Vaca Muerta 2026: radiografía de una inversión récord polarizada por el crudo

La industria petrolera argentina consolida una transformación estructural sin precedentes, donde Vaca Muerta actúa como una auténtica aspiradora de capitales, que deja cada vez más postergadas al resto de las cuencas madras. Para este año, de acuerdo a los planes presentados por las compañías operadoras a la Secretaría de Energía, para 2026 se prevén inversiones por 13.890 millones de dólares (MUSD), es decir, un 13,5% por encima de 2025.

Las cifras se desprenden del último informe de la consultora Economía & Energía, que subraya que las proyecciones de inversión para 2026 en el upstream reafirman el peso de Vaca Muerta, con un fuerte sesgo hacia el desarrollo del shale oil y un sector gasífero que, pese a registrar niveles de producción históricos, se ve forzado a recalibrar sus desembolsos frente a límites de infraestructura y demanda.

El año pasado, la inversión total a nivel nacional alcanzó los 12.243 millones de dólares (MUSD). Si bien esta cifra representó una disminución del 4,6% frente a 2024, superó en 688 MUSD las previsiones originales de las operadoras. De ese total, el 69% se destinó directamente a la perforación y reparación de pozos, el corazón operativo de la industria.

Neuquén de despega

Sin embargo, el mapa federal de inversiones muestra realidades diametralmente opuestas. Entre 2016 y 2025, la Cuenca Neuquina más que duplicó su captación de capitales, al pasar de 4.182 MUSD a 10.892 MUSD. En contraste, las cuencas convencionales sufrieron un drástico retroceso: el Golfo San Jorge vio caer sus inversiones de 1.789 a 982 MUSD, y la cuenca Austral se desplomó de 461 a 251 MUSD en el mismo período.

De cara a 2026, la Secretaría de Energía recibió por parte de las compañías operadoras proyecciones de inversión por 13.890 MUSD, lo que implica un salto del 13,5% (+1.647 MUSD) respecto a 2025. Un dato clave para dimensionar este volumen: las operadoras informaron estos planes antes del estallido de la guerra en Medio Oriente, por lo que estas cifras fueron modeladas bajo un escenario de precios internacionales de la energía inferior al vigente, lo que sugiere que los desembolsos reales podrían ser aún mayores.

Fuente: Economía y Energía.

El peso del segmento no convencional es la fuerza tractora excluyente del país. En 2025, las explotaciones no convencionales demandaron 10.637 MUSD (un incremento interanual del 17%), y concentraron el 87% de las inversiones totales. Para 2026, la hegemonía será aún mayor: se prevén inversiones en no convencionales por 12.373 MUSD (+16% interanual), equivalentes al 89% del capital total del sector.

El boom del petróleo y el techo del gas

El flujo de los dólares en Vaca Muerta tiene como claro ganador al shale oil. Las inversiones en pozos de petróleo crecen de manera sostenida desde 2021, mientras que el gas natural muestra una tendencia descendente desde su pico máximo en 2023.

Para 2026, la brecha se ensancha. Las operadoras prevén destinar 7.590 MUSD a pozos de shale oil, frente a apenas 1.249 MUSD para el gas natural. La participación del crudo en las inversiones de pozos no convencionales pasó de representar el 56% en 2021, a un abrumador 85% proyectado para 2026.

El impacto en superficie de esta inyección de capital es contundente. En mayo de 2026, la producción de shale oil alcanzó el récord histórico de 623 kbbl/día, un salto interanual del 39%. Hoy, el crudo no convencional representa el 69% de toda la producción petrolera de Argentina. A pesar de estos volúmenes colosales (con el 73% de la producción concentrada en las principales áreas como Loma Campana, La Amarga Chica, Bajada del Palo y Bandurria Sur), el grado de desarrollo actual equivale a apenas el 5,1% de los recursos técnicamente recuperables.

Vaca Muerta marcó un récord histórico de fracturas en junio con 2.760 etapas.

