Cuenca Neuquina, Argentina — datos públicos de producción, transporte y exportación de petróleo

De la roca a la exportación

Un recorrido en tres actos por los datos públicos de Vaca Muerta: cuánto se produce, cuánto se transporta por ductos y cuánto, adónde y a qué valor se exporta el crudo de la cuenca. Cada cifra declara su alcance y los límites están al final, en la sección Limitaciones.

633.371
barriles / día
producción de petróleo, junio de 2026
solo no convencional
+33,0% interanual
Producción: junio de 2026, comparada con junio de 2025 (ambos solo no convencional; el convencional de 2026 no está en las fuentes cargadas). Las comparaciones entre producción y exportación cierran en diciembre de 2025 y usan la producción oficial de la cuenca.
ACTO I
Producción
De dónde sale — 3.062 pozos no convencionales con coordenadas
ACTO II
Transporte
Cuánto petróleo se mueve por los principales ductos y qué proyectos se anuncian
ACTO III
Exportación
Cuánto se exporta, adónde va, a qué precio y quién la despacha
Variación interanual de producción
+33,0%
junio de 2026 vs. junio de 2025, solo no convencional. A diciembre de 2025, con Vaca Muerta completa: +31,92%
Incidencia no convencional, 2022–2025
99,88%
del volumen de petróleo de Vaca Muerta en 2022–2025, el único período con ambos tipos observables
Exportación de crudo de la cuenca, 2025
191.506 bbl/día
promedio del año: 32,3% de la producción de la cuenca según comercio exterior (41,6% si se suman los terminales marítimos y el oleoducto a Chile) y USD 4.536 millones declarados
Concentración exportadora, 2020–2025
58,6%
las 3 mayores empresas exportadoras de crudo de la cuenca (quien exporta). Por operador de terminal de todo el país, los 3 mayores concentran 94,25%: es otra medida
Sobre el % no convencional: las fuentes cargadas no incluyen producción convencional anterior a 2022, así que el porcentaje se calcula solo sobre 2022–2025. En esos años el convencional fue entre 0,08% y 0,20% del volumen anual.
ACTO I

Producción: de dónde sale

Ubicación de los pozos no convencionales con coordenadas y evolución de la producción anual de petróleo de Vaca Muerta.

Cobertura del mapa: muestra 3.060 de los 3.062 pozos no convencionales con coordenadas en la fuente. Se omiten 2 pozos cuya coordenada queda a más de 30 km de la mediana de su yacimiento (juntos, 0,066% de la producción acumulada). Los pozos convencionales no tienen coordenadas en el dato de origen y no aparecen.

Pozos no convencionales de Vaca Muerta (cuenca Neuquina)

Tamaño = producción acumulada (bbl) · color = subtipo de recurso · línea = límite de la provincia de Neuquén · recuadro abajo a la derecha = ubicación dentro de la provincia

Yacimientos por producción

bbl/día, promedio de los meses con datos de cada yacimiento (los períodos difieren entre yacimientos)

#Yacimientobbl/día

Producción anual por tipo de recurso

Barriles de petróleo por año, 2006–2025

Los dos ejes tienen escalas distintas a propósito: el convencional (eje derecho, en miles de barriles) es una fracción mínima del no convencional (eje izquierdo, en millones). Antes de 2022 no hay dato de convencional en las fuentes cargadas (no hay archivos anuales previos): la línea se corta, no vale cero. El 2025 es el último año completo de producción en este gráfico.
ACTO II

Transporte: cuánto petróleo se mueve y qué se anuncia

Volumen de petróleo transportado por los principales ductos (dato directo de la planilla 20), la ampliación de Allen–Puerto Rosales, lo que informan distintas fuentes sobre su capacidad y los proyectos anunciados.

Petróleo transportado por los principales ductos

m³ por año, 2020–2025, los 6 ductos con más volumen en 2025. Es el volumen del tramo más cargado de cada mes (para no contar dos veces un mismo barril en ductos con tramos en serie). Antes de su inicio los ductos nuevos figuran sin dato.

