Vaca Muerta está a full. En medio de la promesa de salvación total para la economía argentina –un verdadero clásico de los últimos tiempos–, termina un año récord para los hidrocarburos locales, pero en medio de mundo que se vuelve cada vez más complejo y convulsionado y en el que asoman algunos interrogantes sobre lo que vendrá en el corto plazo.

“Hay algunos nubarrones en medio de la fiesta de Vaca Muerta”, reconoció ante Infobae el número uno de una de las empresas protagonistas del sector. A los petroleros, en general, les da cierto escozor escuchar que “Vaca Muerta nos va a salvar”. Prefieren hablar de tiempos de consolidación y previsibilidad, de eventualidades que siempre pueden ocurrir y del contexto internacional y, sobre todo, del local, que siempre podría cambiar. Saben que están comandando la joya de la economía local, pero prefieren evitar presiones y urgencias. Después de todo, la joya no deja de estar en Argentina: lo saben los locales y mucho más los extranjeros.

Los petroleros toman algo de aire cuando el foco de atención se lo llevan otros sectores: algunos revitalizados, como la minería, o las buenas noticias del agro, el histórico y hasta ahora solitario gran generador de divisas. Como sea, es innegable el potencial hidrocarburífero y los dólares que vendrán –ya empezaron a venir– de esa parte de la cuenca neuquina, segundo reservorio mundial de gas y cuarto de petróleo “no convencionales”.

El 2025 quedará en el recuerdo como el año en el que la producción de petróleo registró récords históricos. En octubre, por caso, de la mano de yacimiento no convencional estrella se registraron 865.000 barriles diarios y se superó una marca que casi había que ir a buscar a los libros de historia: 1998.

Según datos oficiales, el petróleo y el gas shale de Vaca Muerta ya dan cuenta del 70% de la producción total del país y las exportaciones también suben, con una balanza comercial energética que entre enero y noviembre, según el Iaraf, alcanzó un superávit de poco más de USD 6.900 millones, unos USD 2.000 millones más que en igual período del 2024. El año pasado se había registrado superávit comercial energético por primera vez desde el 2020.

Las exportaciones del sector a noviembre sumaron unos USD 10.000 millones y seguramente el año también será récord total. No solo eso. De todo el superávit comercial de la economía local, en 11 meses del año, el 74% proviene del sector energético.

Así, las exportaciones de energía del año representaron el 12% de las exportaciones totales y las importaciones el 4,4 por ciento. “Lo más impactante es que el saldo de dólares de la energía representó el 74% del saldo total de exportaciones. Esto obedece a lo siguiente: mientras las importaciones de energía representaron el 30% de las exportaciones, a nivel general de la balanza comercial del país, las importaciones representaron el 88% del total de exportaciones. Es decir que por cada dólar exportado de energía, se importa mucho menos que a nivel de la balanza comercial general”, detalló Nadín Argañarz, economista del Iaraf.

A pesar del boom que viene del sur, el mundo podría ir bastante más lento en 2026, lo que complicaría, en parte, los planes de expansión de Vaca Muerta. Y también cierta “urgencia” de privados y también de funcionarios del Gobierno para cerrar inversiones que sostengan ese auge.

Todo en un contexto de una Argentina que está volviendo al mapa energético global, que se prepara para ser un gran proveedor de gas natural y seguir exportando petróleo. Claro, si el mundo frena, todo se frena y eso es algo que no le conviene al proyecto de Javier Milei y tampoco a la industrial.

Daniel Montamat, consultor y ex presidente de YPF, remarcó algunos puntos centrales de lo que podría venir:

• No hay que olvidar que ahora Argentina es tomadora de precios del mercado internacional, algo a lo que no está del todo acostumbrada aún. O sea, todo impacta, todo afecta. Así, será condición excluyente aumentar la productividad y bajar costos.
• La cotización del crudo ICE Brent de primera línea a la que se referencian los crudos locales perforó los USD 65 por barril.
• Las previsiones de la Agencia Internacional de Energía de Estados Unidos (IEA) dan un promedio de USD 55 por barril para el año entrante. Muy bajo. Eso es igual a continuidad del debilitamiento de la demanda mundial (ralentización económica) y el freno a la política de almacenamiento estratégico llevada a cabo por China durante este año, que contribuyó a limitar la caída y pondrá presiones bajistas a los precios.

