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  - "gas no convencional"
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# Vaca Muerta en 2026: récords de producción, pero los cuellos de botella siguen frenando el salto exportador

A mitad de 2026, Vaca Muerta ya no es una promesa: es el motor energético de Argentina. La formación no convencional de la cuenca Neuquina concentra más del 50% de la producción nacional de gas natural y supera el 40% del petróleo extraído en el país. En un contexto donde el Gobierno nacional necesita divisas genuinas para sostener el esquema cambiario y donde la provincia de Neuquén depende estructuralmente de las regalías hidrocarburíferas para financiar su presupuesto, el desempeño de Vaca Muerta tiene consecuencias directas sobre la macroeconomía argentina y sobre la capacidad de inversión pública provincial. El debate ya no gira en torno a si la formación es técnicamente viable —eso quedó saldado hace años— sino sobre a qué velocidad puede escalar y qué decisiones de política energética, infraestructura y fiscalidad determinarán esa velocidad.

El desarrollo de Vaca Muerta como jugador de escala global arrancó con fuerza entre 2017 y 2019, cuando YPF, junto con Chevron, Shell, Total Energies, Vista Energy y un puñado de operadoras medianas, comenzó a replicar el modelo de shale norteamericano con pozos multilaterales y fractura hidráulica intensiva. En 2022 la producción de gas no convencional superó por primera vez los 100 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) como piso sostenido, y el crudo no convencional —mayoritariamente petróleo liviano de alta calidad conocido como Medanito y Escalante en sus variantes neuquinas— superó los 300.000 barriles diarios (bbl/d). El hito simbólico llegó en 2023 con la habilitación del primer tramo del Gasoducto Néstor Kirchner (GNK), que conectó Tratayén con Salliqueló y alivió parcialmente la restricción de transporte que limitaba la producción en invierno. Esa obra, financiada con deuda y recursos del Tesoro en un contexto de restricción fiscal severa, fue el mayor proyecto de infraestructura gasífera en Argentina en tres décadas.

En el primer semestre de 2026, los datos confirman una tendencia alcista sostenida. La producción de gas no convencional ronda los 145-150 MMm³/d, con picos en los meses de mayor demanda invernal que superan los 160 MMm³/d. El petróleo no convencional se ubica en torno a los 420.000-430.000 bbl/d, lo que implica un crecimiento interanual de entre 12% y 15% respecto del mismo período de 2025. YPF lidera con aproximadamente el 45% del upstream, pero Vista Energy —consolidada como la segunda operadora privada— creció agresivamente con una estrategia de eficiencia en el bloque Bajada del Palo Oeste, mientras que Pan American Energy, Pluspetrol y la francesa Total Energies mantienen posiciones relevantes en gas. En petróleo, el proyecto Vaca Muerta Sur —el oleoducto de exportación que conecta la cuenca con un nuevo terminal en Puerto Madryn— avanza en su fase de ingeniería y construcción, con una inversión comprometida superior a los 2.500 millones de dólares y una capacidad proyectada de 550.000 bbl/d hacia 2028. En gas, la segunda etapa del GNK —tramo Salliqueló-San Jerónimo— suma capacidad de transporte y habilita la discusión sobre plantas de licuefacción para exportar GNL al mundo.

Los desafíos estructurales, sin embargo, son considerables. El primero y más urgente es la brecha entre capacidad de producción y capacidad de evacuación: la infraestructura de gasoductos y oleoductos sigue siendo el principal cuello de botella, especialmente para el gas, donde en verano los operadores se ven obligados a restringir producción por falta de transporte disponible. El segundo es la presión fiscal: Neuquén cobra regalías del 12% sobre boca de pozo, a lo que se suman impuestos provinciales, tasas municipales en localidades como Añelo y Rincón de los Sauces, e impuesto a las ganancias nacional; en escenarios de precios internacionales moderados, la ecuación económica de los proyectos se tensiona. El tercero es la disponibilidad de servicios: la industria de fracking demanda cantidades masivas de agua, arena de cuarzo, acero para casing y mano de obra especializada, y la cadena de proveedores locales —concentrada en Neuquén y Mendoza— tiene capacidad limitada para absorber crecimientos de dos dígitos sin generar cuellos de botella en costos. A esto se suma la incertidumbre regulatoria sobre el marco de exportación de gas, donde los contratos de largo plazo con Brasil y Chile conviven con la demanda interna de precio subsidiado, generando señales mixtas para las inversoras.

