A 13 años del primer pozo, Vaca Muerta tiene casi el doble de petróleo del que se calculó originalmente
La Argentina casi duplicó la estimación de petróleo recuperable de ...
La Argentina casi duplicó la estimación de petróleo recuperable de Vaca Muerta. Un nuevo estudio del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) calculó en 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de la formación, frente a los 16.220 millones que proyectó la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) en 2013, el año en que comenzó el desarrollo comercial a gran escala de la cuenca neuquina.
El Gobierno divulgó los resultados este miércoles, el mismo día que el secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, los expuso ante empresarios del sector en el AmCham Energy Forum como argumento para acelerar el ritmo de extracción. “Un barril perdido de petróleo hoy lo perdiste”, afirmó González en el encuentro organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham).
Los tres factores que casi duplicaron el númeroEl salto respecto de las estimaciones de 2013 responde a tres variables técnicas que actúan de forma combinada. La primera es la expansión del área prospectiva útil —la superficie donde resulta viable perforar—, que creció un 22% con la incorporación de zonas del sur de Mendoza y Río Negro.
La segunda es el espesor útil de la formación: Vaca Muerta no es una capa homogénea sino un conjunto de niveles de roca superpuestos, y hoy se identifica un 39% más de esos niveles como aptos para perforar gracias a la experiencia acumulada en la última década.
La tercera es el factor de recuperación —el porcentaje del petróleo presente en la roca que puede extraerse con la tecnología disponible—, que aumentó un 54% por mejoras en la distancia óptima entre pozos y avances en la estimulación hidráulica.
La comparación se hace contra 2013, año en el que Miguel Galuccio, entonces presidente de YPF, y Alí Moshiri, CEO de Chevron para América Latina y África, firmaron el acuerdo para explotar el área Loma Campana con una inversión inicial de USD 1.240 millones. Ese convenio marcó el pasaje de la etapa piloto a la explotación comercial a gran escala mediante la técnica del fracking, y convirtió a Loma Campana en el primer desarrollo no convencional masivo fuera de América del Norte. Cuando la EIA calculó sus proyecciones ese año, la formación producía apenas 10.000 barriles diarios.
Entre ese punto de partida y el presente, los números cuentan otra historia. En junio de 2026, la producción nacional de petróleo alcanzó un récord de 914.900 barriles diarios, con Vaca Muerta como principal responsable: el petróleo no convencional ya representa el 70% de la producción argentina acumulada en el año. Solo en los últimos 12 meses, la formación incorporó 157.486 barriles diarios adicionales —un volumen superior al que generaba toda la cuenca en 2018—, a un ritmo promedio de crecimiento anual del 36% desde que se inició el desarrollo masivo.
El argumento de la urgenciaGonzález tradujo esas cifras al señalar que, al ritmo actual de producción, los 30.000 millones de barriles estimados equivaldrían a casi un siglo de actividad; medidos sobre las exportaciones presentes, implicarían unos 250 años. Esa aritmética, lejos de sugerir pausa, fue la base de su llamado a acelerar. El funcionario describió el cambio de enfoque oficial como el pasaje de una “gestión de la escasez” a una “gestión de la abundancia”, con menor intervención estatal en la formación de precios y mayor protagonismo del sector privado.
En ese marco, González ubicó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como palanca de ese proceso. El régimen, según explicó, no modifica los volúmenes de petróleo existentes en el subsuelo, pero amplía las condiciones para desarrollarlos: facilita proyectos de exportación, vuelve viables desarrollos que antes quedaban fuera de cartera y mejora la capacidad de evacuación de crudo y gas. Entre los casos mencionados figuró el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que une Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros, y anticipó que YPF avanzará con la presentación del proyecto Argentina GNL al esquema de beneficios.
El VMOS, cuya construcción ya superó el 77%, está previsto para comenzar sus operaciones de exportación a principios de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, escalable a 550.000 en el transcurso de ese año y a 700.000 a partir de 2028. YPF proyecta que el proyecto le permitirá generar exportaciones cercanas a USD 15.000 millones anuales hacia 2030. El Banco Central, por su parte, estimó que las exportaciones combinadas de energía y minería superarán los USD 51.000 millones en ese mismo año.
El estudio fue solicitado formalmente por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en octubre de 2025 y elaborado por un equipo multisectorial que integró técnicos de siete operadoras —YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol—, docentes de la Universidad de Buenos Aires (UBA) y la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), y especialistas de la propia Secretaría y del IAPG. La metodología aplicada, un análisis volumétrico probabilístico bajo el estándar internacional PRMS 2018, fue avalada formalmente por el IAPG y por ambas universidades.