Vaca Muerta concentra su núcleo operativo en Añelo, se extiende bajo Neuquén y alcanza sectores de Río Negro, La Pampa y Mendoza. En el mapa global, se la ubica entre las mayores reservas no convencionales: segunda en gas y cuarta en petróleo. Esa escala explica por qué el yacimiento ya cambió la balanza comercial, empujó inversiones y reordenó la vida cotidiana de comunidades que conviven con un boom todavía joven.
En ese contexto, La Tecla Patagonia consultó al periodista especializado en energía David Mottura, que trazó un balance del año con una división que grafica el clima del sector. “Tuvo dos momentos: antes y después de las elecciones legislativas”, describió. Según su mirada, hubo meses de ritmo muy alto y otros de desaceleración que se notaron en producción, cantidad de fracturas y trabajo para las pymes de servicios.
Mottura puso el foco en un tramo previo a las legislativas donde creció la inquietud en las empresas chicas y medianas. “Había una preocupación muy grande en el sector de las pymes por la caída de la actividad y no sabían si después de las elecciones iba a haber un cambio de rumbo”, dijo. En esa etapa, remarcó, algunas prestadoras frenaron tareas aun cuando había obras grandes en marcha, una señal de incertidumbre que impacta rápido en empleo y contratos.
También cuestionó cómo se presenta a Vaca Muerta en el discurso público. “A veces se la presenta como un imán de dólares, pero es al revés: primero necesitamos producir energía; los dólares son el intercambio que viene después”, sostuvo. En esa frase aparece una idea central: el negocio no nace en el Excel, nace en infraestructura, equipos, rutas, ductos y una cadena de servicios que tiene que funcionar sin cortes.
El especialista consideró que la continuidad política nacional tras la ratificación de Javier Milei le dio previsibilidad a inversores, al menos por un horizonte de dos años, con medidas que tienden a favorecer la dinámica industrial. Pero marcó una separación tajante entre crecimiento del sector y mejora de vida cotidiana en la región. “Estamos parados sobre un mar de gas, pero hay sectores de Neuquén capital que todavía viven calentándose a garrafa y leña. No es lo mismo crecimiento en la industria que desarrollo”, sentenció.
En números, el año mostró expansión en la actividad no convencional. Se informó un salto fuerte en fracturas para extracción: un 36% más en enero-octubre 2025, con 20.233 fracturas, contra 14.877 en el mismo período del año anterior. Ese dato se usa como termómetro de intensidad operativa en el shale, porque mide el pulso real de equipos y servicios en el campo.
En paralelo, la infraestructura empezó a correr detrás de la producción. En abril, Oldelval concluyó el proyecto Duplicar, el oleoducto que conecta la Cuenca Neuquina con Puerto Rosales y duplicó capacidad de transporte. El efecto es directo: más crudo puede salir, se reduce el cuello de botella y se empuja la exportación. En la misma línea, el informe menciona un pico histórico en octubre, con 569.000 barriles diarios y un crecimiento interanual del 35%.
El contexto internacional, sin embargo, sumó volatilidad. Con tensiones geopolíticas y movimientos que empujaron el precio del barril hacia abajo, el dato que se destaca es la competitividad del shale neuquino: la producción seguiría siendo rentable con valores internacionales desde 40 dólares. Esa resiliencia explica por qué el sector sostiene inversión aun con precios menos amigables, aunque siempre queda atado a decisiones globales, incluida la OPEP.
Hacia adelante, el petróleo aparece con una ruta marcada: seguir escalando y acercarse al objetivo del millón de barriles diarios en un plazo más corto que el imaginado hace unos años, siempre que la infraestructura acompañe. En ese punto, el informe afirma que el viejo límite de transporte “parece cosa del pasado” para el crudo, al menos en comparación con etapas anteriores.
