NeuquenNewsArgentina comienza a ingresar en una etapa diferente de su historia petrolera. Ya no se trata solamente de haber recuperado capacidad para abastecer una parte creciente de su demanda interna o de reducir importaciones energéticas: el aumento sostenido de la producción está generando excedentes exportables de una magnitud que pocos años atrás parecían lejanos.
Durante septiembre de 2026, el país exportó aproximadamente 12,6 millones de barriles de petróleo crudo, equivalentes a un promedio de 421.000 barriles diarios, según el nuevo Sistema de Mediciones de Petróleo y Gas de la Secretaría de Energía. Se trata del mayor volumen mensual desde el inicio de la serie publicada por el organismo y de información operativa preliminar que posteriormente se consolida en las estadísticas oficiales.
La cifra merece ser puesta en perspectiva. En julio, Argentina produjo 916.200 barriles diarios de petróleo. De ese total, 643.100 barriles diarios provinieron de Vaca Muerta. La formación neuquina ya explicaba así más del 70% de todo el petróleo producido en el país.
Si se utiliza esa producción como referencia de escala, los 421.000 barriles diarios exportados en septiembre equivalen aproximadamente al 46% de la producción nacional registrada en julio. No significa que Argentina haya exportado exactamente el 46% de lo producido en septiembre —porque se comparan meses diferentes—, pero permite dimensionar la velocidad que está tomando el negocio exportador.
La transformación resulta todavía más evidente cuando se mira el punto de partida. La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó que en 2023 Argentina exportaba alrededor de 99.000 barriles diarios de petróleo crudo. En septiembre de 2026, el promedio mensual superó los 421.000 barriles diarios.
No es una comparación estrictamente homogénea —un promedio anual frente a un mes récord—, pero muestra la profundidad del cambio. En apenas pocos años el sistema petrolero argentino pasó a manejar volúmenes de exportación varias veces superiores a los registrados al comienzo del despegue masivo de Vaca Muerta.
Y detrás de esa expansión aparece un producto particularmente importante.
No todos los petróleos tienen las mismas características ni el mismo valor para una refinería. El crecimiento de Vaca Muerta está aumentando principalmente la disponibilidad de Medanito, un petróleo liviano y con bajo contenido de azufre.
Según la EIA, el Medanito tiene aproximadamente 40,8 grados API y 0,15% de azufre, características que permiten clasificarlo como un crudo liviano y dulce. La agencia estadounidense calculó además que ya en 2023 representaba alrededor del 70% de las exportaciones argentinas de petróleo crudo.
La calidad importa. Los crudos livianos permiten obtener proporcionalmente una mayor cantidad de productos de alto valor comercial, mientras que su reducido contenido de azufre disminuye las necesidades de tratamiento durante la refinación. Vaca Muerta, por lo tanto, no solamente está aportando más barriles: está generando un producto con características competitivas para numerosos mercados internacionales.
Argentina también produce y exporta petróleos diferentes, como el Escalante de la Cuenca del Golfo San Jorge, de alrededor de 24,1 grados API y sensiblemente más pesado que el Medanito, aunque con un contenido de azufre relativamente bajo, cercano al 0,19%.
Esto obliga a evitar una simplificación frecuente: no existe un único “petróleo argentino”. Las características, rendimientos industriales y mercados potenciales varían según el origen del crudo.
La producción puede crecer solamente hasta donde permitan hacerlo los sistemas de tratamiento, almacenamiento y transporte. En Vaca Muerta, esa restricción se convirtió durante años en uno de los principales cuellos de botella y explica por qué buena parte de las inversiones actuales ya no está exclusivamente bajo tierra.
La primera gran ampliación reciente fue Duplicar Plus, de Oldelval. El proyecto amplió el sistema entre Allen y Puerto Rosales mediante nuevos ductos, repotenciación de estaciones de bombeo y nuevas instalaciones terminales. La compañía informa actualmente una capacidad del orden de 540.940 barriles diarios y calcula que la expansión permite sumar capacidad equivalente a aproximadamente 300.000 barriles diarios de exportación.
Pero el crecimiento de la producción obliga a seguir avanzando.
En marzo de 2026 comenzó formalmente la etapa constructiva de Duplicar Norte, un nuevo oleoducto de 207 kilómetros y 24 pulgadas entre Auca Mahuida, en Neuquén, y Allen, en Río Negro. En septiembre Oldelval completó la soldadura de la línea regular a lo largo de toda la traza.
