La cuenca neuquina ha dejado de ser únicamente el recurso geológico que modificó la ecuación energética de Argentina para convertirse en el motor de la mayor ola de infraestructura privada que el país ha atravesado en décadas. Actualmente, Vaca Muerta es responsable del 67% de la producción de petróleo y del 60% de la de gas natural a nivel nacional, alcanzando volúmenes de 900.000 barriles diarios y 160 millones de metros cúbicos por día, respectivamente. Las proyecciones de la industria apuntan a alcanzar el millón de barriles hacia finales de este año y llegar a los 1,5 millones para el año 2030.
Desde el punto de vista económico, el impacto es directo sobre la entrada de divisas. Dado que el consumo interno de nafta y gasoil se sitúa en torno a los 540.000 barriles diarios, todo el excedente de la producción se destina a la exportación. Según los cálculos, si se cumple la proyección para 2030, la industria podría generar ingresos anuales de al menos US$21.600 millones, considerando un precio promedio de US$60 por barril.
Además de los ingresos por ventas externas, el país busca reducir la presión sobre las reservas del Banco Central. La ampliación de la capacidad de los gasoductos permitirá disminuir la dependencia de las importaciones de gas natural licuado (GNL) durante los periodos invernales, un gasto que ha sido una fuente constante de tensión financiera en los últimos años.
Para concretar este potencial, resulta indispensable resolver el cuello de botella logístico mediante la construcción de ductos que transporten el crudo y el gas desde Neuquén hacia los puertos y centros de consumo. En este sentido, se están ejecutando media docena de obras simultáneas.
Una de las piezas centrales es el oleoducto VMOS (Vaca Muerta Oleoducto Sur). Esta obra, con una inversión de US$3.000 millones y una extensión de casi 600 kilómetros, conectará la zona productiva neuquina con una terminal de exportación en la costa atlántica de Río Negro. El proyecto cuenta con el liderazgo de YPF, Pluspetrol, Pan American Energy (PAE), Pampa Energía, Vista, Chevron, Shell y Tecpetrol. Se estima que permitirá exportar hasta 550.000 barriles diarios, con una capacidad escalable hasta los 700.000.
La ubicación de la terminal en Río Negro es estratégica debido a la profundidad del agua, lo que permite el ingreso de buques VLCC. Estos navíos pueden cargar unos 2 millones de barriles, reduciendo el costo del flete entre US$2 y US$3 por barril y facilitando la apertura de nuevos mercados. La construcción está distribuida entre Techint y Sacde para los tramos de ducto, AESA y OPS para las estaciones de bombeo, y la firma española Técnicas Reunidas para la terminal. Se prevé que las operaciones inicien en noviembre, aunque la primera exportación se concrete entre enero y febrero, dado que el llenado de tanques requiere 1,2 millones de barriles y un proceso de treinta días. Este proyecto sumaría cerca de US$14.000 millones anuales en exportaciones a partir de 2027.
En el área del gas, TGS avanza en la ampliación del gasoducto Perito Moreno. Con una inversión de US$700 millones, se sumarán 14 millones de m3/d de capacidad, elevando el transporte entre Vaca Muerta y Buenos Aires de 26 a 40 millones de m3/d. Estas obras, que incluyen nuevas plantas compresoras, estarían habilitadas para el invierno de 2027, permitiendo reducir la importación de GNL de 23 buques actuales a un rango de entre 10 y 11. Esto representaría un ahorro de US$700 millones en la balanza comercial y US$500 millones en las cuentas fiscales.
Asimismo, Southern Energy (SESA) —integrada por PAE, YPF, Pampa Energía, Harbour Energy y Golar— desarrolla un gasoducto de 471 kilómetros hacia el Golfo San Matías. La obra, valorada en US$1.300 millones, transportará 27 millones de m3/d. El consorcio Víctor Contreras-Sicim y la empresa OPS están a cargo de la construcción del ducto y la planta compresora, con un plazo de 24 meses para operar antes del invierno de 2028. En esta zona se instalarán dos buques de licuefacción: el Hilli Episeyo (septiembre de 2027) y el MKII (fines de 2028).
A este esquema se suma la iniciativa de YPF, Eni y XRG, que proyecta conectar la Meseta Buena Esperanza con Sierra Grande mediante dos ductos paralelos de 527 kilómetros: uno de gas de 48 pulgadas y otro de líquidos de 24 pulgadas. El proyecto, cuya decisión final de inversión se espera para fines de año o inicios de 2027, contempla dos unidades flotantes de licuefacción con capacidad conjunta de 12 millones de toneladas anuales.
Por otro lado, TGN busca resolver el abastecimiento hacia Córdoba y el norte del país con un gasoducto de 750 kilómetros entre Tratayén y La Carlota, estimado en US$2.000 a US$2.100 millones, aunque aún se encuentra en búsqueda de financiamiento. Paralelamente, TGS trabaja en la transformación de su planta de Tratayén para separar componentes líquidos del gas natural, que viajarán por un poliducto de 573 kilómetros hasta Bahía Blanca. Esta inversión de US$3.000 millones busca generar exportaciones por US$1.200 millones anuales.
Finalmente, todo este despliegue se apoya en la ampliación ya terminada de Oldelval, el oleoducto que une la cuenca neuquina con Bahía Blanca. Tras una inversión de US$1.400 millones iniciada en 2023, su capacidad aumentó de 400.000 a 540.000 barriles diarios, marcando el inicio de un sistema que busca superar la falta de infraestructura de las últimas dos décadas.
