Vaca Muerta impulsa un nuevo ciclo exportador pero aún enfrenta cuellos de botella

El resultado de las elecciones de medio término del 26 de octubre en Argentina, impactó de manera importante al sector hidrocarburífero, sobre todo porque refuerza el escenario político-económico bajo el cual operan las empresas del rubro.

Tras la victoria del oficialismo, los valores de las compañías vinculadas al petróleo y gas —y en particular al yacimiento de Vaca Muerta— subieron con fuerza.

La baja del riesgo país y la mayor previsibilidad política fortalecieron el acceso al financiamiento de grandes inversiones en hidrocarburos. El triunfo del oficialismo plantea un entorno más favorable para la implementación de reformas normativas del sector energético: el prospecto de políticas de desregulación, incentivos para grandes inversiones y estabilidad regulatoria vuelve a la discusión pública.

Pese al ambiente positivo, persisten desafíos: la rápida mejora del optimismo bursátil no garantiza que la inversión real llegue inmediatamente. El sector hidrocarburífero sigue dependiendo de variables como precio internacional de petróleo/gas, infraestructura logística, financiación externa, y claridad regulatoria.

Además, la consolidación política no reduce automáticamente los riesgos sociales o operativos: los proyectos grandes requieren plazos largos y estabilidad más allá de un ciclo electoral. Si bien el triunfo electoral del oficialismo elevó las expectativas para el sector hidrocarburífero argentino al ofrecer un marco político más predecible para la inversión, con mercados que reaccionaron al alza y empresas que se preparan para acelerar desarrollos. Pero la materialización de ese impulso dependerá de factores estructurales que aún enfrentan incertidumbres.

La producción de petróleo y gas de Argentina —y el emergente plan de exportación de GNL— se inserta en un escenario internacional lleno de oportunidades pero también de retos estructurales.  Por un lado, la magnitud de la formación Vaca Muerta y el respaldo de proyectos como Argentina LNG permiten al país aspirar a exportar volúmenes significativos al mercado global hacia finales de esta década. Por otro lado, ese avance está condicionado por la urgencia de construir la infraestructura crítica (licuefacción, transporte, terminales) y por el marco macroeconómico y regulatorio que rodea a la industria energética argentina, que aún debe consolidar credibilidad frente a los grandes jugadores internacionales.

Así, mientras Argentina ofrece potencial para generar ingresos de exportación y diversificar suministros para el mundo, deberá progresar en remover cuellos de botella operativos y en garantizar previsibilidad para encarar esa transición desde productor local a proveedor global.

Producción

La producción petrolera atraviesa una fase de robustez, marcada por récords y por una proporción creciente de producción no convencional. El gas, aunque sigue siendo estratégico, enfrenta un escenario de menor crecimiento mensual y cierta declinación en el corto plazo. Aun así, el dominio de Vaca Muerta en ambos frentes es incuestionable.

La producción total sigue liderada por la provincia de Neuquén. En septiembre de 2025, la provincia marcó un nuevo récord histórico: alcanzó 567.000 barriles diarios de crudo (bbp/d), lo que significó un aumento de aproximadamente 3,5 % respecto de agosto y un salto de casi 27 % frente al mismo mes del año anterior. Este dato confirma que Neuquén ya no es solo un eslabón más dentro de la producción nacional, sino que se ha convertido en el corazón del petróleo argentino.

A nivel nacional, las estimaciones más recientes sitúan la producción total de crudo cerca de los 842.000 bbp/den septiembre. Este volumen no sólo ilustra el vigor del sector, sino que también pone de relieve cómo los recursos no convencionales —shale oil, tight oil— han pasado a ocupar una proporción creciente dentro del cómputo global de producción.

Por el lado del gas, el panorama es más matizado. Por ejemplo, para YPF la producción en septiembre fue de 31,42 MMm³/d, lo que representa un retroceso de cerca del 9,5 % respecto del mes anterior y un 10 % menos que un año atrás. No obstante, vale destacar que de ese volumen, unos 18,45 MMm³/d provienen de Vaca Muerta, lo que implica que casi seis de cada diez metros cúbicos que produce YPF en el país salen de ese yacimiento, mientras que el crudo no convencional acelera, el gas encuentra ciertos desafíos mensuales de operatividad y mercado.