Allen–Puerto Rosales: de una línea a dos

Petróleo transportado, m³ por año. La línea nueva (Duplicar) figura en los datos desde marzo de 2025

AñoLínea originalDuplicarTotal del corredor
20209.100.851—9.100.851
202111.113.147—11.113.147
202214.062.391—14.062.391
202315.478.545—15.478.545
202416.510.040—16.510.040
202513.589.8259.178.49922.768.324

En 2025 el corredor movió 22.768.324 m³, 37,9% más que en 2024 (16.510.040 m³).

Qué informan las fuentes sobre su capacidad

Capacidad del corredor Allen–Puerto Rosales en m³/día; las fuentes no coinciden

FuenteFecham³/día
Anexo 2A (dato del proyecto)202246.384
Anexo 2A (dato del proyecto)202350.052
Anexo 2A (dato del proyecto)202436.000
Nota del sector (Econojournal)abril de 202242.000
Secretaría de Energía: capacidad actual de Oldelvalseptiembre de 202236.000
Oldelval, proyecto Duplicar: primera faseconsulta de octubre de 202655.000
Oldelval, proyecto Duplicar: objetivoconsulta de octubre de 202686.000
Por qué no se publica un porcentaje de utilización como resultado. La capacidad que informa el Anexo 2A para 2024 (36.000 m³/día) coincide con la cifra que la Secretaría de Energía dio en septiembre de 2022 para la capacidad actual de Oldelval (36.000 m³/día), pero el petróleo del tramo más cargado de 2024 fue de 45.109 m³/día: más que esa capacidad. Es decir, la cifra no funciona como límite físico, y con otra capacidad creíble (por ejemplo 42.000 m³/día, según una nota del sector de abril de 2022, o los 50.052 que el Anexo informa para 2023) la utilización de 2024 pasa de 129,7% a 111,2% o 93,3%. El ranking completo, con sus advertencias, está plegado más abajo.

Proyectos anunciados

Información externa, no verificada con los datos de este proyecto. Son anuncios y previsiones de las empresas y del Estado, con fecha de la fuente; no integran ningún gráfico ni indicador del informe y las fechas pueden cambiar.

ProyectoQué informa la fuenteFuente y fecha
VMOS (Vaca Muerta Oil Sur)Oleoducto de 437 km entre Allen y Punta Colorada (Río Negro), con terminal de monoboyas. YPF informa una capacidad de hasta 550.000 bbl/día, ampliable a 700.000; la aprobación en el RIGI cita una capacidad base de 377.400 bbl/día; la prensa especializada cita una operación inicial de 180.000 bbl/día. En enero de 2026 se informaba un avance superior al 50% y una puesta en marcha prevista para enero de 2027.YPF, página del proyecto (consultada en octubre de 2026) · Resolución del Ministerio de Economía (marzo de 2025) · Más Energía, enero de 2026
Duplicar Norte (Oldelval)Nuevo oleoducto de 207 km y 24 pulgadas de diámetro, con capacidad adicional de 220.000 bbl/día. Avance global de 50% en septiembre de 2026 y puesta en marcha prevista para el primer trimestre de 2027.Oldelval, noticias del 8 de septiembre de 2026
Detalle: utilización informada de los ductos con capacidad en el Anexo 2A (ranking con advertencias)

Utilización del tramo más cargado

Top 20 de 44 ductos con capacidad válida · año más reciente válido de cada uno · 100% = capacidad operativa máxima informada en el Anexo 2A · solo líquidos

Ductos sin capacidad utilizable

Volumen de petróleo transportado (m³, acumulado del período) de los 34 ductos sin fila en el Anexo 2A; los 18 mayores. No es comparable con el % de utilización

