De agujero negro a salvavidas: cómo Vaca Muerta dio vuelta US$15.000 millones en la economía argentina
El sector que durante una década hizo perder divisas y engordó el déficit fiscal se convirtió en el principal generador de superávit comercial; la CEPH proyectó un saldo positivo que podría superar los US$24.000 millones en 2030
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LA NACIONSofía Diamante
Durante más de una década, el sector energético fue uno de los principales agujeros de la economía argentina. Por un lado, el congelamiento de tarifas de gas y electricidad, y la intervención en el mercado de combustibles desalentaron la inversión y derrumbaron la producción, lo que obligó a importar energía por más de US$12.000 millones al año. Para tomar de referencia, equivale a más de la mitad de los vencimientos de deuda que tiene el país este 2026.
Por el otro, el Estado debió sostener con subsidios crecientes la diferencia entre los precios artificialmente bajos que pagaban los usuarios y los costos reales del sistema. El resultado fue una sangría simultánea de divisas y de recursos fiscales que alcanzó los US$15.753 millones en 2014 (2,8% del PBI), que pesó sobre la economía durante años.
La caída de la producción fue el origen de todo. En petróleo, el país había llegado a un máximo de 847.000 barriles diarios en 1998. Sin incentivos para invertir, esa cifra se desplomó hasta los 497.000 barriles en 2017, casi la mitad, según un informe que hicieron los economistas Nicolás Arceo y Patricia Charvay, de la consultora Economía y Energía (EyE), para la Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos (CEPH).
En gas, la historia es similar: la producción tocó los 140 millones de metros cúbicos diarios (m³/d) en 2003, y el congelamiento tarifario la redujo a 114 millones en 2013, el año en que la Argentina tuvo que importar 103 buques de gas natural licuado (GNL) para abastecer la demanda.
Las exportaciones de crudo, que en 2016 apenas representaban US$2015 millones, y las importaciones de gas, que en 2013 insumieron US$12.464 millones, definían la fotografía de un sector que drenaba dólares en lugar de generarlos. El saldo de la balanza comercial energética lo resumía sin eufemismos: un déficit de US$6902 millones en 2013, el peor registro de la historia.
La recuperación fue gradual pero sostenida. En gas, el punto de quiebre llegó con el lanzamiento del Plan Gas en 2013, que garantizó precios mínimos por varios años y devolvió rentabilidad a la inversión en la cuenca neuquina. En petróleo, el repunte se aceleró a partir de 2020, con la expansión del fracking —técnica importada desde Estados Unidos que comenzó a aplicarse en el país en 2012— en Vaca Muerta como principal motor.
En 2025, la producción petrolera promedió los 810.000 barriles diarios y permitió que el sector exportara US$11.100 millones (310.000 barriles diarios). La expectativa del sector es superar el millón de barriles de producción este año, lo que podría generar exportaciones por US$15.000 millones con el alza de los precios internacionales.
En gas, la producción promedió 142 millones de m³/d en 2025 y marcó un pico de 161 millones en julio, el nivel más alto desde 2003. Este año, para abastecer el invierno alcanzará con importar 23 buques de GNL, frente a los 103 de 2013.
El efecto sobre las cuentas externas fue proporcional. El superávit comercial energético llegó a US$7829 millones en 2025, un giro de más de US$14.700 millones respecto del peor momento.
En subsidios, se disminuyó el gasto a US$3999 millones, equivalente al 0,6% del PBI el año pasado. “Es un ahorro de más de US$11.000 millones en subsidios anuales”, calculó Arceo.
Tres escenarios hacia 2035
“Vaca Muerta es un proyecto de exportación. Todo lo que se decida o se trabaje tiene que tener eso como eje”, dijo Carlos Ormachea, presidente de la CEPH.
