La producción de petróleo de Vaca Muerta no es un número más, ni para la industria hidrocarburífera argentina ya que representa más de dos tercios del total, ni tampoco para el país por el impacto que tiene en la balanza comercial energética. En noviembre, un puñado de áreas de la formación shale fueron las que impulsaron la producción y permitieron cerrar el mes con un escenario de estabilidad e incluso un leve crecimiento.
De acuerdo al informe especial elaborado por el ministerio de Energía de Neuquén, en noviembre todos los yacimientos de Neuquén llegaron a una producción de crudo de 590.339 barriles por día que estuvo impulsada por cinco áreas que fueron las que además permitieron mantener la producción en una leve senda de crecimiento.
En detalle, estos bloques fueron Loma Campana, la nave insignia de YPF en donde tiene como socia al 50% a la norteamericana Chevron; La Angostura Sur II un bloque cuya concesión no convencional se obtuivo este año y que es 100% de titularidad de YPF; Bajo del Choique – La Invernada, el área estella del petróleo que Pluspetrol le compró a fines del año pasado a ExxonMobil y que se emplaza en la zona norte de Vaca Muerta; Bajada del Palo Este, el bloque vecino al core de Vista Energy que es en realidad Bajada del Palo Oeste; y Bandurria Sur, un bloque en el que YPF es la operadora pero con dos compañías socias de peso como son Shell y Equinor.
Desde el gobierno neuquino se destacó que el volumen producido en noviembre representa una variación positiva del 0,54 % respecto de octubre, mientras que en términos interanuales el incremento fue del 28,64 %.
Además se marcó que, en el acumulado entre enero y noviembre, la producción muestra un crecimiento del 24,29 % en comparación con el mismo período de 2024. El peso de Vaca Muerta en la provincia de Neuquén es más que significativo pues en noviembre llegó a representar el 96,97%, es decir 572.423 barriles por día exclusivos del shale oil.
En tanto que- en el segmento del gas natural, la producción -como se contó ayer- tuvo una leve baja en relación con el mismo mes de año pasado, del 1,73% y cerró en 81,22 millones de metros cúbicos diarios.
De este total, la producción de gas no convencional alcanzó los 73,13 millones de metros cúbicos diarios, representando el 90,04 % del total provincial, con predominio del gas shale, que aportó 63,97 millones de metros cúbicos por día (78,77 %), seguido por el gas tight, con 9,16 millones de metros cúbicos diarios (11,28 %).
YPF concentra hoy el mayor peso operativo en Vaca Muerta. Los datos de producción correspondientes a noviembre muestran que la compañía opera cuatro de los cinco yacimientos más productivos del shale neuquino, consolidando su posición como el principal actor del upstream argentino.
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El ranking de los bloques de mayor peso de YPF
En el relevamiento de noviembre, Loma Campana y La Amarga Chica, un área desarrollada en sociedad con Vista Energy, se ubicaron en lo más alto del listado de producción, alternándose el primer puesto. Ambos yacimientos reúnen los mayores volúmenes del país y funcionan como el núcleo histórico del desarrollo no convencional.
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El podio de la petrolera de bandera nacional se completa con Bandurria Sur y La Angostura Sur I, que también figuran entre los cinco bloques más productivos de Vaca Muerta. En paralelo, Aguada del Chañar también se destaca por su crecimiento y se posiciona como uno de los desarrollos de mayor importancia para la empresa.
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Loma Campana encabeza el listado de los bloques más productivos de Vaca Muerta
Aunque YPF domina el ranking, el cuarto puesto está ocupado por Bajada del Palo Oeste, el yacimiento operado por Vista que se posiciona entre Bandurria Sur y La Angostura Sur I.
La Amarga Chica y Loma Campana: motores del crecimiento
Según el último Informe mensual de indicadores de Oil & Gas de Argentina, elaborado por la consultora Aleph Energy que dirige Daniel Dreizzen, la producción no convencional registró en octubre un aumento del 3,8% mensual, equivalente a unos 21 mil barriles diarios adicionales, alcanzando un total de 573 mil barriles por día. En ese avance, YPF fue el principal impulsor, con un aporte adicional cercano a los 17 mil barriles por día.
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Bloques más productivos
Uno de los datos más relevantes del análisis es que, en octubre, La Amarga Chica logró superar por primera vez a Loma Campana en volumen producido. El bloque alcanzó un nuevo récord histórico, con alrededor de 88 mil barriles diarios, tras crecer un 12,3% mensual (+9,7 kbbl/d) y un 10% en la comparación de año móvil. Ese desempeño le permitió explicar más del 15% de toda la producción no convencional del país.
Por su parte, Loma Campana aportó el 15,2% del shale oil, con un incremento mensual de 1,0 kbbl/d y un crecimiento interanual del 6%, manteniéndose como uno de los activos más estables de Vaca Muerta.
Bandurria Sur, La Angostura Sur I y Aguada del Chañar
De acuerdo al informe, Bandurria Sur representó en octubre el 10,6% de la producción no convencional. El bloque registró una baja mensual del 8,5%, luego de haber alcanzado su máximo nivel de producción en agosto, cuando rondó los 70 mil barriles diarios.
