en divisas.

La perspectiva de mediano plazo depende de variables que se procesan tanto en Casa Rosada como en las salas de directorio de Houston, París y Pekín. El mantenimiento del esquema de Incentivo a las Exportaciones de Hidrocarburos, la previsibilidad del tipo de cambio para la remisión de utilidades y la resolución del pasivo laboral acumulado en el sector son condiciones necesarias —aunque no suficientes— para que la curva de inversión no se rompa. Neuquén como provincia tiene sus propios márgenes de maniobra: la renegociación de concesiones, las condiciones ambientales y la política de desarrollo de proveedores locales serán determinantes para capturar valor dentro del territorio y no solo en la cabeza de los grandes operadores. Lo que resulta claro a mitad de 2026 es que la cuenca neuquina ha superado la etapa del discurso potencial: es producción real, es inversión concreta y es, cada vez más, una pieza central de la geopolítica energética regional. La pregunta que sigue abierta es si Argentina tendrá la institucionalidad para sostener ese protagonismo en el tiempo.

Puntos clave

• La producción de petróleo shale en la cuenca neuquina ronda los 650.000 barriles diarios en 2026, con pozos de última generación que alcanzan entre 1.200 y 1.800 barriles equivalentes diarios en el pico inicial.
• Las inversiones comprometidas en Vaca Muerta para 2026 superan los 8.000 millones de dólares, con proyección de escalar a 12.000 millones anuales hacia 2028 bajo condiciones macroeconómicas estables.
• El Gasoducto Presidente Néstor Kirchner sumó 22 millones de m³/día de capacidad de transporte, pero la infraestructura de evacuación de petróleo sigue siendo el principal cuello de botella operativo.
• Un proyecto de planta de GNL en la costa patagónica podría generar entre 5.000 y 7.000 millones de dólares anuales en exportaciones hacia 2030, reposicionando a Argentina como proveedor energético global.

Preguntas del sector

El breakeven promedio de un pozo no convencional en Vaca Muerta se ubica entre 38 y 45 dólares por barril en las mejores locaciones, con costos de perforación y terminación que rondan los 8 a 11 millones de dólares por pozo horizontal de última generación. Las eficiencias operativas alcanzadas entre 2021 y 2026 redujeron ese costo en cerca de un 30% respecto a los valores de 2018.

La capacidad actual de oleoductos desde la cuenca neuquina hacia la costa atlántica ronda los 550.000 barriles diarios, insuficiente para absorber la producción proyectada a 2028. El Oleoducto Vaca Muerta Norte, en construcción, sumaría 180.000 barriles diarios de capacidad adicional hacia el puerto de Punta Colorada en Río Negro, con una primera etapa prevista para entrar en operación en 2027.

Vaca Muerta no tiene competencia real en América Latina. Brasil tiene recursos del presal offshore pero no shale de escala comparable; México desarrolla el Eagle Ford mexicano en Burgos pero con productividades por pozo significativamente menores. Colombia y Chile carecen de formaciones con la continuidad y el espesor que caracterizan a Vaca Muerta, cuya zona de mayor productividad abarca más de 12.000 kilómetros cuadrados con espesores de roca madre que superan los 500 metros.