Un dato adicional que vale la pena considerar es la pauta de actividad técnica: el número de etapas de fractura (fracking) en Vaca Muerta bajó levemente en septiembre, tras el rebote de agosto, lo que indica que el ritmo de inversión y completación de pozos sigue siendo dinámico pero con variaciones.

Transporte e infraestructura

La expansión productiva necesita de un “sistema circulatorio” robusto que transporte ese crudo y ese gas desde el corazón de producción hacia los mercados interiores y exteriores. En este sentido, se destacan dos iniciativas clave de los últimos días.

En primer término, el proyecto Vaca Muerta Oil Sur (“VMOS”) —que prevé un oleoducto que llevará el crudo desde Añelo (Neuquén) hasta Punta Colorada (Río Negro) y la costa atlántica— ya está en su tramo final: se han instalado más de 520 kilómetros de tuberías de 36 pulgadas y sólo restan aproximadamente 50 kilómetros para completar los ~570 km previstos. Esta obra no solo permitirá mayor capacidad de evacuación, sino también la posibilidad de exportar con mayor eficiencia al Atlántico, reduciendo cuellos de botella logísticos.

En segundo lugar, está el plan de ampliación de la empresa Oldelval con el llamado “Duplicar Norte”, un tramo de oleoducto de 207 km que se pone en marcha en noviembre y que busca añadir aproximadamente 360.000 bbl/d de capacidad de transporte. (Aunque el dato debe verificarse de forma puntual, es parte de los anuncios de obra de las últimas semanas). Esta expansión refleja que el país está reconociendo que la infraestructura es tanto o más importante que los pozos mismos para mantener el ritmo de crecimiento.

Desde un punto de vista más estratégico, estas obras significan algo más que aumentar “caños y kilómetros”: implican la transformación del mapa energético argentino, al conectar la cuenca no convencional más dinámica del país con los grandes hubs de exportación y consumo. Al mismo tiempo, reducen la dependencia de rutas de transporte más complejas o menos eficientes, fortaleciendo la seguridad logística del sector. El capítulo infraestructural vive un momento de aceleración: los grandes proyectos de ductos están en ejecución, la logística empieza a adaptarse al nuevo nivel productivo, y el país está colocando las piezas para que la producción pueda “salir” sin trabas.

 No obstante, existen reclamos hacia los gobierno provinciales en particular en materia de infraestructura caminera.

Exportaciones y balanza energética

El auge productivo se proyecta hacia el exterior: se está generando un impacto directo en la balanza energética y en la capacidad exportadora de Argentina. Para septiembre de 2025, los datos muestran que el superávit comercial energético continúa siendo una variable clave: según reportes recientes, la balanza comercial meramente general cerró en US$ 900 millones en ese mes, con una mejora interanual de exportaciones (+16,9 %) que incluye combustibles y energía.

Adicionalmente, se destaca que en 2024 las exportaciones del rubro P&G alcanzaron alrededor de US$ 8.500 millones, lo cual posiciona a la energía como la segunda categoría exportadora del país. Según previsiones de organismos sectoriales, este año dichas exportaciones podrían superar los US$ 6.000 millones o más, apuntaladas por la producción creciente de no convencionales.

Desde la región de Vaca Muerta se informa que esa formación ya produce “dos de cada tres barriles” del petróleo argentino, lo que subraya su peso tanto en volumen como en capacidad de exportación. En términos más cualitativos, esta mayor producción y exportación no sólo generan divisas, sino que mo­vili­zan inversiones, generan empleos y reconfiguran la posición energética internacional de Argentina.

Por supuesto, este florecimiento exportador encuentra su límite en variables como el precio internacional del crudo, los costos logísticos y la necesidad de asegurar que el mercado interno siga recibiendo suministro. Pero, en el escenario de los últimos 30 días, el signo es claramente positivo: mayor producción, mayor exportación y una balanza que trabaja a favor.

Avances y Demoras

El desarrollo de la infraestructura energética asociada al aprovechamiento de Vaca Muerta continúa siendo un eje fundamental para la expansión del sistema gasífero argentino. En este marco, la obra de Reversión del Gasoducto Norte constituye un componente crítico para garantizar el abastecimiento de las provincias del centro y norte del país, así como para sustituir volúmenes de importación y mejorar la competitividad regional.