En contraste, La Angostura Sur I mostró uno de los mayores saltos del mes, con un crecimiento del 24,9% mensual, que le permitió aportar el 5,1% de la producción no convencional.
Aguada del Chañar también exhibió una evolución positiva, con un incremento mensual del 6,9% y un crecimiento interanual del 101%, alcanzando una participación del 4,1% y posicionándose como uno de los desarrollos de mayor proyección dentro del portafolio de YPF.
El mapa de producción en Vaca Muerta
Más allá del predominio de YPF, el crecimiento de la producción en Vaca Muerta también se explica por el desempeño de otros operadores. Bajada del Palo, operado por Vista, se ubicó entre los bloques más productivos del shale, con un aporte conjunto del 12,2% entre Bajada del Palo Oeste y Este.
Por detrás aparece La Calera, de Pluspetrol, que explicó el 3,8% de la producción no convencional. En octubre mostró una caída mensual del 17,1%, equivalente a 4.500 barriles diarios, parcialmente compensada por un incremento del 14,6% en Bajo del Choique–La Invernada, que sumó unos 1.800 barriles por día. En términos interanuales, el bloque mantiene un crecimiento del 8%, impulsado por la ampliación de su planta de procesamiento.
A su vez, el informe destaca el avance de El Trapial Este, operado por Chevron, que registró en octubre un incremento mensual del 20,3% (+3,6 kbbl/d), y un crecimiento interanual del 216%, superando los 21 mil barriles por día tras la puesta en marcha de dos nuevos pads.
Lindero Atravesado, de Pan American Energy (PAE), mostró una baja mensual del 4,6% (-0,9 kbbl/d), aunque mantiene un crecimiento interanual del 51%.
En tanto, Rincón de Aranda, operado por Pampa Energía, registró una leve caída mensual del 1%, pero exhibe un salto interanual del 1.277%, asociado a la conexión de 22 pozos y su ingreso en fase de desarrollo, junto con un pedido de adhesión al RIGI para avanzar en obras de infraestructura.
En un momento donde la energía es el eje de la geopolítica mundial, la clase dirigencial de la República Argentina se posiciona ante una obligación histórica: la de poseer una lectura acertada de las tendencias globales y aprovechar el posicionamiento de la Cuenca Neuquina – Vaca Muerta, para una inserción internacional que promueva junto a las históricas ventajas de la agro industria, un desarrollo económico sostenido.
Al igual que en su momento Arturo Frondizi (58-62) o Carlos Menem (89-99), el presidente Javier Milei posee una lectura acertada de su tiempo. Prueba de esto, es la construcción de una relación de privilegio con Donald Trump, la cual convierte a la Argentina en el principal pivote regional y aliado de los EE. UU.
Esta relación es conducente a generar oportunidades históricas y colocar a la nación en el foco de atracción de inversiones en IA y tecnología. El anuncio de la iniciativa global “Stargate” (Open AI) para invertir en la Patagonia, la visión de atraer inversiones tecnológicas masivas bajo el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), o el conservar una posición más ventajosa en la discusión global arancelaria entre Estados Unidos y China, un ‘nuevo Bretton Woods’, en palabras del Secretario del tesoro norteamericano Scott Bessent, operan en ese sentido.
En este horizonte temporal de gran oportunidad, pero siempre latente por la súbita irrupción de lo nuevo, existe un rol que pasa a ser esencial para el despegue definitivo de la energía como ancla del crecimiento económico futuro: el de el conjunto de funcionarios, empresarios y diplomáticos que establece relaciones geopolíticas y estratégicas para posicionar los hidrocarburos argentinos alrrededor del mundo.
La “Diplomacia del Oil and Gas”
En este contexto geopolítico, la diplomacia representa una estrategia de interés nacional capaz de vincular el activo Cuenca Neuquina-Vaca Muerta con los flujos de capital globales capacitados de generar US$ 30.000 millones anuales en exportaciones energéticas para 2030.
Las negociaciones globales lideradas entre 2024 y 2025, por Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, ilustran la manera en que esta estrategia puede posicionar a la Argentina como un jugador clave en la transición energética mundial.
El informe 2024 del Grupo internacional de importadores de GNL (GIIGNL), señala que el comercio mundial de este activo fue ese año de 406 MT (millones de toneladas). La mayor demanda proviene de Asia, representando el 69% de las importaciones mundiales de GNL en 2024. En el desglose por nación, la República Popular China con 78 MT importadas lidera la demanda, Japón fue el segundo importador con 66 MT, Corea del Sur fue el tercero con 47 MT y la India el cuarto con 27 MT.
Dato
US$ 30.000
Los millones que potencialmente puede generar Argentina por exportación de energía hacia 2030.
Por esta razón, la Argentina firmó en Asia, diversos Memorandos de Entendimiento (MOUs) con gigantes energéticos. En la India por ejemplo, se firmó con GAIL, Petronet e Indian Oil, por 5 MT anuales de GNL, potencialmente equivalentes a US$ 100.000 millones en 20 años.