La obra apunta a incorporar alrededor de 220.000 barriles diarios en su primera etapa, con posteriores expansiones previstas hasta capacidades cercanas a 500.000 barriles por día.
Duplicar Norte tiene especial importancia porque permite incorporar al sistema exportador la producción creciente del norte de Vaca Muerta. En otras palabras, el mapa productivo se está ampliando al mismo tiempo que se amplía el mapa de los ductos.
El segundo gran eje es Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), concebido específicamente para conectar la Cuenca Neuquina con una terminal marítima de gran escala en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías.
El cronograma actual del proyecto contempla una primera capacidad de alrededor de 190.000 barriles diarios, una segunda etapa de aproximadamente 390.000 barriles diarios hacia mediados de 2027 y posteriores ampliaciones hasta 550.000 barriles diarios. El diseño contempla además posibilidades de expansión que podrían llevar el sistema hasta aproximadamente 690.000 barriles por día.
La importancia de esta obra no radica solamente en sumar otro ducto. VMOS crea una ruta específicamente diseñada para exportar grandes volúmenes de Vaca Muerta sin depender exclusivamente del corredor hacia Puerto Rosales.
Cuando el sistema alcance sus etapas superiores, una única vía de evacuación podrá manejar un volumen comparable —o incluso superior— a todo el petróleo que actualmente exporta Argentina.
Ese dato permite dimensionar el cambio que está en marcha.
La geografía exportadora también está cambiando. Puerto Rosales se consolidó como punto fundamental para los embarques provenientes del sistema Oldelval, mientras Punta Colorada está siendo preparada como la futura gran terminal marítima asociada a VMOS.
El resultado será una Cuenca Neuquina conectada con dos corredores atlánticos de gran capacidad y, simultáneamente, con Chile a través del Oleoducto Trasandino, reactivado en 2023 después de 17 años sin operar.
Esto mejora algo más que la capacidad física. Tener diferentes rutas de salida reduce riesgos operativos, genera alternativas logísticas y permite negociar el petróleo argentino con un universo mayor de compradores.
La EIA identificaba en 2023 a Estados Unidos como el principal destino del crudo argentino, con 36,5% del total, seguido por Brasil con 22% y Chile con 20,2%.
Los mercados podrán modificarse a medida que aumenten los volúmenes. La infraestructura permite precisamente eso: dejar de pensar la exportación como colocación circunstancial de excedentes y comenzar a desarrollar contratos, rutas marítimas y mercados de largo plazo.
Aunque el récord de septiembre corresponde al petróleo, la misma lógica se está extendiendo al gas.
La ampliación del Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno, adjudicada en octubre de 2025 y con nuevas definiciones regulatorias e inversiones durante 2026, permitirá incorporar 14 millones de metros cúbicos diarios adicionales, llevando la capacidad desde alrededor de 21 hasta 35 millones de metros cúbicos por día. El proyecto incluye nuevos tramos, plantas compresoras y obras complementarias.
Este gas adicional tiene inicialmente una fuerte función doméstica: sustituir importaciones y abastecer los grandes centros de consumo. Pero cada ampliación del transporte interno libera también capacidad productiva y crea condiciones para sostener una futura plataforma exportadora.
Más directamente vinculado al mercado internacional está el San Matías Pipeline, gasoducto dedicado al proyecto de GNL de Southern Energy. Tendrá aproximadamente 472 kilómetros, 36 pulgadas de diámetro y una capacidad proyectada de 27 millones de metros cúbicos diarios entre Tratayén y la costa de Río Negro.
La construcción comenzó en agosto de 2026 y el sistema será el vínculo entre Vaca Muerta y los buques de licuefacción previstos en el Golfo San Matías.
Southern Energy proyecta instalar dos unidades flotantes de licuefacción. La primera, Hilli Episeyo, está prevista para comenzar a operar en 2027 y la segunda posteriormente. En conjunto alcanzarían una producción del orden de 6 millones de toneladas anuales de GNL.
A otra escala aparece Argentina LNG, impulsado por YPF junto con Eni y XRG. El proyecto fue concebido como una cadena integrada desde la producción en Vaca Muerta hasta la exportación de gas natural licuado.
