El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) atraviesa una situación estructural infrecuente en la historia de la infraestructura energética argentina: con el 65% de la obra completada al 16 de junio de 2026, la decisión más relevante no es cuándo terminar el ducto, sino si su capacidad de diseño original —550.000 barriles diarios— es suficiente para absorber el volumen que Vaca Muerta ya produce.

La tendencia: producción que desborda la infraestructura original

Según datos de Infobae basados en estadísticas oficiales, la producción no convencional de Vaca Muerta alcanzó 628.924 barriles diarios en abril de 2026. Neuquén concentra 2 de cada 3 barriles que produce Argentina, y el shale oil representa el 97,1% del total provincial. Esa cifra no es una proyección futura: supera ya el límite de diseño original del VMOS.

La Bolsa de Cereales de Rosario proyecta que la producción argentina podría superar los 900.000 barriles diarios en 2026, con un volumen anual estimado de 54,5 millones de metros cúbicos —un 16% por encima de 2025 y un 11% sobre el récord histórico de 1998. La infraestructura se diseñó para un escenario que la realidad productiva ya superó.

La brecha: el ducto clave podría nacer subdimensionado

YPF evalúa ampliar la capacidad del VMOS de 550.000 a aproximadamente 700.000 barriles diarios antes de que el oleoducto entre en operación, según Minuto Neuquén. La decisión debe tomarse mientras la obra continúa avanzando: el margen temporal para intervenir el diseño se estrecha con cada punto porcentual completado.

Esta dinámica se vuelve más crítica cuando se considera el volumen de inversión comprometido. Las operadoras activas en Vaca Muerta anunciaron planes por más de USD 12.236 millones para 2026, con YPF liderando con proyectos por más de USD 5.500 millones concentrados casi exclusivamente en shale. En mayo de 2026, la empresa adquirió participaciones adicionales en tres bloques de Vista Energy por USD 163 millones, elevando su posición en Bandurria Sur al 44,9%, sobre activos que produjeron 82.300 boe/día en el primer trimestre del año.

La infraestructura de gas sigue la misma lógica. El gasoducto Neuquén–San Antonio Oeste, con 472,5 kilómetros de extensión y una inversión estimada de USD 1.300 millones, apunta a abrir un corredor atlántico de exportación complementario al VMOS para el transporte de gas desde la cuenca neuquina.

La decisión estratégica: ampliar en obra o pagar el costo de un cuello de botella exportador

La ventana para redimensionar el VMOS es técnicamente acotada: cada punto porcentual de avance constructivo reduce el margen para intervenir el diseño sin costos exponenciales. Una vez completado el ducto, las opciones pasan de ingeniería a operación de emergencia.

El riesgo no es operativo hoy, sino estratégico a mediano plazo: si la producción continúa la trayectoria actual, Argentina podría enfrentar un cuello de botella exportador en el primer año de operación del oleoducto más importante de su historia reciente. La advertencia es precisa: la ventana de transformación del diseño se cierra con la obra. Cada semana de inacción tiene un costo que no aparece en los balances actuales, pero sí aparecerá en la capacidad exportadora de 2027.