La IEA (International Energy Agency) prevé que el consumo de gas natural en India aumente casi un 60% para 2030. En Japón, se negociaron 7 MT, aprovechando la necesidad post-Fukushima de diversificar proveedores. Corea del Sur y China siguieron, con acuerdos por 3 y 6-7 MT respectivamente. La virtud de estas alianzas, son los contratos de largo plazo en mercados premium para GNL ‘limpio’.
Por el lado del Europa, la firma del acuerdo marco, en diciembre de 2025, entre el consorcio argentino Southern Energy S.A. (SESA) —PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar LNG para exportar gas desde Río Negro— y la empresa estatal alemana SEFE Securing Energy for Europe GmbH (SEFE), representa el mayor compromiso de exportación de Gas Natural Licuado (GNL) desde Argentina hasta la fecha, tanto por volumen como por duración, y marca un hito en la monetización del gas de Vaca Muerta.
Para el período 2027-2035, el consorcio proyecta exportaciones energéticas totales superiores a US$ 20.000 millones, contribuyendo a la meta argentina de US$ 30.000 millones anuales en exportaciones de ese rubro para 2030. A consecuencia de lo expuesto, la Argentina, además de robustecer la superavitaria balanza energética, fortalece su posición geopolítica al vincularse a la seguridad energética de Europa.
Previamente la diplomacia mencionada, generó el plan de acción para posicionar a Argentina como proveedor clave de Gas Natural Licuado (GNL) captando interés en Alemania, Turquía, Italia. Con respecto al shale oil, Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) la obra de infraestructura privada más importante de las últimas décadas y adherida a los beneficios del RIGI, facilitara el acceso desde los centros de producción en Añelo, Neuquén, con el puerto de aguas profundas en Punta Colorada, Río Negro para su envío a distintos mercados internacionales.
A nivel regional, Chile actúa como puente inicial con exportaciones habilitadas por el oleoducto Trasandino (OTASA) que dan salida al Pacífico, esto se fortalece con el más reciente acuerdo comercial en la historia de Enap (Empresa Nacional del Petróleo de Chile) con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, para el suministro de crudo por US$ 12.000 millones hasta junio de 2033 cubriendo el 35% de su demanda anual.
La diplomacia es una estrategia de interés nacional para que Vaca Muerta genere US$ 30.000 millones anuales de exportación energética hacia 2030.
Estos nuevos contratos de Enap con Vaca Muerta son el fruto de una reconstrucción meticulosa e impostergable de confianza, si tenemos en cuenta lo que represento el shock del 2004, cuando se interrumpieron abruptamente los envíos a Chile provocando pérdidas millonarias. El presidente entrante de Chile José A. Kast y el presidente Javier Milei destacaron la necesidad de reforzar la alianza bioceánica en temas energéticos.
Con la República Federativa del Brasil se ha comenzado un proceso de vinculación energética a través del proceso de reversión del Gasoducto Norte (cambio del flujo de importaciones a exportaciones) y acuerdos bilaterales firmados a fines de 2024. Este “Memorando de Entendimiento” (MOU) estableció un marco para desarrollar infraestructura y rutas comerciales, con el objetivo de alcanzar exportaciones de hasta 30 millones de metros cúbicos diarios (MMm³/d) en los próximos cinco años (2029-2030).
Esto podría generar divisas por US$ 10.000-15.000 millones anuales para Argentina, equilibrando su balanza comercial deficitaria con Brasil y abasteciendo la creciente demanda industrial brasileña la cual busca reducir dependencia de Bolivia y LNG importado.
El trípode económico virtuoso
Como primera conclusión, la “Diplomacia del oil & gas” de la República Argentina apunta a Asia (India, Japón, Corea, China) para volumen, Europa (Alemania, Turquía, Italia) para premium y región (Brasil, Chile) para inicial.
En segundo lugar, existe un “trípode” virtuoso que debe funcionar de forma simbiótica y coordinada para fundamentar el crecimiento económico potencial que emerge detrás del recurso energético. Ese trípode está integrado en primer lugar por la estabilidad regulatoria (RIGI), en segundo lugar por una macroeconomía sana (baja inflación) y tercero por la apertura comercial. Las tres patas del trípode son interdependientes y conforman las condiciones que deben mantenerse alineadas para la fortaleza de la “Diplomacia del oil & gas”.
Rystad Energy analiza que de mantenerse las condiciones mencionadas la Inversión Extranjera Directa (IED) energética alcanzará US$ 12-15 mil millones anuales hacia 2030 y podría colocar a Argentina en el Top 6-7 mundial, posicionado a Vaca Muerta como el mayor proyecto de crecimiento “shale” fuera de Norteamérica.
La apertura comercial, una macro sana y estabilidad regulatoria, son el trípode económico virtuoso para el despegue de Vaca Muerta.
Vinculado a lo dicho, el RIGI, que ofrece estabilidad fiscal por 30 años, necesita su ancla de solidez en las negociaciones internacionales que reduzcan riesgos regulatorios y abran mercados.
La apertura comercial implica una renegociación de Mercosur en base a la consolidación de tratados de libre comercio con EFTA, UE y futuro entendimiento con los EE.UU. El acceso a la OCDE, sumado a los acuerdos bilaterales (India, Japón, Corea) son clave para colocar GNL. Sin apertura, las exportaciones se limitan a vecinos y se reduce la IED.