De cara al segundo semestre de 2026 y al horizonte 2027-2030, el escenario base del mercado apunta a una producción de crudo que podría alcanzar los 500.000-550.000 bbl/d si el oleoducto Vaca Muerta Sur entra en operación según cronograma. En gas, la clave estará en si Argentina logra concretar al menos una planta de GNL de escala antes de 2030: hay tres proyectos en evaluación —uno liderado por YPF con participación de Petronas, otro con Shell como ancla y un tercero de origen nacional—, pero ninguno tiene financiamiento cerrado. La decisión final de inversión (FID) de alguno de estos proyectos podría ser el evento energético más relevante del período, dado que implicaría compromisos de capital superiores a los 8.000 millones de dólares y transformaría a Argentina en un exportador de GNL con presencia en el mercado atlántico. Lo que está en juego no es solo la producción: es si Argentina puede capitalizar la ventana de precios del gas natural licuado en Europa y Asia antes de que la transición energética global reduzca estructuralmente esa demanda. La decisión es política, financiera y logística a la vez, y el tiempo no es neutral.

## Puntos clave

- La producción de gas no convencional supera los 145 MMm³/d en el primer semestre de 2026, con crecimiento interanual sostenido de dos dígitos.
- El petróleo no convencional alcanza 420.000-430.000 bbl/d, impulsado por YPF, Vista Energy y Pan American Energy como principales operadoras.
- El oleoducto Vaca Muerta Sur, con inversión comprometida de 2.500 millones de dólares, es el proyecto de infraestructura más relevante en curso y apunta a una capacidad de 550.000 bbl/d hacia 2028.
- La viabilidad de una planta de GNL con decisión final de inversión antes de 2028 es el factor que definiría si Argentina da el salto a exportador global de gas licuado.

## Preguntas del sector

**¿Cuál es el costo de perforación y terminación de un pozo de shale en Vaca Muerta en 2026?**

Un pozo horizontal de shale oil con fractura multietapa en Vaca Muerta tiene un costo de terminación que oscila entre 8 y 12 millones de dólares, dependiendo de la longitud del lateral (generalmente entre 2.500 y 3.500 metros), el número de etapas de fractura y el precio de los servicios. Las mejoras en eficiencia operativa —mayor velocidad de perforación, optimización del diseño de completación— han reducido el costo por pozo entre un 20% y un 30% respecto de los niveles de 2019-2020.

**¿Qué porcentaje de los ingresos provinciales de Neuquén proviene de regalías hidrocarburíferas?**

Las regalías de petróleo y gas representan entre el 35% y el 45% de los ingresos totales de la provincia de Neuquén en años de precios internacionales normales, con variaciones según la cotización del crudo y el tipo de cambio aplicado al cálculo. En 2025 esa participación se ubicó en torno al 40%, lo que hace al presupuesto provincial altamente sensible a las oscilaciones del precio del barril y del dólar.

**¿Qué diferencia técnica hay entre el shale oil y el tight oil que se produce en Vaca Muerta?**

En la práctica operativa argentina, los términos suelen usarse de forma intercambiable para referirse al crudo extraído de formaciones de muy baja permeabilidad mediante fractura hidráulica. Técnicamente, el shale oil proviene de roca madre (lutita o shale) con muy baja porosidad, mientras que el tight oil puede provenir de otras litologías de baja permeabilidad como areniscas compactas. En la Formación Vaca Muerta predominan las facies calcáreas y de lutitas orgánicas, por lo que la producción se clasifica mayoritariamente como shale oil, aunque en algunos bloques conviven horizontes de distinta litología.

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