Vaca Muerta en el centro del sector hidrocarburífero: actualidad y proyecciones hacia 2035

La industria hidrocarburífera argentina volvió a poner sobre la mesa una definición que ya atraviesa al sector: Vaca Muerta dejó de ser solamente un proyecto de autoabastecimiento para convertirse en un proyecto de exportación nacional. Esa fue una de las principales conclusiones de la presentación del informe Potencialidad de los hidrocarburos 2035, elaborado por la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH), donde se analizaron las perspectivas de crecimiento del petróleo y el gas en la próxima década. 

Por primera vez, el objetivo no es solo el autoabastecimiento, sino conformar una plataforma de exportación a gran escala. Bajo la premisa de que «Vaca Muerta es un proyecto de exportación nacional», el sector advierte que el pleno aprovechamiento de estos recursos requiere un incremento sensible en los niveles de inversión y el sostenimiento de precios locales alineados con los internacionales.

Durante la exposición, el economista Nicolás Arceo y junto al presidente de la cámara Carlos Ormachea, explicaron que Argentina dispone hoy de recursos no convencionales capaces de abastecer la demanda interna de petróleo por más de cien años y la de gas natural por cerca de dos siglos. A ese volumen se suman los recursos convencionales todavía disponibles, lo que abre la posibilidad de sostener el mercado doméstico y, al mismo tiempo, desarrollar una plataforma exportadora de escala internacional. 

Después de una larga etapa de declinación iniciada a fines de los años noventa, la producción de petróleo comenzó a revertirse en 2017. En 2026 alcanzó los 890.000 barriles diarios, y se proyecta superar el récord histórico registrado en 1998. En gas natural, la ampliación del sistema de transporte permitió que en julio del año pasado la producción llegara a 161 millones de metros cúbicos diarios, marcando el nivel más alto en más de dos décadas. 

La producción de gas natural se redujo significativamente desde 2004, producto de la contracción de su precio en el mercado local tras el colapso del régimen de convertibilidad. La reversión del declino de la producción gasífera se alcanzó a partir de 2013 con la instrumentación del Plan Gas, las medidas que se adoptaron posteriormente y el desarrollo de los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta. 

Ese crecimiento ya comenzó a reflejarse en la economía. La balanza comercial energética, que en 2022 mostraba un déficit cercano a 4.300 millones de dólares, pasó a registrar un superávit de 7.800 millones, impulsado por el aumento de las exportaciones de crudo y por la fuerte reducción de las importaciones de gas natural licuado.

La contracción de la producción hidrocarburífera y la expansión de la demanda local a lo largo de las dos primeras décadas del siglo condujeron a la conformación de un persistente déficit comercial en el sector, el cual explicó, al menos parcialmente, la falta de divisas que enfrentó la economía Argentina durante ese período.

Según los expositores, entre 2022 y 2025 el sector aportó unos 12.000 millones de dólares adicionales en divisas para el país. 

La mejora productiva también tuvo impacto sobre las cuentas públicas. La disminución de la producción hidrocarburífera generó también una persistente carga fiscal, producto del aumento del costo de abastecimiento y la decisión de no trasladar dicho incremento plenamente a las tarifas finales abonadas por los usuarios.  

Durante las últimas décadas se verificaron extensos períodos con tarifas congeladas o con aumentos muy por debajo de la inflación, conduciendo a sensibles reducciones de las tarifas en términos reales. Los subsidios a la energía representaron en promedio 1,7 puntos porcentuales del PIB a lo largo de la última década, explicando en buena medida el deterioro fiscal que experimentó la economía argentina durante ese período.  

A partir del 2022, los subsidios energéticos comenzaron a disminuir, al igual que su participación sobre el PBI. En 2025 los subsidios totalizaron 3.999 MUSD, equivalente al 0,6% del PBI. Para la industria, esa evolución muestra que un sector energético en expansión no solo fortalece el frente externo, sino que también puede contribuir a una mayor estabilidad macroeconómica. 

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Desarrollo del GNL

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Uno de los puntos centrales del informe fue el desarrollo del Gas Natural Licuado (GNL) como vía para ampliar las exportaciones. El informe detalla que hoy existen requisitos estructurales ya conseguidos que facilitan las decisiones finales de inversión.  

En un escenario moderado, se contempla la llegada de dos buques licuefactores de Southern Energy al Golfo San Matías: el primero en septiembre de 2027 (2,45 MTPA) y el segundo en 2028, totalizando 5,95 MTPA. Esto requerirá un gasoducto dedicado desde Tratayén con capacidad de 27 millones de m³/día. En un escenario expansivo, la capacidad de licuefacción podría escalar a 24 MTPA para inicios de la década de 2030, sumando proyectos adicionales y requiriendo gasoductos por 85 millones de m³/día.

Para que ese escenario se concrete, el sector estima que será necesario elevar significativamente los niveles de inversión y resolver uno de los principales condicionantes señalados durante la charla: el acceso al financiamiento para grandes proyectos de infraestructura. 

Según explicaron, la viabilidad de estas proyecciones depende de obras clave de transporte: 

• Escenario Moderado (Crecimiento 5% anual): Se basa en proyectos ya iniciados, como el oleoducto Vaca Muerta Sur (550.000 bbl/d para 2026) y las exportaciones a Chile vía OTASA (90.000 bbl/d). En gas, incluye la ampliación de TGS en 2025 y el gasoducto Tratayén-La Carlota para 2030. 

• Escenario Expansivo (Crecimiento 11% anual): Exige adelantar el tramo Tratayén-La Carlota a 2028 y ampliar Vaca Muerta Sur a 700.000 bbl/d. Esta infraestructura es vital para abastecer el norte del país, donde hoy la demanda invernal supera la capacidad de inyección existente. 

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Potencialidad

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Finalmente, la CEPH remarcó que, a pesar del auge no convencional, es imperativo un marco regulatorio específico para las cuencas convencionales. Debido a su madurez, requieren incentivos para disminuir las tasas de declino.

Mantener esta actividad es crítico para preservar el empleo en las provincias productoras y para suministrar el crudo pesado que las refinerías locales necesitan, el cual no es producido por el shale.Solo con este equilibrio y con reglas claras se podrá capitalizar la ventana de oportunidad antes de que la transición energética global altere la demanda mundial de hidrocarburos. 

Un sector energético en expansión permitirá reducir aún más el déficit fiscal, disminuir el costo de suministro y conformar una balanza comercial y cambiaria crecientemente superavitaria, brindando las condiciones necesarias para alcanzar un sendero de crecimiento sustentable en el largo plazo. 

En los escenarios de mayor desarrollo, la producción de petróleo podría alcanzar 1,6 millones de barriles diarios hacia el final de la década, mientras que la de gas crecería alrededor de 75%. Bajo ese escenario, las inversiones superarían los 15.000 millones de dólares anuales, el superávit energético podría ubicarse por encima de los 20.000 millones por año y las regalías para las provincias rondarían los 7.600 millones de dólares por ejercicio.

Más allá de los distintos escenarios, la conclusión fue compartida: la oportunidad existe, pero no es indefinida. La transición energética global avanza y, aunque la demanda mundial de gas natural seguiría creciendo durante varias décadas, la ventana para monetizar esos recursos podría acotarse con el tiempo. Para la industria, el desafío ya no pasa por demostrar el potencial geológico argentino, sino por crear las condiciones para convertirlo en una realidad económica sostenida.