Una macroeconomía sólida, implica una inflación anual sostenida en 5-10 % y un riesgo país que se ubique por debajo de 500 puntos básicos, indicadores de influencia en los ‘majors’ de la industria a la hora de invertir.
Por último, la fortaleza de estos elementos en que se apoya la diplomacia del oil & gas, también depende de que el resto de las administraciones subnacionales y actores de influencia en el Congreso, consensuen en torno a la mejora del capital humano, infraestructura, baja de impuestos y desregulaciones, elementos que deben ser vectores ordenadores de carácter federal.
(*) Magister en economía política/Lic. en Relaciones Internacionales
El cierre del 2025 deja muy buenas noticias para la industria hidrocarburífera argentina que está transitando ya el camino de los grandes proyectos exportadores de Vaca Muerta. Y si del shale se trata, los últimos datos oficiales revelaron que, cual rey del fracking argentino, YPF alcanzó una marca envidiable a nivel mundial, pues superó los 400 millones de barriles de petróleo extraídos de Vaca Muerta.
Antes de continuar, vale mencionar que este análisis fue realizado por EnergíaOn a partir de los datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación que contabilizan la producción hasta octubre pasado, dado que los registros de noviembre recién se conocerán la semana próxima.
Como se marcó, entre 2013, cuando YPF inicia el desarrollo de Vaca Muerta hasta octubre pasado, la petrolera de bandera extrajo un total de 404.006.700 barriles del petróleo específico de Vaca Muerta, lo cual representa nada menos que dos de cada tres barriles que la formación ha entregado en esta poco más de una década.
Es que precisamente, en estos 13 años de actividad en la formación shale, todas las empresas han extraído un total de 680 millones de barriles de petróleo, un valor más que interesante si se tiene en cuenta que el nivel de desarrollo de Vaca Muerta apenas roza el 10%.
Claro está que, en el caso de YPF, los 404 millones de barriles del petróleo de Vaca Muerta no son netamente de su propiedad, sino que buena parte de ellos corresponden a la cuota de sus socios, pero fueron extraídos por la petrolera de bandera como operadora de los bloques.
Vista se ubicó como la principal productora privada del petróleo de Vaca Muerta.
La segunda operadora que literalmente más petróleo le ha sacado a la roca que es Vaca Muerta, es la firma de Miguel Galuccio, Vista Energy, con un acumulado de más de 75 millones de barriles, pero con un detalle para nada menor que es que la compañía comenzó a operar recién en 2019.
Shell está un escalón más abajo, siempre contando a las empresas como operadoras, y acumula un poco más de 51 millones de barriles del petróleo específico de Vaca Muerta.
Las áreas con más producción en Vaca Muerta
Hay un listado de áreas de Vaca Muerta que en este año se convirtió en una suerte de comodín, dado que no solo se trata de los bloques que mayor producción acumulan en la formación shale, sino que también algunos de ellos son los principales productores de petróleo de todo el país.
El bloque de Vaca Muerta que acumula la mayor producción de petróleo de la formación no es otro más que la cuna de todo el desarrollo shale: Loma Campana. El primer megadesarrollo de Vaca Muerta, surgido con el acuerdo entre YPF y Chevron en 2013, llegó en octubre pasado a un acumulado de producción impresionante: 208 millones de barriles.
Resumiendo el peso de esta área en la que YPF centró sus innovaciones, el área ubicada al norte de Añelo representa un tercio de toda la producción que ha dado Vaca Muerta, en sus más de 30.000 kilómetros cuadrados y 52 concesiones.
En octubre, Loma Campana dejó de ser el principal yacimiento productor de petróleo de Argentina. Un podio que había logrado el año pasado, y es que fue desplazado por su vecino, el área La Amarga Chica en la que también YPF es la operadora, y desde este año en sociedad con Vista Energy que le compró el 50% que tenía del área a la malaya Petronas.
La Amarga Chica no es nada chica en este sentido, pues acumula una producción de 107 millones de barriles de petróleo, siendo así el segundo bloque que más petróleo acumula en su desarrollo.
En tanto que el tercer bloque que más crudo ha aportado está justo al lado del La Amarga Chica, pues se trata de Bajada del Palo Oeste, el área que es 100% de propiedad de Vista Energy y que ya acumuló 56 millones de barriles de petróleo, pero con una aclaración destacada, y es que el bloque recién entró en operación en 2019.
El auge del shale oil es claro, y cuenta con un escenario más que alentador ante el avance del oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) que comenzará a exportar desde la costa rionegrina a fines del año que viene.
Ni el dólar, ni la inflación, ni el riesgo país. La variable económica que más preocupa a las empresas de Vaca Muerta de cara al 2026 es la cotización del barril internacional, que nuevamente entró en un sendero bajista muy agresivo.
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El Brent volvió a perforar los 60 dólares al igual que en abril cuando se desató la ola de aranceles de Trump y tocó el precio más bajo desde el desplome durante la pandemia, algo que encendió todas las alertas en la industria local.
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Las más preocupadas son las operadoras del convencional que, con costos más altos, están bordeando la línea de flotación y ya estarían prácticamente en rojo si no se hubiesen eliminado los derechos de exportación.
