Mientras la cuenca neuquina consolida cifras históricas de producción y avanza en obras clave como el oleoducto Vaca Muerta Sur, el sector opera en un escenario de cautela.
La cuenca neuquina atraviesa un momento de contrastes. Por un lado, alcanza niveles récord de producción de petróleo y gas, impulsa proyectos de infraestructura de escala inédita y suma nuevos jugadores internacionales. Por el otro, enfrenta un clima económico que obliga a las compañías a recalibrar sus estrategias y a las pymes a sostener su actividad con márgenes cada vez más ajustados. De acuerdo con ADNSUR.
Durante agosto, la producción de petróleo en Argentina llegó a 821.851 barriles diarios, la cifra más alta en 25 años, con Vaca Muerta concentrando el 64% del total nacional. Este desempeño confirma el peso estructural de la formación neuquina en el esquema energético argentino. Sin embargo, el contexto macroeconómico —marcado por la volatilidad cambiaria, las restricciones financieras y la baja proyectada del barril Brent— instala un tono de prudencia en la planificación para 2026.
El reciente rescate financiero del Tesoro de Estados Unidos al gobierno argentino permitió contener la corrida cambiaria, pero no resolvió la escasez estructural de divisas. En Neuquén, ese contexto genera efectos cruzados: los costos locales medidos en dólares bajan, pero el acceso al financiamiento externo se encarece.
El tipo de cambio inestable impacta también en los flujos del Plan Gas, cuyos pagos en pesos y plazos diferidos trasladan presión financiera a los productores. “El escenario obliga a administrar capital con prudencia y mantener coberturas ante la volatilidad del dólar y el precio del crudo”, describió un ejecutivo del sector.
Señales internacionales: un barril con techo más bajo
La Agencia de Información Energética (EIA) de Estados Unidos proyecta que el precio del Brent caerá hasta 50 dólares por barril hacia mediados de 2026, en línea con el objetivo de estabilizar los precios y moderar la inflación global. Esta proyección preocupa a las operadoras de shale oil: si bien los costos en los mejores bloques de Vaca Muerta rondan los US$ 5 por barril, el margen operativo se achica para los desarrollos menos productivos.
El resultado es una estrategia de disciplina de capital, centrada en pozos de alta productividad, mayor eficiencia operativa y un uso extendido del hedging financiero. “Hay foco en mantener caja, eficiencia y flexibilidad”, sintetizó un analista de energía con base en Houston.
Récords técnicos y capacidad ociosa
YPF, AESA y la neuquina Proshale alcanzaron este mes un nuevo límite técnico, con la completación de un pozo de 8.206 metros en Vaca Muerta. Estos avances tecnológicos refuerzan la competitividad del sector, pero conviven con una baja en el ritmo de perforaciones y con altos niveles de capacidad ociosa entre los proveedores.
Según un relevamiento del Grupo Argentino de Proveedores Petroleros (GAPP), más del 75% de las pymes opera con al menos un 25% de su capacidad sin usar. La caída de la demanda y la falta de crédito son los principales factores de esa situación. “El trabajo pyme viene invirtiendo hace años en el desarrollo de Vaca Muerta y necesita estabilidad para sostenerse hasta que los proyectos se reactiven”, advirtió Leonardo Brkusic, director del grupo.
Avances en infraestructura y nuevos jugadores
En el frente de infraestructura, el oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS) ya tiene un tercio de obra ejecutada y avanza en sus cuatro frentes: el tendido de ductos, la cabecera en Allen, las estaciones intermedias y la terminal de Punta Colorada. Se espera que el sistema esté operativo hacia fines de 2026, con una capacidad inicial de 390.000 barriles diarios, ampliable a 700.000.
En paralelo, nuevos actores refuerzan la dinámica inversora. La colombiana GeoPark desembolsará US$ 1.000 millones hasta 2030 tras su ingreso como operadora en la ventana de black oil. La brasileña Fluxus, del grupo J&F, proyecta un piloto de shale oil por hasta US$ 100 millones y evalúa rutas para exportar gas argentino a Brasil.
Además, Chevron, uno de los mayores inversores extranjeros del país, expresó su respaldo al vínculo bilateral entre Buenos Aires y Washington, en línea con el nuevo esquema de cooperación energética anunciado por la administración de Donald Trump.
Regulaciones y costos en revisión
El frente regulatorio provincial también se mueve. Neuquén elevó el piso de regalías al 18% para nuevas concesiones y estableció mayor participación de la empresa estatal GyP, mientras Entre Ríos actualizó la guía minera que grava el transporte de arena silícea hacia los yacimientos neuquinos, lo que encareció el costo logístico de las fracturas. En Río Negro, la designación de la secretaria de Energía Andrea Confini en el directorio de YPF reabrió el debate sobre la representación provincial y posibles conflictos de interés.
Expectativas hacia 2026
El desafío inmediato del sector es sostener el ritmo productivo sin deteriorar márgenes. Para los analistas, el cuarto trimestre será clave: definirán si la macroeconomía se estabiliza, si se completan los hitos de infraestructura y si las elecciones del 26 de octubre aportan claridad política.
En paralelo, YPF avanza en su plan “4×4” para cuadruplicar su valor hacia 2030, con más de 1.800 nuevas perforaciones previstas y proyectos estratégicos como Argentina LNG, orientado a exportar gas natural licuado desde la costa rionegrina.
El panorama general muestra una cuenca madura, con eficiencia técnica y capacidad exportadora comprobada, pero dependiente de variables externas: tipo de cambio, precio del barril y condiciones de financiamiento. La oportunidad está a la vista, pero el ritmo del avance dependerá de si la economía nacional logra dar estabilidad al marco en el que se mueve el motor energético del país.