Ductom³
3 ductos superan el 100% en su año más reciente válido; 2 de ellos tienen la capacidad marcada "a revisar": Allen - Puerto Rosales (2024, 12 meses; a revisar) con 129,7%; LINDERO ATRAVESADO- CENTENARIO (2023, 2 meses; a revisar) con 111,1%; Centenario - Allen L14 (2024, 12 meses) con 106,9%. Superar el 100% significa que el volumen del tramo más cargado excede la capacidad operativa informada, o que esa capacidad no corresponde al tramo (el Anexo 2A y la planilla 20 no comparten identificador de tramo). Los datos no permiten decidir cuál de las dos.
Cobertura y exclusiones: de 83 ductos que mueven petróleo, 44 tienen capacidad válida (ranking), 5 tienen capacidad dudosa en todos los años y 34 no aparecen en el Anexo 2A. Se excluyen 36 ducto-años de 18 ductos por estas reglas: R1, la capacidad operativa salta más de 5 veces de un año al siguiente; R3, el caudal observado supera 2 veces la capacidad empleada informada; R4, la operativa es menor que la empleada; R5, 90 días operativos o menos; y D2, la capacidad informada de VMOC en 2025 no concilia con su caudal, por lo que no se publica una utilización para ese ducto. Otras dos reglas solo marcan "a revisar" y no excluyen: R2, la misma terna de capacidades en dos ductos distintos, y R6, capacidad operativa igual a las otras dos columnas del Anexo.

Ducto-años excluidos y motivo

DuctoAñosMotivo
ACTO III

Exportación: cuánto, adónde, a qué precio y quién la despacha

La serie principal es el crudo de la cuenca Neuquina exportado según las declaraciones de comercio exterior de las empresas (origen por cuenca, todas las vías, con país y valor en USD). Se contrasta con los terminales marítimos (planilla 21) y con el oleoducto a Chile (planilla 20), que no coinciden del todo con ella.

Los volúmenes están en m³ o bbl/día (1 m³ = 6,2898 bbl). Los valores en USD son el monto FOB declarado por las empresas; el precio implícito (monto sobre volumen) coincide con la tabla oficial de precios FOB de 2020 y 2021 (correlación 0,99 en 9 meses, diferencia media de -1,6%) y acompaña al Brent mensual de la EIA (correlación 0,98 en 65 meses; el promedio anual queda entre 2,6 y 8,3 USD/bbl por debajo del Brent).

Producción y exportación: índices base 2022 = 100

Media móvil de 12 meses (cada punto necesita 12 meses de datos). Base = promedio de 2022, el primer año con exportación en 12 de 12 meses y con exportación igual o mayor al 10% de la producción de la cuenca. Exportación y producción de la cuenca tienen el mismo alcance; la producción de Vaca Muerta es un subconjunto de la cuenca.

Promedios anuales, base 2022 = 100

Exportación de crudo de la cuenca frente a producción

AñoExportación de la cuencaProducción de la cuencaProducción Vaca Muerta
2022100,0100,0100,0
2023125,3116,6125,8
2024165,5138,9159,2
2025264,9168,1206,4

Sensibilidad a la base, 2025

Mismo índice con otros años base

2025Exportación de la cuencaProducción de la cuencaProducción Vaca Muerta
Base 2021680,4212,6308,7
Base 2022264,9168,1206,4
Base 2023211,4144,2164,0
Qué se puede afirmar: con las dos fuentes (el comercio exterior, y los terminales marítimos más el oleoducto a Chile) y con las tres bases (2021, 2022 y 2023), la exportación de crudo de la cuenca crece más que la producción de la cuenca en cada año posterior a la base, y el % exportado de la cuenca sube cada año de 2022 a 2025. Lo que difiere entre las fuentes es el nivel, no la dirección (ver el contraste más abajo).

% exportado de la producción de la cuenca

Exportación de crudo de la cuenca / producción de la cuenca, promedio anual, según cada fuente

AñoMeses con exportación (comercio exterior)Comercio exteriorTerminales + oleoducto a Chile
202067,6%7,9%
20211110,1%10,2%
20221220,5%20,8%
20231222,1%25,1%
20241224,5%32,7%
20251232,3%41,6%

En 2020 hay exportación declarada en 6 de 12 meses y en 2021 en 11: los meses sin exportación declarada cuentan como cero.