En tanto, las firmas que operan en el shale neuquino todavía conservan un margen de ganancias, pero con una espalda financiera menor que sus competidoras estadounidenses, este menor flujo de ingresos sin dudas ralentizaría sus inversiones y, por ende, el ritmo de crecimiento de la producción.
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Vista Energy es uno de los grandes jugadores del shale oil.
Los pronósticos más temidos
Para colmo, muchos analistas como los de S&P Global dicen que el precio continuar bajando, incluso, hasta los 50 dólares por barril. Algo menos pesimista es la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) que visualiza precios de 55 dólares para el Brent y de 51 dólares para el WTI.
JP Morgan y Goldman Sachs se ubican un paso más adelante en sus pronósticos con un rango de entre 56 y 58 dólares, mientras que los futuros marcan un valor similar al actual (60 dólares) para el promedio del próximo año.
En todos los casos, se trata de un valor entre un 25% y un 37% más bajo en comparación con la cotización media del 2024 cuando se ubicó alrededor de los 80 dólares el barril. Una caída muy brusca que tendría un impacto inevitable en la actividad local.
De manera indirecta también golpea a los proyectos de GNL cuyos precios suelen estar atados a fórmulas ligadas al Brent y a mercados como el Henry Hub, el TTF y el JKM (que rigen los precios gasíferos de Estados Unidos y las importaciones de gas licuado de Europa y Asia, respectivamente).
Los futuros de estos últimos dos, por ejemplo, se ubican en 9,2 dólares el millón de BTU para el próximo año, entre un 21% y 25% menos que el 2025. En cambio, el Henry Hub tendría un incremento del 13% para situarse en 4 dólares.
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El shale oil sigue marcando el pulso de Vaca Muerta.
La parte positiva para Vaca Muerta
La parte positiva, como adelantó Horacio Marín en el brindis de fin de año de YPF, es que los costos de perforación también suelen seguir al precio del barril y sufrirían un abaratamiento que beneficiaría a aquellas firmas con resto de caja que puedan seguir invirtiendo.
Por eso, pensando en un crudo que podría volver a aumentar en 2027 y teniendo en cuenta que ese año entrará en operación el VMOS lo que arrojaría un salto importante en la producción no convencional argentina, muchas empresas están buscando estrategias para sostener sus niveles de actividad, pese a este complejo panorama.
Algunas, aprovechando la baja del riesgo país con colocaciones de deuda a tasas más competitivas que las conseguidas por el gobierno nacional en su regreso a los mercados, donde se lograron emisiones mayores a los 4.000 millones de dólares desde la fecha de las elecciones legislativas.
Otras, como YPF o Pluspetrol, vendiendo activos no estratégicos como bloques convencionales o no core, o participaciones en otras empresas como Profertil y Metrogas, tal como explicó Marín.
Cuando pienso en el crecimiento de Vaca Muerta, lo que más impresiona no es solo la velocidad con la que evolucionó su desarrollo, sino la transformación profunda que está generando en la Argentina. En 2012, cuando este proceso comenzaba, y del cual tuve el privilegio de ser parte, el país era importador neto de energía y el desarrollo del shale parecía una apuesta reservada para quienes confiaban en el potencial del recurso más que en los números del momento. Las certezas eran pocas, los desafíos enormes y el ecosistema industrial todavía estaba por construirse. Hoy, esa etapa quedó atrás.
Vaca Muerta representa el 60% de la producción total de hidrocarburos del país y las exportaciones de crudo alcanzan niveles que no se veían en décadas.
Ese salto tuvo impacto directo en la balanza comercial del país, que pasó de un déficit energético de 7.000 millones de dólares en 2013 a proyectar un superávit de 7.200 millones este año, con la perspectiva de alcanzar 30.000 millones de dólares anuales hacia 2030.
Vaca Muerta ya no es solo un recurso: es una política macroeconómica en sí misma. Si algo destaco del crecimiento de Vaca Muerta, fue la construcción colectiva. Operadoras argentinas e internacionales, independientes, empresas de servicios, Pymes, trabajadores, gobiernos provinciales y nacionales, sindicatos y vecinos. Cada uno aportó desde su lugar.
Hoy el país tiene una de ruta clara: sabemos cómo desarrollar Vaca Muerta, cómo operar con eficiencia y cómo escalar producción con estándares de clase mundial. Pero aún hay mucho por hacer.
El COO de Vista puso de manifiesto los avances que se consiguieron en Vaca Muerta.
La Argentina hoy opera con alrededor de 40 equipos de perforación; Estados Unidos, aún en un ciclo más maduro, tiene más de diez veces ese número.
Para sostener el crecimiento y convertir a Vaca Muerta en un polo definitivamente exportador, necesitamos atraer más jugadores para generar una mayor escala productiva y competitividad. La cuenca tiene espacio para múltiples modelos operativos que aporten diversidad, eficiencia y flexibilidad.
El aporte de Vista en este ecosistema fue desarrollar un modelo pensado específicamente para esta etapa de Vaca Muerta: un modelo joven, ágil, eficiente e innovador, con una cultura que alinea a toda la organización detrás de la creación de valor y la excelencia operativa.