A fines de 2024 fue habilitado el tramo principal de aproximadamente 122,8 kilómetros que conecta La Carlota con Tío Pujio, en la provincia de Córdoba, junto con dos ampliaciones paralelas del ducto existentes (loops) que fortalecen la capacidad de transporte . Estas intervenciones permiten técnicamente que el fluido proveniente de la cuenca neuquina comience a desplazarse hacia el norte argentino, modificando un esquema histórico de flujo sur–norte .

No obstante, la operación plena del sistema permanece condicionada por la adecuación de cuatro plantas compresoras ubicadas en las provincias de Córdoba (dos), Santiago del Estero y Salta. Estos equipos son indispensables para elevar la presión, asegurar continuidad del caudal y alcanzar los volúmenes previstos por la planificación original. Informes recientes señalan que dichas obras presentan un avance inferior al 40 %, registrando demoras respecto de los cronogramas contractuales iniciales .

Entre los factores que explican las postergaciones se encuentran atrasos en pagos, variaciones en los costos asociados a la volatilidad cambiaria y a la priorización de la reducción del déficit fiscal. Como consecuencia, la estimación oficial para su puesta en régimen se ha desplazado hacia fines de 2025, sujeto al cumplimiento financiero de los hitos comprometidos .

Desde una perspectiva sistémica, la culminación de estos trabajos es considerada estratégica. En primer lugar, permitiría reducir la dependencia de importaciones destinadas al abastecimiento del norte argentino. En segundo término, consolidaría la integración logística entre áreas productoras e industriales, reduciendo costos operativos y asegurando previsibilidad ante picos estacionales de consumo. Finalmente, fortalecería la posición exportadora del país a mediano plazo, en un contexto de creciente interés regional por el gas natural .

De persistir las demoras, subsistirá el riesgo de tensiones en la oferta para usuarios industriales y residenciales del norte del territorio, al tiempo que se limitará el aprovechamiento pleno del potencial productivo de Vaca Muerta.

Proyectos

En el frente de los proyectos, la maquinaria de inversión está en marcha y las empresas nacionales y extranjeras comienzan a plasmar estrategias concretas para aprovechar el momento. Una muestra reciente es el acuerdo entre la operadora YPF y la italiana ENI para desarrollar un proyecto de gas natural licuado (GNL) en Vaca Muerta, con una capacidad estimada de 12 millones de toneladas métricas por año. Este emprendimiento se presenta como un pilar de futuro para convertir a Argentina en un exportador relevante de gas al mundo, y no sólo de crudo al mercado regional.

También cabe mencionar cómo la participación del sector privado y la diversificación de actores se amplían: empresas como Vista Energy han reportado incrementos de producción del orden de 40 % en sus operaciones de petróleo no convencional en Vaca Muerta. A esto se suma la irrupción de compañías más pequeñas que adquieren áreas maduras de YPF y buscan innovar en esquemas de producción.

Otro aspecto relevante es que, pese al crecimiento, la industria no está exenta de ajustes: la mencionada caída en el ritmo de fracturación en septiembre, las empresas afrontan condiciones operativas y de mercado que requieren adaptaciones continuas. Por tanto, el entorno de proyectos productivos muestra una doble cara: por un lado, muy dinámico, con apuestas de largo plazo (GNL, exportaciones directas, infraestructura). Por otro, vigilante, con métricas operativas que exigen eficiencia y adaptabilidad.

Señales de mercado

El análisis de mercado aporta matices importantes: el contexto internacional y las expectativas regulatorias inciden de modo notable en la industria local. Por ejemplo, el reciente acuerdo de la OPEP + de aumentar modestamente la producción desde noviembre plantea un escenario de leves presiones a la baja sobre los precios del crudo. Esto ofrece un signo de alerta para los exportadores argentinos, ya que sus márgenes pueden verse afectados. (Se trata de un factor externo, pero que impacta aquí.)

Además, desde el ámbito regulatorio y de inversores, se repite la demanda de mayor estabilidad y previsibilidad: las compañías requieren marcos de políticas claras, acceso al financiamiento, y condiciones de costos competitivas para comprometer nuevas inversiones en el shale. En ese sentido, el entorno argentino ha mejorado sus señales, pero queda camino por recorrer. Aunque el viento sopla a favor —con récord de producción, escalada exportadora e infraestructura en marcha—, el sector no puede relajarse. Los factores externos, los costos, la logística y la regulación siguen siendo determinantes para consolidar el impulso.