Valor de la exportación (USD)

Monto FOB declarado de crudo de la cuenca Neuquina

AñoVolumen (m³)USD millonesUSD por barril
20201.048.35922634,3
20211.633.22070768,8
20224.195.6382.44192,5
20235.256.4722.51576,1
20246.964.5783.32776,0
202511.113.1694.53664,9
2026 (parcial, 8 meses)—4.79383,1

El valor anual no sigue al volumen: depende del precio del crudo de cada año. 2026 es parcial (enero a agosto, 8 meses).

Contraste entre fuentes oficiales

Exportación de crudo neuquino en m³ por año, según cada fuente

AñoComercio exterior (m³)Terminales, planilla 21 (m³)Oleoducto a Chile, planilla 20 (m³)Comercio exterior / terminalesComercio exterior / (terminales + oleoducto)
20201.048.3591.080.303sin dato0,970,97
20211.633.2201.645.332sin dato0,990,99
20224.195.6384.247.905sin dato0,990,99
20235.256.4724.615.5291.364.8211,140,88
20246.964.5785.166.1864.132.6261,350,75
202511.113.1699.642.3784.642.3361,150,78
Las fuentes difieren en el nivel desde 2023, no en la dirección. Hasta 2022 el comercio exterior y los terminales marítimos (Oiltanking y Refinería Bahía Blanca) difieren menos del 3%. Desde 2023, cuando aparece el oleoducto a Chile, el comercio exterior queda entre 0,75 y 0,88 veces la suma de terminales y oleoducto. La diferencia no es de calendario (el acumulado 2020–2025 es 0,83 veces y no converge) y aparece en todos los destinos: para Estados Unidos, Brasil, Perú y Uruguay los terminales marítimos informan más volumen que el comercio exterior. Los datos no permiten decir cuál es la medida correcta; por eso el informe muestra las dos y solo afirma lo que vale con ambas (la dirección). La serie principal es la que mide el origen directamente.

Principales países de destino

Volumen acumulado 2020 – agosto 2026 (m³), crudo de la cuenca Neuquina. Estados Unidos 45,9% y Chile 27,0%; sin país de destino ("no aplica"): 5,9%

Quién exporta, 2020–2025

Participación de las empresas exportadoras en el volumen de crudo de la cuenca. Los 3 mayores concentran 58,6% (agrupando las variantes de razón social de una misma empresa; sin agrupar, 54,9%)

Es una medida distinta de la concentración por operador de terminal, que mide quién opera el puerto y no quién exporta: en los terminales marítimos de todo el país (planilla 21), los 3 mayores operadores concentran 94,25%. Allí solo el 62,2% del volumen total es crudo neuquino.

Evolución anual de exportación — top 5 países

m³ por año, 2020–2025 (en 2020 hay exportación en 6 de 12 meses)

17,0×
la exportación de crudo de la cuenca varía más mes a mes que la producción de la cuenca (desvío estándar de la variación mensual 2022–2025: 29,2% frente a 1,7%)
Es una descripción de la diferencia, sin causa atribuida. El cociente cambia con la ventana elegida; esta usa 2022–2025, años con exportación en 12 de 12 meses.

Limitaciones

Lo que estos datos no permiten afirmar, para que cada cifra se lea con su alcance.