En Neuquén avanzó durante 2026 la evaluación ambiental de una Planta Integrada de Tratamiento de Gas Natural en Meseta Buena Esperanza. El proyecto contempla instalaciones para acondicionar el gas antes de su transporte hacia Río Negro, además de infraestructura asociada y captación de agua.
El 13 de octubre la Provincia publicó además los estudios ambientales correspondientes al gasoducto y al poliducto Neuquén-Río Negro del proyecto Argentina LNG. Ambos están diseñados para transportar gas natural y condensados desde la planta de tratamiento hasta las futuras instalaciones vinculadas al proyecto en Río Negro.
El esquema integrado contempla finalmente plantas de tratamiento, gasoductos, transporte de líquidos y unidades flotantes de licuefacción. YPF, Eni y XRG plantean una capacidad inicial conjunta del orden de 12 millones de toneladas anuales de GNL para las primeras unidades proyectadas.
Esto muestra que el concepto de “exportar Vaca Muerta” empieza a significar mucho más que construir pozos.
Implica plantas de tratamiento, oleoductos, gasoductos, poliductos, estaciones compresoras, sistemas de almacenamiento, terminales marítimas y buques especializados.
La expansión requiere además instalaciones intermedias que muchas veces reciben menos atención pública que los grandes ductos.
Durante 2026 avanzaron en Neuquén proyectos para nuevas plantas de tratamiento de crudo y plantas compresoras en bloques como La Escalonada y Bajo del Toro Norte. Allí se concentran los fluidos provenientes de los pozos, se separan petróleo, gas y agua y se acondicionan los hidrocarburos antes de enviarlos hacia los sistemas troncales.
Estas instalaciones son fundamentales porque el aumento de producción no puede simplemente descargarse en un oleoducto. El crudo debe cumplir determinadas especificaciones antes del transporte; el gas debe acondicionarse y comprimirse; y el agua y los residuos asociados a cada etapa deben ser separados y gestionados.
Por eso el crecimiento real de Vaca Muerta debe medirse no solamente por cantidad de pozos o etapas de fractura, sino por la construcción de toda la infraestructura que existe entre el reservorio y el buque exportador.
El salto físico en barriles tiene una expresión concreta en dólares.
Según el INDEC, durante 2025 Argentina exportó US$6.717 millones específicamente en aceites crudos de petróleo, con un crecimiento interanual del 22,6%.
El dato debe distinguirse de los US$11.772 millones correspondientes al conjunto del complejo petrolero-petroquímico, que incluye además combustibles procesados, gas y productos petroquímicos.
La expansión de los volúmenes durante 2026 permite anticipar que el petróleo tendrá un peso creciente dentro de la balanza comercial argentina.
Pero el verdadero salto ocurrirá si el crecimiento de la producción logra combinarse con las obras de evacuación que hoy están en construcción.
Vaca Muerta dispone de una enorme base de recursos.
Un estudio realizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas a pedido de la Secretaría de Energía estimó 30.170 millones de barriles de petróleo técnicamente recuperables, un 89% más que la estimación realizada en 2013.
No son reservas probadas y no significa que esos barriles puedan extraerse automáticamente. Su desarrollo dependerá de precios, inversiones, productividad, tecnología y condiciones económicas.
Pero el interrogante central ya cambió.
Durante muchos años se preguntó si Argentina podría producir comercialmente el shale de Vaca Muerta. Luego se discutió si podría alcanzar niveles suficientes para recuperar el autoabastecimiento.
Ahora la pregunta comienza a ser otra: ¿hasta dónde puede crecer una cuenca que necesita colocar cada vez más barriles y moléculas fuera del mercado argentino?
La infraestructura que está siendo construida responde precisamente a esa pregunta.
Pero existe una segunda pregunta que será inevitable si Vaca Muerta pretende alcanzar escala internacional: ¿puede la gestión ambiental crecer a la misma velocidad que la producción?
Cada aumento del número de pozos, de las etapas de fractura y de los volúmenes extraídos significa también más demanda de agua, mayores cantidades de agua de retorno y de producción, más lodos, recortes de perforación y otros residuos especiales.
Ese crecimiento obliga a abandonar una lógica en la que la cuestión ambiental aparece después de que aumenta la producción. La infraestructura ambiental debe formar parte del mismo planeamiento con el que se diseñan oleoductos y plantas.
