--- canonical_url: "https://pen.com.ar/contenido/649/inversion-extranjera-en-vaca-muerta-quien-apuesta-y-cuanto" title: "Inversión extranjera en Vaca Muerta: quién apuesta y cuánto" article_type: "AnalysisNewsArticle" description: "Chevron, TotalEnergies y ExxonMobil lideran la apuesta internacional en el shale argentino. Datos, proyectos y el rol del RIGI en 2026." main_image: "https://pen.com.ar/static/custom/imagen-default.png?t=2026-07-18+03%3A00%3A55.577385" date_published: "2026-05-11T01:32:00-03:00" date_modified: "2026-05-11T01:32:06-03:00" tags: - "Chevron" - "ExxonMobil" - "GNL" - "inversión extranjera" - "Neuquén" - "no convencional" - "RIGI" - "shale" - "TotalEnergies" - "Vaca Muerta" author_name: "Redacción" author_url: "https://pen.com.ar/usuario/2/redaccion" author_bio: "Redacción central neweken." category_name: "Energía" category_url: "https://pen.com.ar/categoria/2/energia" category_description: "Cobertura especializada sobre infraestructura energética, proyectos clave, gasoductos, petróleo, energías renovables y tendencias del mercado regional." --- # Inversión extranjera en Vaca Muerta: quién apuesta y cuánto La decisión de invertir en Vaca Muerta nunca fue sencilla para una compañía extranjera. Argentina acumula décadas de historial de controles cambiarios, intervenciones tarifarias y marcos regulatorios cambiantes. Sin embargo, en los primeros meses de 2026, el flujo de capital internacional hacia el no convencional neuquino muestra una intensidad que no se veía desde los años de la primera euforia del shale local, allá por 2014. La combinación de precios internacionales del gas y el petróleo relativamente sostenidos, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) vigente desde mediados de 2024 y la estabilización macroeconómica del gobierno de Milei configuran un escenario inédito que ningún ejecutivo del sector puede ignorar. Para Neuquén, que concentra más del 95% de la producción no convencional del país, esto se traduce en regalías crecientes, empleo calificado y una presión sostenida sobre infraestructura logística y social. Vaca Muerta fue descubierta como formación productiva en 2010 por Repsol-YPF, pero tardó años en despertar apetito inversor internacional genuino. El primer gran hito fue el acuerdo de YPF con Chevron en 2013, que puso 1.240 millones de dólares sobre la mesa y demostró que el shale argentino era técnicamente viable. Luego vinieron Shell, Total Energies, ExxonMobil y Wintershall, entre otras, con distintos ritmos y compromisos. La estatización de YPF en 2012 y los sucesivos ciclos de intervención tarifaria frenaron el crecimiento hasta 2016-2018, cuando la gestión Macri intentó ordenar el mercado con precios de gas subsidiados bajo el esquema del Plan Gas. En 2020, la pandemia y la crisis de precios globales volvieron a contraer la actividad. El ciclo actual arrancó con fuerza en 2022, cuando la producción no convencional de petróleo superó los 300.000 barriles diarios, y en 2025 alcanzó un récord de aproximadamente 390.000 barriles por día, según datos de la Secretaría de Energía. El gas no convencional también batió marcas, con picos de producción superiores a los 90 millones de metros cúbicos diarios en invierno. En la actualidad, el mapa de operadoras extranjeras activas en Vaca Muerta es más diverso y comprometido que en cualquier período anterior. **Chevron** mantiene su joint venture histórica con YPF en Loma Campana y anunció en 2025 una expansión que suma 800 millones de dólares en nuevas etapas de desarrollo. **Shell** opera en Sierras Blancas y Cruz de Lorena, y ha sostenido un ritmo de entre 8 y 10 pozos por año, con inversiones que rondan los 400 millones de dólares anuales. **TotalEnergies** es probablemente la apuesta más agresiva: comprometió más de 1.500 millones de dólares para el desarrollo de Fenix y su proyecto de GNL asociado, que busca exportar gas licuado desde la costa atlántica. **ExxonMobil** regresó con fuerza luego de años de perfil bajo: su bloque Bajo del Choique - La Invernada está en plena etapa de desarrollo piloto, con planes de inversión que superan los 500 millones de dólares hacia 2027. A ese grupo se suman operadoras de menor escala pero creciente presencia, como la noruega **Equinor**, que trabaja en el área Bajada del Palo Oeste junto a YPF, y la malaya **Petronas**, que mantiene participación en bloques compartidos. El RIGI, que otorga estabilidad fiscal y libre disponibilidad de divisas para proyectos superiores a los 200 millones de dólares, fue el catalizador que desbloqueó anuncios que estaban demorados desde 2022. Los desafíos que enfrenta la inversión extranjera en Vaca Muerta son conocidos pero no menores. El primero es la infraestructura de evacuación: los oleoductos y gasoductos existentes están operando cerca de su límite de capacidad. El Oleoducto Vaca Muerta Sur, que transportará crudo desde