El viernes, a pesar del contexto aparente de suba por acciones militares de EEUU tanto en Venezuela y Nigeria, el Brent cayó 2,5% y cotizó en USD 60,6 dólares por barril. “A 12 meses, el crudo se encamina a su mayor caída anual desde 2020, con un descenso de 16%, debido a expectativas de un excedente en el mercado”, describió la agencia Bloomberg.

“La competitividad petrolera argentina está puesta a prueba. Los precios de referencia internacional que guían la producción de Vaca Muerta bajaron, pero los niveles productivos crecieron significativamente. Aún somos competitivos, en general, con precios de break even”, dijo Montamat, no sin antes señalar que pese a que la productividad local es 60% más alta, los costos locales suelen ser de hasta el doble que en Permian, el mega yacimiento de Estados Unidos donde nació el negocio shale.

“Por fundamentos económicos, todo tiende a la baja. Pero la geopolítica puede jugar también: hay que ver qué pasa con Rusia, Venezuela o si aparecen nuevos conflictos que podrían impactar en el mercado”, resumió Montamat.

Desde Economía y Energía, la consultora de Nicolás Arceo, advirtieron también por los precios a la baja para 2026 luego de varios años de expansión local. “En este contexto, la expansión de la producción hidrocarburífera podría ralentizarse durante el próximo año. De todas formas, aún considerando un escenario ácido en términos de crecimiento de la producción, la balanza comercial energética seguiría manteniendo un significativo superávit durante 2026”, destacó EyE.

Juan José Carbajales, director de la consultora Paspartú, coincidió con que un esquema de precios bajos podría quitarle dinamismo a los proyectos de inversión de las compañías operadoras y ralentizar el ritmo de crecimiento. “Es una preocupación, pero no va a modificar el signo positivo de las inversiones, con YPF a la cabeza. Los nubarrones que pueden avizorarse en el segundo anillo, la cadena de valor y las compañías industriales proveedoras de bienes y servicios. Ahí ya se ve preocupación por el ritmo de apertura de la economía con un tipo de cambio alejado del equilibrio que el sector industrial pretende, sobre todo por el ingreso de importaciones de origen chino”, destacó.

Carbajales insistió con que las “señales de preocupación” vienen por temas de logística, caminos, redes eléctricas, aprovisionamiento, acceso a energía y personal capacitado de cara a la duplicación de la producción que se espera para 2030-32.

Emilio Apud, consultor y exfuncionario, por su parte, es más optimista y afirmó que ve una aceleración del proceso inversor a pesar de los pronósticos sobre la baja del precio del Brent.

“La productividad alcanzada por la industria y el aumento de los volúmenes exportables seguirán haciendo atractivo el negocio. Por supuesto los precios a futuro del petróleo y el gas dependerán en gran medida de acontecimientos geopolíticos a la fecha difíciles de predecir, además de los previsibles aumentos en la producción atribuibles a nuevos jugadores por fuera de la OPEP+ y a la evolución de economías determinantes como la de China”, dijo.

Vaca Muerta atravesó un año excepcional, según la evaluación de Julián Rojo, especialista del Instituto Argentino de Energía General Mosconi: “Es muy difícil que un área, en este caso una formación geológica, crezca tanto por año”.

“Cada barril adicional se exportó y eso es espectacular para Argentina”, subrayó. Respecto al escenario de precios, Rojo consideró que la actividad resulta viable incluso con valores internacionales moderados. “No debería tener problemas con un barril hasta los 52 dólares”, explicó. Agregó que el precio del crudo funciona como habilitador de proyectos y que, mientras no ocurra un colapso, “son precios que alcanzan para seguir teniendo los yacimientos aún en producción”.

En materia de infraestructura y financiación, el economista del IAE observó avances relevantes, con desarrollo de oleoductos y ampliación de la capacidad de transporte para exportación. “No me preocupa demasiado la infraestructura porque veo que el financiamiento privado fluye y se están haciendo cosas importantes”, afirmó. No obstante, advirtió que el principal desafío para los próximos meses será “conseguir financiamiento para proyectos específicos”, especialmente por el tamaño de las inversiones requeridas y la importancia de que el apetito de los inversores se mantenga.