El informe traza tres trayectorias posibles para la próxima década, que dependerán del ritmo de inversión, del marco regulatorio y de la evolución de los precios internacionales —hoy traccionados por la guerra en Medio Oriente, que elevó el precio futuro del barril de petróleo de US$62 a US$75 para 2027 y el del GNL de US$9,3 a US$13,8 por millón de BTU (medida inglesa que se usa en el sector).
El escenario moderado supone una tasa de crecimiento anual del 5% en la cantidad de pozos enganchados, la entrada en operación del oleoducto VMOS —que conectará Vaca Muerta con el puerto de Río Negro con capacidad para 550.000 barriles diarios— y los dos buques de licuefacción de Southern Energy (SESA), que permitirán exportar gas natural licuado desde 2027.
En este esquema, la producción de petróleo llegaría a 1 millón de barriles diarios en 2030 y a 1,2 millones en 2035, mientras que la de gas alcanzaría los 213 millones de m³/d en 2030. El superávit de la balanza energética treparía a US$14.548 millones en 2030 —con los viejos precios que son más conservadores— y a US$18.535 millones en 2035.
Para lograrlo, se requieren inversiones de alrededor de US$11.000 millones anuales, similares a las actuales, con un pico de US$14.000 millones en 2027 y 2028 para financiar la infraestructura de transporte.
El escenario expansivo, que es al que aspira la industria y cree más probable, incorpora una tasa de crecimiento de los pozos del 11% anual y suma los proyectos de licuefacción que lidera YPF —que significaría la llegada de dos buques adicionales—, lo que elevaría la capacidad total de exportación de GNL de seis millones de toneladas al año (MTPA) a 18.
También contempla la ampliación del oleoducto VMOS a 700.000 barriles diarios. Con esas variables, la producción de petróleo llegaría a 1,14 millones de barriles en 2030 y 1,7 millones en 2035, mientras que la de gas a 281 millones de m³/d en cuatro años. El superávit comercial energético alcanzaría los US$24.639 millones en 2030 y los US$37.678 millones en 2035, con inversiones que deberían escalar a US$19.000 millones anuales hasta 2030.
“Es el objetivo que persigue la industria. Un escenario desafiante, pero posible”, dijo Ormachea.
El escenario acelerado, el más ambicioso, supone alcanzar en 2030 las métricas que el expansivo proyecta para 2035: 1,7 millones de barriles diarios y un superávit de US$36.768 millones en 2030. Para eso se necesitaría elevar las inversiones a US$25.000 millones anuales hasta ese año. “El financiamiento externo es una restricción dura que definirá el mercado, más allá de las capacidades individuales de las empresas”, advirtió Ormachea.
El impacto de la guerra
La crisis geopolítica en Medio Oriente, que cerró el estrecho de Ormuz y disparó los precios internacionales de energía, tiene para la Argentina una lectura más positiva que para la mayoría de los países. Como exportador neto de petróleo, el aumento de precios potencia el superávit de la balanza comercial. Pero también encarece los costos de construcción de la infraestructura necesaria para crecer: los bienes y servicios que se requieren para reconstruir las instalaciones dañadas de GNL en Qatar compiten con los que la Argentina necesita para sus propios proyectos.
“La buena noticia es que hoy la seguridad de suministro está muy por encima de las otras variables del trilema energético (seguridad, accesibilidad y sustentabilidad), y eso incluye la diversificación de fuentes. Ahí entra la Argentina como una opción ventajosa”, señaló Ormachea.
A eso se suma una demanda regional concreta: el informe estima que Chile, Brasil y eventualmente Bolivia podrían absorber hasta 10 millones de m³/d argentino en los próximos años, un mercado prácticamente asegurado. “Cualquiera sea la administración, va a generar las condiciones para que el sector siga desarrollándose”, concluyó Ormachea.
La frase, dicha por el presidente de la cámara del sector, es también una lectura sobre la irreversibilidad del proceso: lo que empezó como una apuesta técnica en una formación de roca dura en la Patagonia se convirtió, en poco más de una década, en el principal ancla de las cuentas externas argentinas.
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