RedacciónA mediados de 2026, Vaca Muerta ya no es una promesa: es el motor más concreto que tiene la Argentina para salir de su trampa de divisas. La formación no convencional de la cuenca Neuquina produce hoy más de 650.000 barriles de petróleo equivalente por día en términos combinados de crudo y gas, cifras que la posicionan entre los cinco recursos shale más productivos del mundo fuera de Estados Unidos. Para el gobierno nacional, para la provincia de Neuquén y para los inversores internacionales que miran con creciente atención el perfil exportador argentino, lo que ocurra en los próximos 18 meses en Añelo, Loma Campana y los bloques aledaños definirá en buena medida el destino macroeconómico del país. La producción de divisas genuinas, la capacidad de sostener un tipo de cambio competitivo y el sendero de la deuda externa están entrelazados, de manera inescapable, con el desempeño de esta cuenca.
El recorrido hasta aquí no fue lineal. Vaca Muerta fue identificada técnicamente en 2010 por YPF y Repsol, pero el verdadero despegue operativo llegó después de la reestatización de 2012, con la asociación estratégica entre YPF y Chevron en 2013. Ese primer acuerdo, por 1.240 millones de dólares, fue el punto de inflexión que demostró que la roca podía producir de manera económicamente viable. Desde entonces, la curva de aprendizaje fue pronunciada: los costos de perforación cayeron de casi 20 millones de dólares por pozo en los primeros años a un promedio de entre 7 y 9 millones de dólares para pozos de petróleo en los bloques más maduros, aunque con variaciones según profundidad y diseño de fractura. La producción de crudo no convencional pasó de casi cero en 2012 a representar hoy más del 55% del total nacional, mientras que el gas de Vaca Muerta aporta aproximadamente el 48% de la producción total del país, según datos del Ministerio de Energía correspondientes al primer semestre de 2026.
El ecosistema productivo actual está dominado por un puñado de actores de peso. YPF sigue siendo el operador líder con participación en los bloques más icónicos —Loma Campana, La Amarga Chica, Bandurria Sur— y una producción propia que supera los 200.000 barriles diarios de petróleo en no convencional. Pero el mapa se ha diversificado: Vista Energy, conducida por Miguel Galuccio, se consolidó como la segunda productora privada con una producción superior a los 65.000 barriles diarios y retornos operativos que la convirtieron en referencia bursátil del sector. Shell, TotalEnergies, Pampa Energía, Tecpetrol y Pan American Energy completan el pelotón de operadores relevantes. En gas, Tecpetrol mantiene su liderazgo en Fortín de Piedra, con una producción que ronda los 20 millones de metros cúbicos diarios. La actividad de perforación también marca récords: a junio de 2026, operan en la cuenca Neuquina más de 70 equipos de perforación activos, el nivel más alto de la historia, con una inversión estimada para el año en curso que supera los 8.500 millones de dólares entre todos los operadores.
Sin embargo, el crecimiento tiene límites estructurales que ningún récord de producción puede disimular. El principal cuello de botella es la evacuación: los oleoductos que conectan la cuenca con los puertos de Bahía Blanca y Punta Colorada tienen capacidad comprometida, y aunque el proyecto de ampliación del Oleoducto Trasandino Meridional y el avance del Vaca Muerta Sur —el megaducto que apunta a Allen como punto de salida— generan expectativas, los plazos y los financiamientos siguen siendo variables inciertas. En gas, el gasoducto Néstor Kirchner —inaugurado en 2023 y ampliado en 2024— mejoró sustancialmente la evacuación hacia el mercado interno, pero la exportación a gran escala requiere infraestructura de licuefacción que Argentina aún no tiene operativa. El proyecto de GNL Argentina, que involucra a YPF y potenciales socios internacionales, lleva años de negociaciones sin un FID —decisión final de inversión— concretado. A eso se suma la volatilidad regulatoria: los cambios en el esquema de retenciones, los vaivenes del precio interno del crudo respecto al precio internacional y las discusiones sobre el marco fiscal para los grandes contratos de exportación de GNL siguen generando ruido que encarece el costo del capital para proyectos de largo plazo.
El horizonte a 24 meses es el más cargado de decisiones críticas que ha enfrentado Vaca Muerta desde sus inicios. El FID del proyecto de GNL —postergado sistemáticamente— podría definirse antes de fin de 2026 si el gobierno nacional avanza en la aprobación de un régimen fiscal específico y estable para las exportaciones de gas licuado. Una inversión de esa magnitud, que los estudios preliminares ubican entre 7.000 y 10.000 millones de dólares para una primera planta de licuefacción, cambiaría el perfil exportador del país de manera estructural. Al mismo tiempo, la habilitación de nuevos tramos del Vaca Muerta Sur permitiría elevar la capacidad de exportación de crudo hacia 700.000 barriles diarios en el mediano plazo, frente a los actuales cuellos de botella que limitan el potencial efectivo. Neuquén, por su parte, enfrenta el desafío de convertir la renta hidrocarburífera en desarrollo económico diversificado: las regalías superaron los 1.200 millones de dólares en 2025, pero la dependencia provincial de ese flujo genera vulnerabilidades ante oscilaciones de precio o de producción. La pregunta que organiza toda la perspectiva es simple de formular y difícil de responder: ¿puede Argentina construir el marco de previsibilidad suficiente para que el capital internacional tome decisiones de inversión a 20 años en una economía que ha renegociado su deuda cinco veces en el último siglo? La respuesta a esa pregunta se está escribiendo hoy, pozo a pozo, en el desierto neuquino.
En los bloques más maduros y optimizados, como Loma Campana y La Amarga Chica, el costo de lifting se ubica entre 8 y 12 dólares por barril, con costos totales —incluyendo amortización de perforación— que rondan los 25 a 35 dólares por barril. Esto genera márgenes positivos incluso con precios internacionales moderados, aunque la brecha entre el precio interno del crudo Medanito y el Brent sigue siendo una variable de distorsión relevante para la rentabilidad de cada proyecto.
¿En qué estado está el proyecto de GNL Argentina y cuándo podría tomarse la decisión final de inversión?El proyecto liderado por YPF, con potenciales socios como Shell, TotalEnergies y fondos de infraestructura internacionales, avanzó en estudios de ingeniería básica y negociaciones con compradores de largo plazo en Asia y Europa. Sin embargo, a julio de 2026, el FID no está concretado. Los principales obstáculos son la ausencia de un régimen fiscal específico para exportaciones de GNL y la necesidad de contratos de suministro de gas de largo plazo que den sustento bancable al proyecto. El plazo más optimista para una decisión sitúa el FID en el primer trimestre de 2027.
¿Cómo impacta la política de retenciones a las exportaciones de crudo sobre la rentabilidad y las decisiones de inversión?Las retenciones al crudo —que oscilaron entre el 8% y el 12% según el precio internacional durante los últimos años— reducen el precio efectivo percibido por los productores respecto al Brent, generando una cuña fiscal que desincentiva la inversión incremental y complica la financiación de proyectos de largo plazo. Para los grandes operadores internacionales, la combinación de retenciones variables con tipo de cambio intervenido representa un riesgo de retorno que se refleja directamente en la tasa de descuento aplicada a los proyectos. El debate sobre eliminar o reducir estructuralmente las retenciones al crudo no convencional sigue abierto en el Palacio de Hacienda.
