Proyecciones privadas estiman más de 28.000 etapas de fractura en 2026, un 22% por encima de 2025 y un 57% sobre 2024. La expansión se apalanca en la obra del oleoducto Vaca Muerta Sur (VMOS), la programación del Plan Gas y el anclaje exportador del LNG. El Gobierno anticipa récords de petróleo y gas y superávit energético, pero el ritmo dependerá de los cronogramas de infraestructura, el financiamiento y reglas estables.
Las estimaciones de la Fundación Contactos Energéticos marcan que Vaca Muerta cerrará 2026 con 28.040 etapas de fractura, indicador que condensa perforación y completación, y que funciona como termómetro operativo del shale. El salto implicaría +22% interanual y +57,4% respecto de 2024. En el reparto de actividad, YPF concentraría 13.600 etapas, seguida por Vista, Pluspetrol, Tecpetrol, Pampa, Shell y PAE, entre otras operadoras. La lectura que hace el mercado es que hay “tracción” suficiente para sostener el ciclo inversor si se eliminan los cuellos logísticos y se preserva la previsibilidad regulatoria.
El primer motor de esa expansión es el VMOS: la línea troncal y su terminal en la costa rionegrina están pensadas para habilitar exportaciones crecientes de crudo. Los hitos de obra difundidos por fuentes sectoriales ubican el tramo Allen–Punta Colorada con pruebas hacia 4T26 y operación comercial plena hacia 2027, con un rango de capacidad escalable que parte en ~180.000 bpd y proyecta hasta 550.000–700.000 bpd en fases posteriores.
Financiamiento y cronograma son claves: la sociedad VMOS anunció un préstamo sindicado por USD 2.000 millones (70% del capex financiado; plazo 5 años) liderado por bancos internacionales.
El segundo sostén es el gas. Con la continuidad del Plan Gas.Ar y contratos que aseguran demanda base, el Gobierno prevé nuevos máximos de producción en el próximo invierno, tras los 157 MMm³/d alcanzados este año en temporada alta. La estrategia oficial suma señales de oferta (paridad de exportación en crudo, normalización tarifaria, reducción gradual de subsidios) y apunta a “acompañar el despegue de Vaca Muerta con seguridad jurídica”. La meta oficial: consolidar el superávit energético tras el giro de -USD 5.600 millones (2022) a +USD 5.400 millones (2024) y un saldo proyectado cercano a USD 6.000 millones en 2025.
El tercer vector es el LNG. YPF y ENI cerraron la ingeniería para un proyecto de licuefacción flotante con 12 Mt/año en su primera fase. Según las compañías, el desarrollo requerirá ~USD 25.000 millones en infraestructura y ~USD 15.000 millones en upstream, con 800 pozos nuevos y un objetivo de salida al mercado hacia finales de la década. En paralelo, YPF proyecta que el programa generará empleo y habilitará escalas de exportación relevantes; sus directivos ubicaron el vector LNG como ancla para “precios internos competitivos” y mayor productividad.
Qué mira la industria: la curva de fracturas anticipa mayor producción, pero su conversión en volúmenes exportables depende de tres condiciones. (1) Obra física: que VMOS, tanques y monoboyas cumplan cronogramas; cualquier demora desplaza barriles y caja. (2) Marco comercial: continuidad de la paridad de exportación en crudo, acceso a divisas para repago de deuda y retornos, y una señal tarifaria que sostenga Opex y Capex en midstream y power. (3) Planificación de gas: ventanas de exportación estacional a Chile/Brasil y contratos firmes de largo plazo, en tanto el LNG escala. Las proyecciones oficiales sobre récords de petróleo “en los próximos meses” y gas “en el próximo invierno” sugieren que 2026 podría operar como año bisagra entre el pico doméstico y la etapa exportadora plena.
En términos de empleo e inversión, la cartera de proyectos asociados a Vaca Muerta —VMOS en crudo y LNG en gas— configura un multiplicador sobre proveedores, logística y servicios. El caso LNG, de avanzar según plan, agrega capex multianual y mercados diversificados (UE, Asia) con contratos de plazo, mientras VMOS abre espacio para capturar primas de exportación y reducir cuellos históricos del sistema. No obstante, el timing de estas rentas depende de hitos de financiamiento, permisos y compras públicas que exceden el plano técnico.
Riesgos y sensibilidades
El precio internacional del crudo y del gas licuado, la disponibilidad de equipos (sets de fractura, arenas y logística) y la estabilidad macro (brecha cambiaria, acceso a capital, costo financiero) pueden alterar la senda. La evidencia reciente —contratos, aprobaciones y cierres financieros— apunta a que la inercia de proyectos está en marcha; el desafío será sincronizar oferta, evacuación y mercados sin desfasajes que presionen caja o inventarios.
Si las 28.000 fracturas se ejecutan en 2026 y VMOS inicia pruebas hacia 4T26 con rampa a 2027, el techo productivo del petróleo neuquino tendrá espacio para crecer con destino exportador, mientras el gas prepara su propia transición al LNG hacia el final de la década. En ese escenario, la proyección oficial de un superávit energético sostenido y el objetivo empresario de exportaciones crecientes ganarían tracción, siempre que los hitos de infraestructura y las reglas económicas se cumplan en tiempo y forma.