El 2025 consolidó una idea que ya venía asomando: Vaca Muerta dejó de discutirse únicamente en términos de pozos y productividad, y pasó a depender cada vez más de la capacidad del sistema para mover moléculas y barriles hacia mercados. Con récords de producción y una actividad operativa en máximos históricos, el año termina con obras de infraestructura exportadora de petróleo en marcha y con la mirada de mediano y largo plazo puesta en los acuerdos para el próximo salto exportador: el gas natural licuado (GNL) como una clave del futuro económico de Neuquén y Argentina.
El capítulo más determinante fue la infraestructura para destrabar la evacuación de crudo. Las definiciones alrededor de la traza exportadora, incluyendo el rol del VMOS, concentraron decisiones técnicas y de cronograma.
En ese contexto, la expansión del sistema de Oldelval (Oleoductos del Valle) marcó parte del ritmo del año y reconfiguró el mapa del transporte. Se trata de tuberías que canalizan buena parte del shale oil (petróleo no convencional) rumbo a la provincia de Buenos Aires y a exportación desde la costa de Bahía Blanca. La alta ocupación de capacidad puso en primer plano el uso intensivo de Duplicar+, la obra de ampliación de ese sistema inaugurada en abril pasado. Pero 2025 también instaló la siguiente etapa: el lanzamiento y avance administrativo-ambiental de Duplicar Norte, obra adjudicada y con hitos regulatorios, diseñada para acompañar nuevas áreas y evitar cuellos de botella entre Neuquén y Río Negro.
Récords y exportaciones
El año estuvo atravesado por marcas históricas. Neuquén alcanzó nuevos picos en la producción de petróleo —por ejemplo, 590.339 bpd en noviembre—, con el mejor registro de toda la historia, y venía de récords previos como el de septiembre (566.966 bpd), confirmando que el crecimiento se sostiene por el rol del no convencional (67% del crudo producido en Argentina). Ese empuje reconfiguró registros nacionales y trasladó presión a servicios, logística e industria asociada.
En gas, 2025 revalidó el frente exportador regional. PAE volvió a colocar gas en Uruguay vía Gasoducto Cruz del Sur con destino a generación eléctrica, abriendo un camino posible para los volúmenes de Neuquén, a la espera de la consolidación del frente brasileño, y de la aspiración de máxima el plan LNG Argentina. Acerca del mercado regional, también cabe destacar las exportaciones a brasil en el comienzo del año, una opción para colocar excedentes que no tienen clientes en el mercado doméstico en el momento de menor consumo en Argentina.
En el plano interno, la ampliación de capacidad desde la cuenca impactó en un dato central del año: menos importaciones de gas y GNL por mayor oferta y transporte desde Vaca Muerta.
El plan LNG Argentina
El gran ordenador estratégico fue Argentina LNG. Primero, con el plan de Southern Energy, que incluirá dos barcazas de licuefacción en la Costa de Río Negro. Esta etapa del plan exportador del gas ya garantiza colocaciones por ocho años de gas en Alemania, una vez que empiece a funcionar el dispositivo de procesamiento de gas, a fines del 2027.
En el otro entramado de empresas con objetivo GNL, durante 2025 se formalizaron pasos societarios y acuerdos preliminares para una primera fase de 12 millones de toneladas por año (MTPA) que se producirán con dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), con opción de escalar (incluida la discusión de un adicional de 6 MTPA). Un cuarto actor podría sumarse a este tramo del plan, encabezado por YPF, Eni y ADNOC.
La hoja de ruta explicitó la magnitud del desafío: inversión en upstream (perforación), más capacidad de gasoductos (y oleoductos asociados, según el esquema de desarrollo) e infraestructura portuaria para sostener un “súper ciclo” exportador.
El termómetro operativo del shale fue el boom de fracturas. Más allá de los barriles, 2025 registró picos históricos y una dinámica de “serrucho” mes a mes, pero con un acumulado que consolida un récord anual. Esa métrica anticipa producción futura y expone el límite real: disponibilidad de sets, arena y logística.
El acuerdo petrolero con Chile
El año también dejó señales comerciales relevantes: acuerdos de exportación de shale oil de largo plazo (incluido el corredor Chile) que refuerzan la lógica de Vaca Muerta como plataforma exportadora, no solo como sustitución de importaciones.
En paralelo, la agenda sumó señales de inversión y marco de incentivos. La llegada de nuevos jugadores —como Continental Resources— elevó la competencia técnica y financiera en la ventana oil. Y el Gobierno anunció la aplicación del RIGI al upstream incremental de petróleo y gas, en un contexto donde acceso a capital y precio internacional pasan a ser variables decisivas para sostener ritmo y escala.
Por último, un factor clave: hubo estabilidad política local y baja conflictividad. El entramado de pymes tuvo un arranque del año muy auspicioso, que se encontró con límites a la espera de las obras de infraestructura de exportación de mediados del próximo año.
El balance del 2025 mostró a Vaca Muerta creciendo como nunca antes lo había hecho y delineando la hoja de ruta de corto y mediano plazo para otros posibles saltos de producción.
