Vaca Muerta: tuvo récord en producción, pero la caída de precios marca un desafío para 2026
Permitió alcanzar máximos históricos en petróleo y gas, y recortar importaciones; sin embargo, la mayor oferta global y la caída del Brent anticipan un escenario más competitivo para los próximos años
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LA NACIONSofía Diamante
El sector hidrocarburífero cierra un año histórico, con récord de producción tanto en petróleo como en gas, y con proyectos en marcha para ampliar la capacidad de transporte. Sin embargo, de cara a 2026, la caída de los precios internacionales obligará a la industria a acelerar las mejoras en productividad para sostener el crecimiento.
A este desafío se suman los problemas argentinos, como los elevados costos. Un dato conocido en la industria: perforar un pozo en la Argentina cuesta cerca de un 40% más en dólares que en EE.UU.
En octubre pasado, la Argentina logró batir el récord de producción de petróleo de 1998, cuando la oferta diaria había alcanzado los 865.000 barriles. El nuevo máximo se explicó principalmente por el desempeño de Vaca Muerta: la producción no convencional ya representa el 65% del total nacional, con unos 568.000 barriles diarios.
En gas, el récord se alcanzó en julio, cuando la producción llegó a un pico de 161 millones de metros cúbicos diarios (m³/d), superando el máximo previo registrado en 2003.
La producción no convencional se basa en la perforación horizontal de los pozos, en lugar de vertical, y en el uso del fracking, una técnica que consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y arena para fracturar la roca, y mantener abiertas las grietas que permiten la extracción de petróleo y gas.
Este método, utilizado en formaciones de roca extremadamente dura como Vaca Muerta, no existía en el país hace 15 años: comenzó a aplicarse recién en 2012, tras la importación de la tecnología desde las cuencas de Estados Unidos. Desde entonces, la Argentina incrementó su producción petrolera en 311.000 barriles diarios, un aumento del 56%, según datos de la consultora Economía y Energía (EyE). Casi la totalidad de ese volumen adicional se destina al mercado externo.
En paralelo, las importaciones de gas se redujeron de manera significativa: pasaron de 34 millones de m³/d en 2013 a apenas 3,7 millones este año. “Para ello fue clave el Plan Gas, que garantizó precios mínimos por varios años, junto con la ampliación de la capacidad de evacuación desde la cuenca Neuquina hacia Buenos Aires”, explicaron desde EyE.
El crecimiento de la producción no convencional permitió compensar la caída del rendimiento en las cuencas convencionales, que este año aceleraron su declino debido a la menor inversión asociada a la baja de los precios internacionales. Entre los retrocesos más marcados se destacan la cuenca del Golfo San Jorge (-7,7%), la neuquina (-13,2%) y la austral (-12,8%).
Esta dinámica podría profundizarse si se consolida la tendencia bajista de los precios internacionales. El Brent, referencia para la Argentina, cayó hoy un 2% y cerró apenas por encima de los US$60 por barril. Según las proyecciones de oferta y demanda para 2026, los precios de futuro del crudo podrían seguir descendiendo: la Agencia Internacional de Energía de Estados Unidos estima un Brent en torno a los US$55. El escenario responde a una mayor oferta por parte de la OPEP+, sumada a la irrupción de nuevos productores como Brasil, Guyana y la propia Argentina.
“La industria petrolera argentina ya recorrió la curva de aprendizaje en la explotación no convencional, adoptando las mejores prácticas de los productores norteamericanos. Ahora el desafío es innovar y reducir costos en una formación que ofrece mayores rendimientos que sus equivalentes en Estados Unidos, pero que todavía opera con costos significativamente más altos”, señaló el último informe de Montamat & Asociados, la consultora que dirige el exsecretario de Energía Daniel Montamat.
De cara a 2030, el sector proyecta alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios, de los cuales se exportaría alrededor de un millón. Para lograrlo, las empresas advierten que será necesario destrabar algunos “dolores de crecimiento”, como cuellos de botella derivados de la multiplicación de proyectos y la escasez de proveedores. “En Estados Unidos hay más empresas de servicios compitiendo, lo que presiona los costos a la baja”, reconocieron fuentes del Gobierno.
Como se dijo, hoy, perforar un pozo en la Argentina cuesta cerca de un 40% más en dólares que en Estados Unidos. A esto se suman los elevados costos logísticos, asociados al deterioro de la infraestructura vial, tanto en Neuquén como en otras regiones del país.
Un ejemplo es la provisión de arena, un insumo clave para el fracking. La mayor parte proviene de Entre Ríos y se transporta en camiones. En promedio, la perforación de un pozo requiere unos 500 camiones de arena. Con 62 pozos perforados, eso implica cerca de 31.000 viajes por rutas que, en buena parte de su trazado, siguen siendo de mano única y doble sentido.
En el acumulado del año hasta noviembre —último dato oficial disponible—, el superávit de la balanza comercial energética alcanzó los US$6911 millones. De este modo, el sector aportó un 22% más de divisas que en 2024, cuando el saldo había sido de US$5668 millones.
El resultado se explicó principalmente por un aumento del 25% en las exportaciones de petróleo y por una fuerte caída de las importaciones de gas en todas sus variantes: gas natural (-97,4%), gasoil (-22,4%) y gas natural licuado (-10%).
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