Con la evacuación de crudo encaminada hacia 1,5 millones de barriles diarios gracias al VMOS, el próximo límite operativo de Vaca Muerta es el gas asociado de alta calidad que no puede ingresar a los gasoductos sin procesamiento previo. El Directorio de TGS confirmó el 11 de junio la Decisión Final de Inversión de su Proyecto NGLs por US$3.000 millones, con YPF, Pluspetrol y Chevron cubriendo más del 80% de la capacidad. La planta estará operativa en 2030; mientras tanto, un sistema de transición de 100 km de gasoductos y logística por camión sostendrá la producción hasta que la infraestructura definitiva esté lista.

El 28 de mayo de 2026, el buque Skandi Hera del grupo noruego DOF inició en el Golfo San Matías la instalación de las dos boyas CALM del VMOS. Con el segundo domo geodésico completado en Punta Colorada el 9 de mayo, el proyecto cumplió los dos requisitos mínimos para su primer cargamento exportador de crudo de Vaca Muerta en diciembre de 2026, con capacidad inicial de entre 180.000 y 190.000 barriles diarios.

El Trapial Este (Chevron), Aguada del Chañar (YPF) y Los Toldos II Este (Tecpetrol) lideraron el crecimiento entre los bloques satélite durante 2025 —con Aguada del Chañar registrando un salto interanual del 101%—, mientras los seis bloques históricamente dominantes concentraron el 66% de la producción no convencional de la cuenca. El patrón señala el inicio de una redistribución estructural que podría redefinir la arquitectura de riesgo operativo y la asignación de capital en Vaca Muerta hacia fines de 2026.

Entre el 15 y el 20 de mayo de 2026, tres trabajadores petroleros murieron en la Cuenca Neuquina y el sur de Mendoza. Los incidentes exponen una brecha sistémica: la productividad laboral en Vaca Muerta creció un 50% en una década, pero los protocolos de control para trabajos en caliente y operaciones de izaje en el eslabón contratista no acompañaron esa escala.

El récord de 2.616 etapas de fractura en marzo de 2026 volvió a tensar la discusión sobre evacuación de crudo: Oldelval sigue sosteniendo la mayor parte del flujo actual y VMOS aparece como la expansión prevista para 2026.

El 18 de junio de 2026, YPF y ENI adjudicaron al consorcio SACDE-Tecnimont la ingeniería de detalle del Integrated Gas Treatment Project (IGTP) en Neuquén, el nodo de tratamiento primario que procesará hasta 50 millones de metros cúbicos diarios de gas de Vaca Muerta. Con la ingeniería comprometida para octubre, la cadena de infraestructura del complejo de más de US$7.000 millones avanza hacia una Decisión Final de Inversión en el segundo semestre de 2026.

El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur completó más del 65% de su construcción en junio de 2026 y mantiene un cronograma preciso: arranque de Fase 1 en el tercer trimestre con 180.000-190.000 barriles diarios y primera exportación marítima desde Punta Colorada en diciembre. Con 437 kilómetros de ducto, US$3.000 millones de inversión y terminal diseñada para buques VLCC, el VMOS es la variable de infraestructura que determina si la cuenca puede sostener el volumen exportador que sus reservas justifican.

Con una inversión superior a $2.200 millones, 1.200 m2 y una capacidad inicial de 6.000 viandas diarias escalable a 12.000, la nueva base de Grupo L en Neuquén muestra que Vaca Muerta ya no solo demanda perforación: también empuja nodos logísticos más especializados, integrados y cercanos al frente operativo.

La serie oficial de la Secretaría de Energía muestra que 29 yacimientos petroleros pasaron de producir en enero de 2026 a registrar cero en febrero, con 8 casos en Golfo San Jorge que sumaban 955,5 m3/d. El patrón sugiere una interrupción operativa más extendida que un incidente aislado y expone la fragilidad de cuencas maduras.

A abril de 2026, la lectura de Vaca Muerta depende de distinguir entre la serie oficial de Energía, el Portal de Indicadores del ministerio y el IAPG. Cuenca, provincia y yacimiento no son equivalentes, y mezclar esas capas distorsiona qué área parece ganar eficiencia.