Vista nació hace siete años como un proyecto en blanco y hoy es la compañía independiente más grande del país y el mayor productor de petróleo. Pero lo que explica esa evolución no es el tamaño, sino la cultura. En Vista, nuestros equipos trabajan con una mentalidad de fundador: se sienten dueños de la compañía y de cada proyecto, y ese sentido profundo de ownership es el que impulsa nuestro compromiso por la excelencia.
Esa lógica nos permitió estar entre los primeros en electrificar equipos de perforación y estaciones compresoras, en exportar crudo de Vaca Muerta en plena pandemia, en innovar con tecnologías de producción y en reducir complejidades operativas.
El dato
40 perforadores
Hay en Vaca Muerta, mientras en Estados Unidos son cerca de 400, 10 veces más.
Ese diseño nos hace resilientes en escenarios volátiles y nos permite adaptarnos rápido a la demanda global. Contar con un proyecto de ciclo corto (perforar, completar y conectar un pad de cuatro pozos toma 120 días) como Vaca Muerta es una ventaja estratégica para la Argentina.
En un mundo donde la inversión global en upstream fue insuficiente durante la última década, donde la demanda seguirá creciendo en mercados emergentes y donde la geopolítica agrega volatilidad, tener un recurso de calidad, con costos competitivos y capacidad de acelerar o frenar actividad en cuestión de meses, es un diferencial que pocos países tienen.Vaca Muerta es uno de ellos.
La industria está frente a una oportunidad extraordinaria. Hay apetito internacional por operar en nuevos plays no convencionales. Compañías de Medio Oriente que avanzan fuerte con desarrollos de shale gas, o las norteamericanas, con know-how y capital, van a empezar a buscar nuevos horizontes productivos a medida que su producción madure. Vaca Muerta puede hacer de Argentina un protagonista de la industria global.
Además, el crecimiento de Vaca Muerta está generando una transformación decisiva y fundamental: la construcción de un nuevo ecosistema de talento joven en la cuenca.
Vaca Muerta despierta el interés de empresas de todo el mundo.
Este desarrollo ya no convoca únicamente a ingenieros, geólogos o especialistas técnicos. También abre oportunidades reales para profesionales de finanzas, datos, tecnología, comunicación, recursos humanos, diseño, logística y servicios, así como para nuevos emprendimientos gastronómicos y proyectos vinculados al desarrollo urbano que hoy comienza a expandirse alrededor de la industria.
Vaca Muerta no es solo un motor de producción; es un entorno donde una nueva generación puede construir trayectoria, emprender, progresar profesionalmente y desarrollar un proyecto de vida. Ese costado, el del arraigo, el crecimiento personal y la creación de comunidad, también es parte del valor que brinda nuestro sector.
La responsabilidad es de todos. Los operadores, grandes y pequeños; el sector público; las empresas de servicio; la sociedad; y quienes trabajamos a diario en esta industria.
Vaca Muerta ya demostró que puede cambiar la matriz energética y macroeconómica de un país. La pregunta ahora es si estamos dispuestos a llevar ese impacto a la escala que el país se merece. Desde Vista, seguiremos apostando al desarrollo del shale con un modelo operativo basado en talento, innovación, eficiencia y seguridad. Un modelo que nació diseñado para Vaca Muerta.
Argentina acaba de consolidar uno de los acuerdos energéticos más relevantes de los últimos años con Chile. YPF informó a la Comisión Nacional de Valores (CNV) que cerró un contrato de exportación de petróleo con la Empresa Nacional del Petróleo de Chile (ENAP) que se extenderá hasta 2033 y que contempla el envío de 70.000 barriles diarios de crudo, provenientes en su mayoría de Vaca Muerta.
Del total comprometido, 32.000 barriles diarios serán aportados por YPF, lo que representa el 45,45% del volumen total del acuerdo, mientras que el resto será cubierto por Vista Energy, Shell y Equinor. Las exportaciones se realizarán a través del Oleoducto Trasandino (Otasa), una infraestructura estratégica que vuelve a posicionarse como uno de los principales corredores energéticos regionales.
Según el comunicado presentado por YPF ante la CNV, el contrato prevé el suministro de petróleo no convencional en un esquema de largo plazo, algo poco habitual en un sector históricamente atravesado por la volatilidad local y externa.
Producción récord, incluso con precios en baja
El acuerdo se da en un contexto de fuerte crecimiento productivo. En octubre, Argentina alcanzó una producción de 859.500 barriles diarios, superando el récord de 1998, cuando se había llegado a 847.000 barriles. Este salto se produjo a pesar de un escenario internacional adverso, con una caída del 14% interanual en el precio del Brent durante 2025, que pasó de US$76 a US$63 por barril.
Del total producido, el país exporta actualmente el 18%, es decir, unos 154.710 barriles diarios. El liderazgo del sector está concentrado en pocas manos: YPF aporta el 46% de la producción, seguida por Pan American Energy (13%), Vista Energy (9%), Pluspetrol (5%), Shell (4%) y Chevron (3%), según el último informe del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG).
El crecimiento se explica casi exclusivamente por Vaca Muerta, cuya producción no convencional crece a un ritmo del 30% interanual, mientras que la producción convencional del resto de las cuencas cae un 7%. Hoy, la cuenca neuquina aporta el 60% del petróleo del país, con más de 515.000 barriles diarios, y explica el 76% de la producción nacional total.
