El Gobierno presentó estos resultados el miércoles, coincidiendo con la exposición del secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, ante empresarios del sector durante el AmCham Energy Forum, donde utilizó estos datos para justificar la necesidad de intensificar la extracción. “Un barril perdido de petróleo hoy lo perdiste”, aseguró González en el foro organizado por la Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina.
Este aumento respecto a las estimaciones de hace una década se atribuye a tres variables técnicas interrelacionadas. La primera es la expansión del área prospectiva útil, que ha crecido un 22% al incluir zonas del sur de Mendoza y Río Negro.
La segunda variable es la identificación de un 39% más de niveles de roca en la formación como aptos para perforar, lo que resulta de la experiencia acumulada en los últimos diez años, dado que Vaca Muerta no es una capa uniforme, sino un conjunto de estratos superpuestos.
Por último, se observa un incremento del 54% en el factor de recuperación, es decir, el porcentaje de petróleo que puede extraerse con la tecnología actual, gracias a mejoras en la distancia óptima entre pozos y avances en la estimulación hidráulica.
La comparación se realiza con 2013, año en que se firmó un acuerdo entre Miguel Galuccio, presidente de YPF, y Alí Moshiri, CEO de Chevron para América Latina y África, para la explotación del área Loma Campana, que implicó una inversión inicial de 1.240 millones de dólares. Este convenio marcó la transición de un pilotaje a una explotación comercial masiva mediante fracking, convirtiendo a Loma Campana en el primer desarrollo no convencional a gran escala fuera de América del Norte. En ese entonces, la producción de la formación era de apenas 10.000 barriles diarios.
Desde ese punto, los datos han cambiado drásticamente. En junio de 2026, la producción de petróleo en Argentina alcanzó un máximo histórico de 914.900 barriles diarios, con Vaca Muerta contribuyendo significativamente: el petróleo no convencional constituyó el 70% de la producción nacional acumulada en el año. Solo en el último año, Vaca Muerta incorporó 157.486 barriles diarios, un volumen que supera lo que toda la cuenca producía en 2018, con un crecimiento anual promedio del 36% desde el inicio del desarrollo masivo.
González destacó que, al ritmo de producción actual, los 30.000 millones de barriles estimados alcanzarían para casi un siglo de actividad; en términos de exportaciones, esto representaría aproximadamente 250 años. Esta proyección, en lugar de sugerir una pausa, fundamentó su llamado a acelerar el desarrollo. El funcionario enfatizó el cambio en la estrategia oficial, describiéndolo como una transición de una “gestión de la escasez” a una “gestión de la abundancia”, con menor intervención estatal y mayor rol del sector privado.
En este contexto, González identificó al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) como un motor de este proceso. Este régimen, explicó, no altera los volúmenes de petróleo en el subsuelo, pero mejora las condiciones para su desarrollo: facilita proyectos de exportación, hace viables desarrollos previamente desestimados y optimiza la capacidad de transporte de crudo y gas. Mencionó, entre otros, el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), que conecta Allen con Punta Colorada a lo largo de 437 kilómetros, y adelantó que YPF presentará el proyecto Argentina GNL para beneficiarse del régimen.
El VMOS, cuya construcción avanza con más del 77% completo, iniciará sus operaciones de exportación a comienzos de 2027, contando con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, que podrá expandirse a 550.000 en el transcurso del mismo año y a 700.000 a partir de 2028. YPF estima que este proyecto generará exportaciones cercanas a 15.000 millones de dólares anuales hacia 2030. Por su parte, el Banco Central calcula que las exportaciones combinadas de energía y minería podrían superar los 51.000 millones de dólares en ese año.
El estudio que dio origen a estos datos fue solicitado formalmente por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en octubre de 2025 y elaborado por un equipo multisectorial integrado por técnicos de siete operadoras –YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol–, académicos de la Universidad de Buenos Aires y la Universidad Nacional de La Plata, además de especialistas de la Secretaría y del IAPG. La metodología utilizada se basó en un análisis volumétrico probabilístico conforme al estándar internacional PRMS 2018, validado por el IAPG y ambas universidades.