Por el lado del gas natural, mayo de 2026 también marcó un hito con 95 MMm3/día de shale gas (+20% interanual), que explican el 61% de la matriz gasífera nacional. Este volumen se sostuvo gracias a un nivel de perforación sin precedentes: solo en mayo de 2026 se conectaron 33 pozos de gas que destrozaron el récord previo de 19 en abril de 2022. Y en los primeros cinco meses del año se sumaron 81 pozos, que duplicaron a los 41 del mismo período en 2025.

Sin embargo, el motor oculto del crecimiento gasífero es el gas asociado a la extracción de petróleo, que subió un 37% interanual al alcanzar los 28,4 MMm3/día. El 44% de este gas proviene de la ventana de Black oil (petróleo negro), un 39% del Wet gas de bajo GOR, y el 17% del Volatile oil.

Si la actividad gasífera bate récords de producción y conexión de pozos, ¿por qué caen las inversiones proyectadas para 2026 (de 1.640 MUSD en 2025 a 1.249 MUSD)? El informe de Economía & Energía identifica dos limitantes estructurales. Po un lado, la capacidad de transporte a través de los gasoductos actuales está al límite. Las inversiones de 2026 se ajustan a esta realidad, a la espera de la entrada en operación del Gasoducto Perito Moreno, prevista recién para mayo de 2027. Y por otro lado, a diferencia del petróleo, que tiene una salida exportadora más elástica, el desarrollo actual del shale gas se planifica estrictamente para cubrir la demanda interna y compensar el declino natural de los yacimientos convencionales.

El mapa por yacimiento

El liderazgo del desarrollo no convencional para 2026 recae de manera indiscutida sobre YPF, que concentrará el 45% de la inversión total. La petrolera de bandera tiene participación en cinco de las diez áreas con mayores desembolsos previstos. El ecosistema se completa con firmas de peso como Tecpetrol, que planea desembolsar el 10% del total; Pluspetrol con el 9%; Vista con el 8%, Pan American Energy (PAE) con el el 5%, entre otras.

El desglose de inversiones por área productiva ilustra perfectamente la estrategia de las operadoras: acelerador a fondo en los bloques petroleros y fuertes recortes en los yacimientos gasíferos.

El segmento del crudo acapara los mayores niveles de capital, con tres proyectos que superarán la barrera de los mil millones de dólares este año:

• Bajo del Choique – La Invernada: Se posiciona como el área con mayor inyección de capital proyectada, alcanzando los 1.132 millones de dólares.

• La Angostura Sur I: Le sigue muy de cerca con un desembolso previsto de 1.117 millones de dólares (área 100% propiedad de YPF).

• Loma Campana: El histórico bloque proyecta inversiones por 1.065 millones de dólares.

• Bandurria Sur: Tiene proyectados 933 millones de dólares para este año.

• La Amarga Chica: Prevé inversiones por 930 millones de dólares.

• Los Toldos II Este: Con un fuerte salto respecto al año anterior, recibirá 919 millones de dólares.

• Bajada del Palo: Registrará inversiones por 889 millones de dólares.

• El Trapial Este: Alcanzará desembolsos por 497 millones de dólares.

• La Angostura Sur II: Sumará 470 millones de dólares a la actividad petrolera.

Condicionados por los límites en la infraestructura de transporte y la demanda local, los bloques gasíferos muestran montos notablemente inferiores a los del petróleo, con mayoría de recortes presupuestarios:

• La Calera y Fortín de Piedra: Son los dos bloques que lideran las inversiones en gas para este año, proyectando 501 millones de dólares cada uno.

• Aguada Pichana Este: Tiene inversiones previstas por 201 millones de dólares.

• Sierra Chata: Proyecta desembolsos por 198 millones de dólares.

• Aguada Pichana Oeste: Prevé inversiones por 70 millones de dólares.

• El Mangrullo y Aguada de la Arena: Ambas áreas proyectan 57 millones de dólares cada una. Cabe destacar que Aguada de la Arena es una de las pocas áreas gasíferas que incrementó su inversión respecto al año pasado.

• Rincón del Mangrullo: Registrará desembolsos por 46 millones de dólares.

• Aguada del Chañar: Proyecta una inversión mínima de 3 millones de dólares para este año.