Crece la dependencia de Vaca Muerta: el desafío de afianzar otros horizontes 

El porvenir de Vaca Muerta ya tiene una hoja de ruta prácticamente escrita. Las proyecciones a 2030 están sobre la mesa, de la mano de obras de infraestructura y las inversiones previstas. No así el futuro de la producción convencional, que atraviesa el declino. “Tenemos el desafío de aprender a desarrollar otras cuencas que no sean la Neuquina”, expresó Marcelo Hirschfeldt, director de OilProduction Consulting. 

El referente participó en un webinar organizado con el Mercado Electrónico de Gas SA (Megsa) y expuso cuál es el presente de las cuencas Golfo San Jorge, Austral, Cuyana y Noroeste en comparación con la Neuquina, que alberga Vaca Muerta.  

En términos de reservas probadas de petróleo, la cuenca Neuquina contiene el 65,5% y alrededor del 80% de las de gas. Como es de esperarse, el porcentaje crece notablemente cuando se habla de reservas no convencionales: “el 99,7% están en Neuquén”, detalló.   

La exploración y la aplicación de más tecnología en Vaca Muerta empuja su incremento en todo el país. “Más o menos, se registra un 3% anual de aumento de las reservas de petróleo y gas. Es un dato positivo”, señaló. Pero se trata de un crecimiento que contrarresta el declino de las cuencas con producción convencional.  

En detalle, según el informe expuesto por Hirschfeldt, en los últimos 10 años la cuenca Austral registró una caída del 63% en reservas, la Cuyana un 89%, Noroeste 68% y Golfo San Jorge 38%, mientras que la Neuquina subió 83%.  

“Las reservas convencionales de petróleo vienen cayendo del 10 al 15%. Las del gas tienen la misma película. Mientras que las no convencionales crecen entre 10 y 20% interanual”, indicó.  

Con estos números acentuándose año a año, “se incrementa la dependencia de un reservorio específico, lo que genera dudas de cómo se podrían diversificar las fuentes de las que se obtiene hidrocarburos”, señaló.  

La búsqueda de otros horizontes productivos pone el ojo en el offshore, conocer en profundidad otras formaciones geológicas, y revivir otras cuencas. En estas últimas, es necesario detectar de qué forma se puede estabilizar la curva de declino.  Hirschfeldt detalló: “bajar la relación de agua-petróleo; reparación de los pozos, pozos sin filler (sin material de relleno), entre otras. Hay que tratar de mantener las curvas base”.  

A la vez, expresó que los gobiernos pueden ser parte de este objetivo. “Mendoza y Chubut lo están haciendo bien. La primera apunta a regalías cero. Hay un trabajo muy cercano de los ministerios con la necesidad de las empresas. Se pueden implementar mecanismos en regalías, impuestos, beneficios fiscales y financiamiento”, subrayó.  

“Hay un trabajo de concientización que hay que seguir haciendo que vincule a los sindicatos, gobiernos y empresas para que los yacimientos puedan extender su vida útil y tratar de entrar en un círculo virtuoso. Ya nos pasó el tren en algunos sentidos, pero no escapa a poder marcar un nuevo horizonte para el futuro”, explicó.  

“No discutimos el recurso que tenemos con Vaca Muerta. Año a año las obras se hacen. Si tenemos el desbalance: por un lado la Cuenca Neuquina y después todo el resto. Tenemos la necesidad de ver la industria de los hidrocarburos con una visión global. Miremos el convencional, el offshore y otras formaciones y averigüemos cómo podemos desarrollar lo que tenemos”, cerró. 

---

Crece la dependencia de Vaca Muerta: la radiografía de las cuencas maduras 

---

Como se mencionó en párrafos anteriores, el presente de las cuencas hidrocarburíferas en el país es dispar. La Noroeste “viene ya hace muchos años con declinación sostenida en petróleo y gas. En los últimos dos años no hubo perforaciones de pozos y en el radar no se reflejan intenciones de exploración”, indicó.  

En la cuenca Cuyana la historia es un tanto diferente. Se registra madurez de los yacimientos también con declinación en la producción de petróleo y gas. “Hace tres años que no se perfora un pozo y eso tiene un impacto en el desarrollo”, marcó.  

Vale señalar, que el cierre del Plan Andes de YPF de traspaso de 14 áreas maduras a otros jugadores se cerró en 2025, lo que llevó a un camino de adaptación para las firmas ingresantes. Hubo seis bloques que quedaron en manos de la empresa Petróleos Sudamericanos: “usa recuperación primaria y secundaria. Se trata de yacimiento con mucha proporción de agua, lo que es un desafío técnico y con costos operativos”, señaló.  

El diferencial tiene que ver, sobre todo, con el rol que asumió el gobierno de Mendoza con los incentivos de bajas regalías, reactivación de pozos, y de exploraciones.  

En el caso de la cuenca Austral, cuyo protagonista es el gas, mantiene valores estables en los últimos años. “En 2024 se perforaron los cuatro pozos del proyecto offshore Fénix, lo que impactó en la producción. Es la segunda productora de gas de Argentina. Venían terminando alrededor de unos 25 pozos de la cuenca”, indicó.  

En ella se suma Palermo Aike, al sur de la provincia de Santa Cruz, una roca sedimentaria que sigue en exploración. “Falta tiempo para seguir desarrollando y evaluar si es técnicamente rentable”, marcó.  

En cuanto al Golfo San Jorge, hubo una caída en la producción de crudo entre el 4 y 5% anual. “El gas también bajó en menor proporción”, indicó. Según el informe, en 2009 se registró unos 600 pozos terminados. En 2025 hubo unos 187.  “El resultado es una declinación permanente de la producción, sobre todo de petróleo, que se le suma la producción de agua”, señaló.