Infraestructura, costos y los “dolores del crecimiento”
Uno de los factores claves que permitió este salto exportador fue la ampliación del sistema de transporte. El oleoducto Oldelval duplicó su capacidad, pasando de 225.000 a 540.000 barriles diarios, lo que destrabó uno de los principales cuellos de botella logísticos del sector y redujo costos de traslado hacia los puertos de salida.
Sin embargo, el horizonte de crecimiento también expone las tensiones estructurales. De cara a 2030, el sector proyecta alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios, con 1 millón destinado a la exportación, pero para eso deberá enfrentar lo que en el propio Gobierno definen como “cuellos de botella positivos”: falta de empresas de servicios, costos elevados y una infraestructura vial claramente insuficiente.
Hoy, perforar un pozo en Argentina cuesta un 40% más en dólares que en Estados Unidos, un dato que pone en evidencia que la competitividad de Vaca Muerta todavía depende tanto del subsuelo como de la superficie.
El trasfondo internacional: petróleo abundante y presión sobre los precios
Este acuerdo con Chile se firma además en un contexto internacional de sobreoferta de crudo, con Estados Unidos, Brasil, Guyana y la propia Argentina incrementando producción fuera de la órbita de la OPEP+. La combinación de inventarios elevados, crecimiento moderado de la demanda y tensiones geopolíticas contenidas mantiene los precios bajo presión.
En ese escenario, asegurar mercados estables de largo plazo, como el que ahora se consolida con Chile, resulta clave para darle previsibilidad a una industria que invierte con horizontes de décadas, pero que vende su producción en un mercado global cada vez más incierto.
La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta. El hito celebrado por ambas naciones.
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Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.
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Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.
Un contrato histórico para el abastecimiento chileno
Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.
El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.
El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.
La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.
Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.
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Chile no olvida la crisis del gas de 2004
Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.
El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.
Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.
Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.
El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.
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YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor, cerraron un acuerdo comercial masivo con ENAP.
Costos competitivos y más acuerdos en camino
Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.
El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.
Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.
El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.
La firma del mayor contrato en la historia de Enap marcó un antes y un después para las relaciones energéticas entre Chile y Argentina. El acuerdo garantiza que el 35% del crudo que consume el país trasandino provendrá de Vaca Muerta. El hito celebrado por ambas naciones.
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Julio Friedmann, CEO de la estatal chilena, viajó especialmente para cerrar el entendimiento con YPF, Vista Energy, Shell Argentina y Equinor. En diálogo con La Tercera, el ejecutivo no solo destacó el impacto económico y logístico del convenio, sino que anticipó un panorama con más contratos futuros entre Enap y las operadoras del shale argentino.
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Asimismo, el ejecutivo subrayó que Chile todavía no olvida la crisis del gas de 2004. Para Friedmann, ese antecedente sigue condicionando cualquier decisión estratégica y obliga a mantener un plan B que garantice abastecimiento incluso ante interrupciones imprevistas.
Un contrato histórico para el abastecimiento chileno
Friedmann recordó que, hasta ahora, todo el crudo procesado en Chile llegaba por barco desde Brasil, Ecuador o Estados Unidos. Dependían de licitaciones internacionales, de los tiempos de cada proveedor y del costo logístico de mover cargamentos completos hasta los terminales de Quintero y San Vicente.
El esquema cambiará de raíz. El nuevo contrato permitirá que unos 70 mil barriles diarios lleguen directamente desde Vaca Muerta por el Oleoducto Trasandino, que conecta Neuquén con la refinería de Enap en Biobío. Esa cifra equivale al 35% del consumo anual de la empresa, un volumen sin precedentes en la historia energética chilena.
El CEO explicó que la referencia de precios será el marcador internacional de Puerto Rosales, al que se sumarán ajustes logísticos y de calidad. De esta manera, la empresa accede a valores transparentes que ya no dependen del mercado spot, como ocurrió en los últimos meses.
La rehabilitación del oleoducto fue clave. Luego de 17 años de inactividad, su puesta a punto demandó dos años de trabajo y permitió iniciar pruebas con un 5% del abastecimiento antes de avanzar al 35% actual. Con el contrato firmado, el ahorro proyectado es de un dólar por barril, lo que equivale a unos 70 millones de dólares anuales.
Para una compañía que atravesó largos períodos de pérdidas, es un impacto significativo. Friedmann subrayó que Enap enfrenta costos crecientes en servicios, mantenimiento y mano de obra, por lo que contar con un volumen estable y más económico representa un alivio financiero estratégico.
Chile no olvida la crisis del gas de 2004
Cuando se le preguntó por el futuro, Friedmann fue claro: este contrato es solo el primero. Vaca Muerta continúa expandiéndose y nuevas empresas se suman a su desarrollo. El directivo sostuvo que las cuatro operadoras actuales podrían incluso aumentar su producción y ofrecer más crudo en los próximos años.
El CEO aseguró que Enap está abierta a avanzar con nuevos contratos si las condiciones se mantienen estables y ponderó que Argentina tiene capacidad para convertirse en un proveedor clave del Cono Sur durante las próximas décadas.