Pero el mapa de obras todavía tiene pendientes grandes. El oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), liderado por YPF junto a otras siete petroleras, busca conectar Neuquén con Punta Colorada, en el Golfo San Matías. La planificación incluye un puerto con monoboya para cargar crudo sin necesidad de amarre tradicional. Se proyecta inicio de actividades a partir de 2026, un dato que marca que el salto exportador todavía necesita tiempo y ejecución.
Otro punto fuerte del informe es el acuerdo de ENAP (Chile) con YPF, Vista, Shell Argentina y Equinor por alrededor de 12.000 millones de dólares para importar petróleo de Vaca Muerta hasta junio de 2033. Se lo califica como histórico porque el Medanito se consumía mayormente en el mercado interno, y este esquema abre una etapa de integración energética con Chile, usando el Oleoducto Trasandino reactivado en 2023 y cubriendo cerca del 35% de la demanda anual de ENAP.
La contracara aparece en el convencional. Allí el diagnóstico es más áspero: declive pronunciado, baja sostenida de producción y riesgo de que, si no se sostiene con medidas de alivio, el país termine importando petróleo convencional, con impacto directo en costos y combustibles. Con precios liberados y criterio de “export parity”, el precio interno se vuelve más sensible a movimientos internacionales y los aumentos pueden sentirse más que las bajas.
En gas, el informe sostiene que el crecimiento es más lento por una razón simple: requiere inversiones más pesadas, más equipos y más infraestructura. Mottura graficó esa diferencia: “Las inversiones dedicadas a la extracción de este tipo de energía son mucho más costosas. Requieren muchos más fierros comparados con el petróleo no convencional”. También mencionó casos como Fortín de Piedra, que operaría lejos de su capacidad máxima por falta de sentido económico para “abrir” todo si no hay demanda o evacuación suficiente.
El capítulo que ordena el futuro es el GNL. Se describe un proyecto para instalar una unidad flotante de licuefacción capaz de procesar entre 2 y 4 millones de toneladas anuales desde 2027, con inversión estimada entre 1.000 y 3.000 millones de dólares y conexión a una terminal sobre el Golfo San Matías mediante un ducto corto al sistema troncal del gasoducto Perito Moreno. La idea es exportar por barco, con Brasil como destino posible en un esquema regional.
Mottura sostuvo que ese salto pondría a Argentina en un club reducido de exportadores de GNL. Y lo ubicó en un escenario global de demanda creciente, con Europa buscando diversificar proveedores tras la ruptura energética con Rusia. Su lectura: ventana única, pero con ejecución compleja y cara.
El informe también menciona un proyecto de Camuzzi Gas Inversora con un esquema dual desde el Puerto de La Plata: exportar GNL por barco y, en períodos de falta de gas, permitir importación para cubrir demanda local. Y suma una idea ambiciosa: llegar a Brasil por el Norte con reversión del gasoducto y uso de cañerías ociosas bolivianas, lo que reconfiguraría integración energética del Cono Sur.
Sobre el RIGI, La Tecla Patagonia consultó a Darío Martínez, diputado provincial de Neuquén y ex secretario de Energía. Martínez vinculó el salto productivo a obras y programas decididos en su gestión y defendió la idea de que Neuquén, como dueña del recurso, debe cuidar ingresos y regalías, que representan gran parte del tesoro provincial.
En su crítica, advirtió que el nuevo marco de reglas puede reducir beneficios locales si permite que empresas liquiden dólares fuera del país. “El RIGI permite que las empresas liquiden el total de dólares en el exterior sin dejar divisas extranjeras dentro del territorio nacional”, señaló, y planteó que trabaja en un proyecto para dar previsibilidad a regalías, sin fijar precios, para que el volumen exportador no deje a la provincia en desventaja.
El balance final deja una foto con luces y sombras. Vaca Muerta acelera, rompe récords, suma obras y empuja exportación. Al mismo tiempo, abre discusiones incómodas: pymes que sufren vaivenes, ciudades con gas bajo tierra pero garrafas en la casa, y una pelea de fondo por cómo se reparte la renta y cómo se sostienen reglas que no dejen atrás a quienes viven en el territorio. Información extraída de LA17.
