Vaca Muerta es, sin dudas, la “joya energética” de la Argentina. Segunda formación de recursos “no convencionales” de gas del mundo, y cuarta de recursos del mismo tipo de petróleo, ya revirtió a positivo el balance comercial energético y es uno de los activos que, junto a la agroindustria, la minería y los servicios basados en el conocimiento, como reiteran casi como cliché políticos y analistas, permitirá dejar atrás la escasez de divisas que suele abortar las rachas de crecimiento económico de la Argentina.
Sin embargo, la excesiva dependencia de un activo entraña riesgos. Un estudio, en base a datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación, cuantificó la “Vaca Muerta dependencia” en producción y reservas de petróleo y gas y el paso casi excluyente de la formación neuquina como imán de inversión, a costa de otras cuencas de hidrocarburos de la Argentina.
Y en un evento expertos advirtieron el riesgo de “muerte” de la producción hidrocarburífera “convencional”, prefigurada en un acelerado declino de producción, que a su vez pone en riesgo la autosuficiencia de ciertos combustibles, el empleo y la recaudación en algunas provincias, e incluso contribuiría al surgimiento de “pueblos fantasma” en jurisdicciones menos afortunadas.
El estudio sobre las reservas de hidrocarburos de la Argentina, realizado por el petrofísico Juan Carlos Glorioso, un ex ypefiano y consultor en certificación de reservas y recursos de hidrocarburos, precisa que entre 2006 y 2024 la producción “No Convencional” (NC, centrada en Vaca Muerta) logró revertir la tendencia declinante en materia de reservas totales, desde 2013 en el caso del Gas Natural y desde 2018 en el del petróleo.
Aumentan producción y reservas
“Desde el comienzo de los años 2000 el país ha consumido reservas durante más de una década, sin adecuada reposición, hecho muy marcado para el gas. Luego, la incorporación de reservas de tipo No Convencional ha hecho que el balance mejore”, dice el estudio.
Entre 2006 y 2024 la producción “No Convencional” (NC, centrada en Vaca Muerta) logró revertir la tendencia declinante en materia de reservas totales, desde 2013 en el caso del Gas Natural y desde 2018 en el del petróleo (Glorioso)
Sobre las tendencias más recientes, precisa que en 2024 la producción total de petróleo aumentó 10,4% y la de gas natural 5,5%, pero con evoluciones muy diferenciadas por tipo de recursos: la producción “no convencional” (esto es, Vaca Muerta) de petróleo aumentó 27% y la de gas 14%, en tanto la producción “convencional” siguió declinando casi hasta la desaparición en la Cuencas Cuyana en el caso del petróleo y en las cuentas Austral y Noroeste en el caso del gas, como puede verse en los gráficos adjuntos.
Ya en 2024 el sector “no convencional” (de vuelta, Vaca Muerta) explicó el 56% de la producción total de petróleo y 63% del total de gas. El fenómeno se acentuó a lo largo de 2025 y, teniendo en cuenta los datos de reservas, seguirá haciéndolo en los próximos años.
Algunas métricas sustentan ese pronóstico. En 2024 se produjeron 42 millones de metros cúbicos de petróleo, pero se incorporaron 55 millones a las “reservas probadas” (una relación positiva de 1,36) y en gas las cifras fueron de 51 y 110 billones de metros cúbicos de gas respectivamente, lo que arroja un “índice de reposición de 2,16”, precisa el estudio de marras.
Que las reservas sigan aumentando, porque su crecimiento supera el ritmo de producción tiene que ver con la inversión en exploración, tal vez el aspecto en que la centralidad de Vaca Muerta y de la Cuenca Neuquina más afecta la suerte de las demás cuencas y provincias.
Al respecto, Glorioso precisa que en 2024 se invirtieron USD 12.830 millones de dólares en el sector de hidrocarburos y de ese total la inversión en “no convencionales” se llevó el 74%, contra 26% de los “convencionales”. Por cuencas, la concentración fue aún mayor, porque la Cuenca Neuquina también absorbió buena parte de la inversión “convencional”
En 2024, la Cuenca Neuquina, epicentro de Vaca Muerta. absorbió 78% de la inversión total en petróleo y gas y 98% de la “no convencional”
Así, la Cuenca Neuquina captó casi 78% de la inversión total y un abrumador 98% de la “no convencional”.
Solo las Cuencas Golfo San Jorge, en la que PAE es un operador casi excluyente y la inversión total alcanzó los USD 1.847 millones, casi toda en “convencionales”, y en menor medida la Cuenca Austral, mantuvieron la atracción de inversiones.