Neuquén comenzó durante 2026 a introducir incentivos económicos para reducir la presión sobre el recurso hídrico. En junio, la Provincia aumentó progresivamente el canon aplicado al agua utilizada en perforaciones no convencionales con el objetivo explícito de promover la reutilización y recirculación, en un contexto de emergencia hídrica.
La propia normativa provincial reconoce que existen tecnologías capaces de recuperar, tratar y reutilizar fluidos utilizados por la industria.
El problema no se limita al volumen de agua dulce captada de ríos y lagos.
Una industria que aspira a producir más de un millón de barriles diarios necesita desarrollar a la misma escala sistemas de tratamiento, recuperación y reutilización del agua industrial, además de sistemas de monitoreo capaces de asegurar qué ocurre con los fluidos que finalmente son reinyectados en pozos habilitados para disposición.
El objetivo debería ser cada vez más claro: usar menos agua fresca por barril producido y reutilizar una proporción creciente de los fluidos generados por la propia operación.
El segundo gran desafío ambiental son los residuos.
Neuquén tiene normativa específica para residuos especiales provenientes de la actividad hidrocarburífera y utiliza un sistema de manifiestos electrónicos para documentar su generación, transporte, tratamiento y disposición final.
Pero una parte del esquema continúa dependiendo del traslado de residuos hacia plantas tratadoras y, finalmente, hacia rellenos de seguridad.
El caso COMARSA muestra que el problema no es teórico. En agosto de 2026, la Justicia neuquina elevó a juicio una causa vinculada con el acopio de residuos petroleros contaminados sin tratar.
Paralelamente, la Provincia viene supervisando el traslado de materiales almacenados en el antiguo predio hacia instalaciones habilitadas para su tratamiento en Añelo y su posterior disposición final bajo control ambiental.
Pero transportar residuos de un lugar a otro y confinarlos en rellenos de seguridad no puede ser el horizonte final de una industria que pretende multiplicar su escala.
La discusión que viene será cómo reducir la generación, separar materiales en origen, recuperar hidrocarburos, tratar residuos y valorizar una proporción cada vez mayor, disminuyendo aquello que termina enterrado.
Hay algunos movimientos en esa dirección. YPF presentó en La Amarga Chica un proyecto para una Planta de Tratamiento Integral de Residuos destinada a residuos especiales generados durante perforación, terminación y producción.
El proyecto contempla separación, tratamientos térmicos, biológicos y fisicoquímicos y plantea explícitamente reducir el volumen enviado a disposición final y fomentar la recuperación y reutilización de subproductos.
Ese concepto probablemente tendrá que convertirse en norma y no en excepción.
Los 421.000 barriles diarios exportados en septiembre muestran hasta dónde llegó Vaca Muerta.
Las obras que actualmente atraviesan Neuquén y Río Negro muestran hacia dónde pretende ir.
Nuevos oleoductos permitirán transportar cientos de miles de barriles adicionales. Nuevos gasoductos llevarán decenas de millones de metros cúbicos de gas hacia el mercado interno y hacia terminales de GNL. Se proyectan plantas de tratamiento, estaciones compresoras, terminales marítimas, sistemas de almacenamiento y una infraestructura energética de una dimensión que la Patagonia nunca tuvo.
Ese proceso puede convertirse en una oportunidad extraordinaria para Argentina.
Pero hay una condición.
Si se pretende producir y exportar con estándares internacionales, la escala ambiental tendrá que crecer junto con la escala productiva.
No alcanzará con medir cuántos barriles salen por Puerto Rosales o Punta Colorada. También habrá que medir cuánta agua dulce necesita cada barril, qué porcentaje del agua industrial vuelve a utilizarse, cuánto residuo se genera por pozo, cuánto se recupera y cuánto termina finalmente en un relleno de seguridad.
Vaca Muerta está demostrando que puede producir petróleo a escala global.
El próximo desafío es demostrar que también puede transportarlo, exportarlo y gestionar sus impactos ambientales a esa misma escala.
Porque si Argentina pretende transformar este recurso en una política energética de varias décadas, el éxito no podrá medirse solamente en barriles y dólares.
También tendrá que medirse en agua recuperada, residuos tratados, pasivos evitados y territorio protegido.