  • Dos fuentes oficiales de exportación con distinto nivel. La serie principal es el comercio exterior declarado por las empresas (125.532 registros de exportación de crudo por cuenca). Los terminales marítimos (planilla 21) más el oleoducto a Chile (planilla 20) dan otros volúmenes desde 2023: 41,6% de la producción de la cuenca en 2025 contra 32,3%. No hay información para decidir cuál es la correcta, por eso las conclusiones del informe se limitan a lo que vale con ambas: el % exportado sube cada año de 2022 a 2025 y la exportación crece más que la producción. Las cifras de nivel (bbl/día, %, USD) dependen de la fuente.
  • Alcance de la serie principal. Es crudo con origen en la cuenca Neuquina (Neuquén, Río Negro, La Pampa y Mendoza), convencional y no convencional, por todas las vías. No es exportación de Vaca Muerta únicamente, y no se puede separar con estos datos.
  • Cobertura temporal. El comercio exterior está disponible desde enero de 2020; 2020 tiene exportación en 6 meses y 2021 en 11. 2026 es parcial (enero a agosto). La producción de Vaca Muerta por pozo y la serie oficial de la cuenca llegan a diciembre de 2025 en las comparaciones, por eso se cierran ahí.
  • Producción de septiembre de 2024. Los archivos por pozo de ese mes quedan 157.933 m³ por debajo del agregado oficial de la cuenca: Shell Argentina no figura en septiembre en el archivo por pozo y sí en agosto y octubre. Por eso la producción de la cuenca usa la serie oficial, y la de Vaca Muerta por pozo queda subestimada en ese mes (8,6% respecto de la serie oficial de shale) y en unos 0,7% en el promedio de 2024.
  • Producción de 2026. La cifra de junio de 2026 incluye solo el archivo no convencional; el convencional de 2026 no está en las fuentes cargadas.
  • Capacidad de ductos. El Anexo 2A es anual y su capacidad se repite en los 12 meses. No comparte identificador de tramo con la planilla 20, por lo que la utilización es un cociente aproximado (tramo más cargado de líquidos sobre capacidad operativa informada). Las capacidades pueden contener valores copiados o inconsistentes; las reglas de exclusión detectan algunos casos, no todos. 11 de los 44 ductos del ranking informan la misma capacidad operativa en todos sus años (algo esperable en una capacidad de infraestructura, pero que impide ver cambios) y 4 tienen un solo año de capacidad. La cobertura es parcial: capacidad en el 45,4% de los ducto-mes con transporte.
  • Capacidades contrastadas. Contraste de capacidades con otras fuentes. En Allen–Puerto Rosales, el Anexo 2A informa 46.384, 50.052 y 36.000 m³/día para 2022, 2023 y 2024; la Secretaría de Energía dio 36.000 m³/día como capacidad actual de Oldelval en septiembre de 2022; una nota del sector de abril de 2022 cita 42.000; y Oldelval informa objetivos de 55.000 y 86.000 m³/día para Duplicar. El petróleo transportado en 2024 fue de 45.109 m³/día en promedio, más que 36.000: esa cifra no funciona como límite físico. Con 42.000 la utilización de 2024 sería 111,2% y con la capacidad de 2023, 93,3%, en lugar de 129,7%. La tabla de Tramos de Integridad informa un caudal de referencia por tramo (campo caudal_nominal, sin unidad documentada; se infiere m³/h porque coincide exactamente con la capacidad del Anexo en varios ductos): en 12 de los 34 ductos del ranking con ese dato, la capacidad operativa del Anexo queda dentro de ±15% de ese caudal, y en Centenario–Allen L14, de ser m³/h, la utilización sería 53,0%. Por eso los "sobre 100%" se leen como una señal a revisar y no como un hecho.
  • Volúmenes repetidos. Se eliminan las filas de la planilla 20 repetidas solo por la longitud del tramo. En la planilla 21 hay pares de cargadores con volumen idéntico; no hay evidencia suficiente para llamarlo doble conteo y no se corrigió. En el comercio exterior no hay filas repetidas exactas.
  • Mapa. Se omiten 2 pozos con coordenadas dudosas. Los convencionales no tienen coordenadas.
  • Valores en USD. Son el monto FOB declarado por las empresas, no una serie de precios de mercado; se validaron contra la tabla oficial solo en 9 meses de 2020 y 2021, porque esa tabla termina en 2021.
  • Sin validación externa. El análisis es descriptivo y no fue contrastado con la Secretaría de Energía ni con los operadores.