Las “reservas probadas” de petróleo marcaron un récord histórico, 492 millones de metros cúbicos, superando levemente el hito anterior, de 488 millones en 1998, con una altísima concentración: 66% en la Cuenca Austral y 33% en la Cuenca Golfo San Jorge. Neuquén, con 60% del total, casi duplica las reservas de Chubut y Santa Cruz, que juntas suman el 33 por ciento.
En el caso del gas natural las reservas se ubicaron en 546 miles de millones de metros cúbicos, aún por debajo del récord alcanzado en el año 2000, con una concentración aún mayor que en el petróleo: la Cuenca Neuquina contiene 81% de las reservas probadas, seguidas por la Cuenca Austral (12,5%). Del total, Neuquén contiene 79% y el Estado Nacional, por peso de las reservas marinas, el 9 por ciento.
Progresos tecnológicos y productividad
Gracias a la a la inversión y los progresos tecnológicos y de productividad en Vaca Muerta, Argentina pasó a liderar el ranking sudamericano de reservas de gas, con poco más del 31% del total, seguida por Brasil (20%), Trinidad & Tobago (16,6%) y Perú (15%), mientras en petróleo, con 16%, secunda a Brasil (61,6%) y aventaja a Colombia (10,5 por ciento).
Juan Carlos Glorioso aclara que esas métricas omiten a Venezuela “porque su potencial con los crudos extrapesados no tiene punto razonable de comparación con el resto de los países”.
Convencionales
¿Qué efectos tienen la prodigalidad de Vaca Muerta sobre la producción “convencional” y las demás cuencas hidrocarburíferas del país? Tal fue el foco de un evento organizado por el Instituto de Energía de la Universidad Austral en el que participaron su director, Roberto Carnicer, Emilio Nadra, de Compañía General de Combustibles (CGC), Adolfo Storni, CEO del grupo Capsa-Capex, y Nicolás Arceo, director de la consultora Economía y Energía.
Los expertos advirtieron allí que si bien el petróleo y el gas “convencionales” atraviesan un “declino estructural”, siguen siendo estratégicos para garantizar el abastecimiento interno, proteger el empleo y sostener la economía regional.
Si bien el petróleo y el gas “convencionales” atraviesan un “declino estructural”, siguen siendo estratégicos para garantizar el abastecimiento interno, proteger el empleo y sostener la economía regional
El sector, subrayaron los expertos, todavía aporta “más del 50% del crudo necesario para el parque de refinación local, especialmente crudos pesados imprescindibles para la producción de gasoil”, amén de generar empleo directo e indirecto en provincias como Chubut y Santa Cruz, donde representa entre el 8% y el 13% del empleo privado formal, con salarios muy superiores al promedio nacional.
Su continuidad, advirtieron, también sostiene economías regionales mono-dependientes, mantiene infraestructuras existentes y protege un entramado social sin alternativas productivas equivalentes.
De mantenerse esta tendencia, Argentina podría verse obligada a importar crudo pesado antes de 2030, con impacto en la balanza comercial y en los precios internos de combustibles, advirtieron especialistas
En la última década la producción convencional cayó 39% en petróleo y 38% en gas y la inversión se vio afectada por la caída del precio internacional del crudo, el aumento de costos operativos en dólares y la elevada presión fiscal, se precisó.
La defensa de este sector de la actividad hidrocarburífera es extremadamente desafiente, teniendo en cuenta que los costos de producción de un barril de petróleo een ese sector varía entre 20 y 50 dólares por barril, frente a 5 a 10 dólares en el caso de los “no convencionales”.
“De mantenerse esta tendencia, Argentina podría verse obligada a importar crudo pesado antes de 2030, con impacto en la balanza comercial y en los precios internos de combustibles”, fue una de las coincidencias de los participantes.
Además, los expoertos alertaron que “el declino del sector convencional puede acarrear caída de empleos de alta remuneración, menor recaudación fiscal en provincias productoras, subutilización de infraestructura existente (oleoductos, gasoductos) y un impacto social que podría traducirse en el surgimiento de ‘ciudades fantasma’ en zonas hoy muy dependientes de la actividad hidrocarburífera”.
Remover desincentivos
La solución, dijeron los especialistas, no es otorgar subsidios, pero sí remover desincentivos que limitan la inversión. Como ejemplos apuntaron:
- la eliminación de derechos de exportación al crudo convencional,
- la adecuación de regalías provinciales,
- la amortización acelerada de inversiones,
- la simplificación regulatoria y ambiental; y
- la facilitación de la recuperación secundaria y terciaria de reservas existentes.
El mensaje central fue que el petróleo y gas convencionales “no están muertos”, su continuidad es estratégica como complemento a los “no convencionales” para garantizar la seguridad energética, proteger empleos y mantener la actividad económica regional. “Lo que hace falta –concluyeron los participantes- es un marco fiscal y regulatorio adecuado, una decisión eminentemente política”.