En un contexto de dudas, YPF, la principal empresa de la industria, salió a ponerle el “pecho a las balas” y a reconfirmar inversiones.

Serán un 20% más en el año próximo, un total de USD 6.000 millones, y sustentadas por la venta de activos que declaró prescindentes y que son parte del Plan 4×4 que ideó su CEO y presidente, Horacio Marín. Entre ellos la venta de campos maduros de petróleo convencional en varias provincias –proceso que se denomina Plan Andes y está cerca de finalizar– y sus acciones en empresas como Profertil y Metrogas, entre otros.

Marín quiere mantener las inversiones a pesar de la previsión de precios bajos para aprovechar la suba que analistas y la propia IEA americana pronostican para 2027. Asegura que no quiere “perder el ritmo” de desarrollo de Vaca Muerta.

Para el proyecto de exportar gas licuado desde Río Negro, la empresa ya se asoció con la italiana ENI, tiene como socio a Adnoc, la petrolera de Abu Dabi (por medio de XRG) y busca socio para reemplazar Shell, que ya había reemplazado a Petronas y decidió bajarse de esta etapa del plan.

YPF –que construye el oleoducto Vaca Muerta Sur, VMOS, junto a PAE, Vista, Pampa Energía, Pluspetrol y Chevron– quiere alcanzar una producción anual de 12 millones de toneladas de gas natural licuado (GNL) mediante la utilización de dos buques en la costa de Río Negro, y prevé aumentar esa capacidad hasta los 18 millones de toneladas por año.

Marín está convencido de que el proyecto generará USD 200.000 millones en exportaciones en 20 años, unos USD 10.000 millones anuales. También anunció que JP Morgan comenzará a contactar a más de 200 bancos para iniciar el project finance de las 12 millones de toneladas, de las cuales 6 millones ya están listas. Por lejos, la inversión para este proyecto es la más grande en la historia del país. Solo el proyecto de 12 millones de toneladas por año implica 35.000 millones de dólares en un período de 4 años.

“Mi meta para el próximo año es comenzar las obras correspondientes y alcanzar las 18 millones de toneladas. Para ello, estamos trabajando con una empresa del exterior que analiza reemplazar las 6 millones de toneladas. Si eso no se concreta, tenemos un plan B, y si tampoco resulta, contamos con un plan C, que estoy seguro funcionará”, dijo Marín, quien insiste con que el objetivo del país es que Argentina logre exportar entre USD 40.000 y 50.000 millones a partir de 2033.

Otra de los grandes players del mercado es Pan American Energy (PAE), la petrolera de la familia Bulgheroni, que lleva más de 50 años invirtiendo en Neuquén y hoy es uno de los protagonistas del desarrollo shale. En la cuenca neuquina opera 7 áreas –6 en etapa de desarrollo– y participa como socio no operador en otras dos. En los últimos años, PAE perforó más de 270 pozos y en 2025 dio un paso estratégico: se expandió a Río Negro y asumió la operación de Loma Guadalosa, la primera concesión no convencional otorgada por esa provincia. Allí, junto a su socio, prevé invertir USD 36 millones en un piloto de dos pozos.

“En 2026 se avanzará con el proyecto de exportación de GNL de Southern Energy, una iniciativa innovadora donde PAE es pionera: la construcción del gasoducto en tierra que se integrará con el Gasoducto San Martín y los dos gasoductos costa afuera que se conectarán con los dos buques de licuefacción que comenzarán a operar en 2027 y 2028 durante 20 años en el Golfo San Matías. Para el desarrollo del GNL avanza en un plan de ampliación de capacidad que llevará el sistema de 16 a 28 millones de metros cúbicos diarios en 2028”, detallaron desde la empresa cuyo CEO es Marcos Bulgheroni.

También pisa fuerte en el sector Vista Energy, la empresa que fundó Miguel Galuccio, ex presidente de YPF.