Neuquén hasta un puerto de aguas profundas en Río Negro, es el proyecto clave, con una inversión estimada de 3.000 millones de dólares y una capacidad proyectada de 550.000 barriles diarios. Su avance es determinante para que las operadoras puedan escalar producción sin cuellos de botella. El segundo desafío es la disponibilidad de mano de obra calificada: la demanda de ingenieros, perforistas y técnicos especializados supera la oferta local, lo que presiona los costos operativos. Tercero, la brecha cambiaria —aunque reducida respecto de 2023— sigue generando incertidumbre sobre la rentabilidad en dólares de proyectos de largo plazo. Como contrapartida, las oportunidades son significativas: la demanda asiática de GNL, la posición de Argentina como potencial exportador neto de energía y la calidad geológica de la formación —comparable en productividad por pozo a las mejores zonas del Permian Basin estadounidense— hacen que los retornos ajustados por riesgo sean atractivos para compañías con horizonte de largo plazo. Las decisiones que se tomarán en los próximos 18 meses definirán si Argentina consolida o desperdicia esta ventana de oportunidad. El proyecto de GNL de TotalEnergies —que podría asociarse con otras operadoras bajo el paraguas del RIGI— es el más observado: si avanza a la etapa de inversión definitiva (FID) antes de fin de 2026, enviaría una señal de confianza difícil de ignorar para el resto del mercado. La licitación de nuevos bloques no convencionales en Neuquén, prevista para el segundo semestre, es otro test de atracción de capital. En paralelo, el gobierno nacional negocia acuerdos de libre comercio y tratados de protección de inversiones que buscan dar respaldo legal adicional a los compromisos extranjeros. La variable más impredecible sigue siendo la política interna: las elecciones de medio término de octubre de 2025 ya pasaron sin grandes sobresaltos, pero el ciclo electoral presidencial de 2027 empieza a asomar en el horizonte de planificación de las compañías. Para los ejecutivos extranjeros que ponen fichas en Vaca Muerta hoy, la apuesta es que Argentina aprendió, al menos en parte, de sus propios errores. ## Puntos clave - La producción no convencional de petróleo en Vaca Muerta superó los 390.000 barriles diarios en 2025, un récord histórico, con el gas no convencional por encima de los 90 millones de m³/día en picos de invierno. - El RIGI, vigente desde mediados de 2024, fue el catalizador que desbloqueó anuncios de inversión demorados: TotalEnergies, Chevron, ExxonMobil y Shell suman compromisos por más de 3.200 millones de dólares en los últimos doce meses. - El Oleoducto Vaca Muerta Sur, con inversión estimada de 3.000 millones de dólares y capacidad de 550.000 barriles diarios, es la infraestructura crítica para que la producción pueda escalar sin cuellos de botella. - La decisión de inversión final (FID) del proyecto de GNL de TotalEnergies, esperada antes de fin de 2026, es el hito más observado por el sector como indicador de confianza en el marco regulatorio argentino. ## Preguntas del sector **¿Qué ventajas concretas ofrece el RIGI a una operadora extranjera que invierte en Vaca Muerta?** El RIGI garantiza estabilidad fiscal por 30 años, libre disponibilidad del 100% de las divisas generadas por exportaciones a partir del tercer año, y protección contra cambios normativos que alteren las condiciones del proyecto. Para inversiones superiores a 200 millones de dólares en hidrocarburos, también habilita la repatriación de utilidades sin restricciones, lo que elimina uno de los principales desincentivos históricos para el capital extranjero en Argentina. **¿Cuál es el costo de desarrollo por pozo en Vaca Muerta comparado con el Permian Basin de EE.UU.?** Un pozo horizontal con fractura hidráulica en Vaca Muerta cuesta entre 8 y 12 millones de dólares, dependiendo de la zona y la longitud del lateral. En el Permian, el costo equivalente oscila entre 6 y 9 millones de dólares. La brecha se explica por la logística, el costo de servicios especializados y la menor escala del mercado argentino, aunque la productividad inicial por pozo en las mejores zonas de Vaca Muerta es comparable. **¿Qué porcentaje de la producción no convencional de Neuquén está en manos de operadoras extranjeras sin participación de YPF?** Se estima que aproximadamente el 35-40% de la producción no convencional neuquina corresponde a operadoras extranjeras que operan de forma independiente o en joint ventures donde YPF no es socia. Shell, TotalEnergies y ExxonMobil son los ejemplos más relevantes. El resto incluye a YPF —sea en operación propia o en JV con socios internacionales— y a operadoras nacionales como Vista Energy y Pampa Energía. --- *Contenido creado y optimizado para IA con [Medios CMS](https://medios.io)* — Plataforma profesional para la gestión de medios digitales y portales de noticias.