Vaca Muerta entró en una etapa menos visible que la perforación, pero más decisiva: la evacuación. La tabla dinámica oficial de la Secretaría de Energía mostró que en enero de 2026 el petróleo totalizó 4.303.321,9 m3 y en febrero 3.841.137,7 m3, una baja mensual de 10,7%. En gas, el corte pasó de 4.079.926,8 a 3.920.645,8 en el mismo período, con una caída de 3,9%. Son movimientos normales en una industria volátil, pero también prueban algo más profundo: la escala ya es suficiente como para que cualquier cuello de botella físico se vuelva estratégico.

En ese contexto, Vaca Muerta Oil Sur dejó de ser un anuncio de largo plazo y pasó a ordenar decisiones de capital. El prospecto de YPF describe un oleoducto de 437 kilómetros, con capacidad de diseño de 550.000 barriles por día durante la operación comercial, y señala un avance de alrededor de 35% a septiembre de 2025. Vista, en su comunicado sobre su participación en el proyecto, agregó que la puesta en marcha comercial se espera para el segundo semestre de 2027 y que el trazado podría expandirse hasta 700.000 barriles por día si la demanda de transporte lo requiere.

La lectura estratégica es clara: la próxima restricción ya no está sólo en la roca, ni siquiera en el ritmo de perforación, sino en la arquitectura que transforma barriles y moléculas en caja exportable. Cuando una cuenca alcanza esta escala, la discusión deja de ser cuántos pozos agregar y pasa a ser cuánto ducto, qué terminal y con qué cronograma de financiamiento. El préstamo sindicado de US$2.000 millones que VMOS cerró para cubrir cerca del 70% del capital muestra que la respuesta dejó de ser teórica.

La ventana de transformación sigue abierta, pero no indefinidamente. Si la infraestructura no acompaña la curva productiva, Vaca Muerta puede seguir creciendo en subsuelo mientras pierde eficiencia en superficie. La decisión relevante ya no es si la cuenca puede producir más. Es si el sistema argentino puede evacuar ese crecimiento sin convertirlo en un límite.