Vista tuvo en 2025 un salto de escala a partir de la adquisición de la participación de Petronas en el bloque La Amarga Chica, uno de los principales activos de Vaca Muerta. Con esta operación, la compañía asegura haberse consolidado como el principal productor independiente de petróleo del país y el mayor exportador de crudo de la Argentina.

“Desde la creación de Vista, ya se invirtieron en Vaca Muerta más de USD 6.000 millones y se proyecta invertir USD 4.500 millones adicionales en los próximos tres años. El objetivo es alcanzar una producción de 180.000 barriles diarios en 2028, con una visión de largo plazo que prevé llegar a los 200.000 barriles diarios en 2030”, destacaron desde la empresa.

Pampa Energía, en tanto, se encuentra actualmente desarrollando su joya en Vaca Muerta: el yacimiento Rincón de Aranda. Con una inversión total de 1.500 millones de dólares hasta 2027, la mayor en un solo proyecto de la compañía, Pampa proyecta multiplicar por diez su producción de petróleo y alcanzar los 45.000 barriles diarios.

La empresa que fundó Marcelo Mindlin cotiza en Wall Street y acaba de cumplir 20 años.

A partir de 2027, la proyección de Pampa indica que Rincón de Aranda generará exportaciones por el equivalente a USD 1.200 millones por año, algo que va a fortalecer el perfil exportador de la compañía. Este desarrollo complementa su posicionamiento como la cuarta productora de gas del país y consolida su expansión en el yacimiento neuquino.

Deste Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, el holding que comanda Paolo Rocca, aseguraron que Vaca Muerta tiene el desafío de acelerar la inversión para una demanda global creciente en un escenario cada vez más complejo, tanto por la incertidumbre geopolítica como por la fluctuación de los precios. “Es por ello que buscar alternativas que garanticen confiabilidad y reduzcan los costos se ha vuelto esencial para ser más competitivos en la industria del petróleo y gas”, dijeron.

Dentro de sus grandes proyectos en el área la empresa destacó Fortín de Piedra, que se construyó en tan solo 18 meses, y hoy produce más de 25 millones de metros cúbicos, lo que equivale a casi el 20% del gas consumido por los argentinos en invierno.

Es el primer productor de gas no convencional en el país y ahora busca balancear su portfolio con un proyecto de petróleo, Los Toldos II Este, con una inversión superior a los USD 2.500 millones, lo que le permitirá aumentar la producción de 20.000 a 100.000 barriles por día en la Cuenca Neuquina.

También se activaron puertas de salida para el petróleo shale, como el de Oleoducto Trasandino (Otasa) a Chile y Oleoductos del Valle (Oldelval) hacia la zona de Bahía Blanca y otras “grandes” de sector, como Pluspetrol, TotalEnergies y Shell también se alistan para seguir con sus desarrollos e inversiones.

Después de la salida de Petronas y de ExxonMobil, que le vendieron sus negocios a Vista y Pluspetrol, respectivamente, en la industria destacan el desembarco de la estadounidense Continental Resources, una petrolera mediana e independiente, el tipo de empresa “joven” que no pocos en el sector creen que es lo que le falta a Vaca Muerta para ganar en productividad y agilidad, y también como punta de lanza –si su negocio prospera– para la llegada de empresas similares de ese país y otros.

Continental firmó un acuerdo para comprar el 90% de la Unión Transitoria de Empresas Los Toldos II Oeste, perteneciente a Pluspetrol.

“Excelente noticia para Argentina y que seguramente será imitada por otras compañías petroleras independientes americanas que ven el potencial del shale en Argentina ahora tiene un marco político y económico que justifica la inversión”, celebró el ministro Luis Caputo en X la llegada de Continental.

Unos meses antes, Javier Milei se había reunido con Harold Hamm, el magnate dueño de la empresa y amigo de Donald Trump al que se lo conoce como “el rey de fracking”.

En el Gobierno miran todas las pantallas porque una de sus canillas de dólares podría tener algún tipo de freno por el contexto global. Mientras tanto: “Drill, baby, drill”, como reza el viejo mantra republicano que retomó Trump en su última campaña presidencial. Un “perfora, nena, perfora”, pero patagónico y con el sello de Vaca Muerta, la “joyita” que dejó de ser promesa para convertirse en una realidad concreta y millonaria… a pesar de los nubarrones globales.