Sin embargo, la memoria energética chilena tiene cicatrices profundas. Friedmann mencionó, sin rodeos, la crisis del gas de 2004, cuando Argentina interrumpió abruptamente los envíos a Chile tras declarar una “fuerza mayor” que él califica como injustificada. Aunque el país disponía de gas, priorizó el abastecimiento de Buenos Aires ante temores sociales y políticos.
Ese antecedente condiciona cualquier negociación actual. “Hemos aprendido de la historia”, remarcó. Por eso diseñaron un plan de contingencia que permite a Chile volver a la importación marítima inmediata en caso de un corte sorpresivo. También construyeron dos estanques de 50 mil metros cúbicos que fortalecen la capacidad de almacenamiento y brindan mayor resiliencia ante imprevistos.
El contrato, además, está firmado bajo ley de Nueva York y contempla multas por incumplimiento por parte de las compañías argentinas. Friedmann enfatizó que, a diferencia del gasoducto en 2004, la figura de “fuerza mayor política” está expresamente incluida como causal de incumplimiento, lo que obliga a los cargadores a mantener el flujo salvo circunstancias extremas y verificables.
Costos competitivos y más acuerdos en camino
Para Enap, el acuerdo no solo significa ahorro y estabilidad, sino también una apuesta estratégica a la integración energética entre ambos países. Friedmann remarcó que Vaca Muerta ofrece crudos de alta calidad, volumen disponible y costos competitivos que permiten planificar a largo plazo.
El ejecutivo reconoció que el abastecimiento internacional por barco seguirá siendo una pata importante del esquema chileno, pero destacó que la diversificación es la mejor herramienta para evitar crisis como la de hace dos décadas. Con Vaca Muerta, Chile suma una fuente cercana, confiable y con un oleoducto operativo que reduce riesgos logísticos.
Sobre los próximos pasos, explicó que Enap mantendrá conversaciones permanentes con nuevas operadoras. Su expectativa es que la integración energética continúe creciendo, siempre bajo marcos contractuales sólidos y con garantías suficientes para ambos lados de la cordillera.
El acuerdo actual, dijo, marca solo el comienzo de una nueva etapa. “Este es el primer contrato”, insistió, dejando claro que Enap ya mira hacia los próximos desarrollos que pueda ofrecer el shale argentino.
La segunda cuota del aguinaldo llega cada diciembre como un alivio para trabajadores y jubilados, pero también como una oportunidad para reforzar el ahorro y planificar el año próximo. En un cierre de 2025 con mayor estabilidad financiera y menos restricciones cambiarias, los especialistas coinciden en que este es un buen momento para evaluar opciones más variadas que la simple compra de dólares.
Como es habitual, el dólar sigue siendo el refugio preferido, ya sea a través de bancos o del mercado MEP. Ambas vías son legales y no tienen límites de monto, aunque existe la restricción combinada: quien compra en bancos no puede operar MEP durante 90 días. Sin embargo, analistas de Cocos Capital, Banza-Adcap e Invertir Online remarcan que el escenario actual permite ampliar estrategias y buscar instrumentos que generen rendimiento extra.
Para los perfiles más conservadores, la recomendación principal es dolarizarse a través de herramientas estables y de bajo riesgo. En este grupo se destacan los fondos comunes de inversión en dólares respaldados por obligaciones negociables de empresas sólidas, así como títulos corporativos de compañías energéticas como Pampa Energía o Tecpetrol. También algunos cedears defensivos, como Coca-Cola, aparecen como una opción segura para preservar valor sin exponerse a la volatilidad.
Quienes tienen un perfil moderado pueden apuntar a una combinación equilibrada entre pesos, dólares y acciones. En este caso, los FCI con estrategias de carry en pesos —que buscan rendir por encima de la devaluación— tuvieron buen desempeño y se presentan como un complemento atractivo. A esto se suma la exposición parcial a bonos corporativos y a cedears de compañías de gran estabilidad internacional, lo que permite mejorar rendimientos sin asumir riesgos excesivos.
Por su parte, los inversores agresivos suelen orientar el aguinaldo hacia instrumentos con mayor potencial de crecimiento. Aquí aparecen los fondos de acciones argentinas, las obligaciones negociables de largo plazo en dólares y, sobre todo, los cedears de empresas globales de alto dinamismo como Meta, Spotify, Berkshire Hathaway o ETF que siguen índices internacionales. También destacan acciones locales vinculadas al sector energético, como Vista Energy, que en los últimos meses mostró un fuerte incremento en ingresos y proyecciones.
Además de estas alternativas, los fondos comunes de inversión continúan ganando terreno entre quienes buscan simplicidad y diversificación. Permiten ingresar con montos bajos, operar desde el celular y retirar el dinero cuando sea necesario, lo que los convierte en una herramienta flexible para quienes reciben el aguinaldo y quieren que ese ingreso extra rinda sin complicaciones.
En un contexto de mayor previsibilidad, el aguinaldo vuelve a posicionarse no solo como un respiro para fin de año, sino también como una oportunidad para fortalecer las finanzas personales según los objetivos, expectativas y nivel de riesgo de cada ahorrista.
