Después de 27 años, la Argentina logró superar su último récord de producción nacional de petróleo. En octubre, el país alcanzó los 859.500 barriles diarios de crudo y dejó atrás la marca de 1998, cuando se habían producido 847.000 barriles.
El avance se explica por la elevada productividad que sigue mostrando Vaca Muerta: la producción no convencional de la cuenca neuquina crece a un ritmo interanual del 30%, lo que permite compensar el declino del 7% registrado en la producción convencional del resto de las cuencas.
Actualmente, Vaca Muerta ya aporta el 60% de la oferta total del país, con más de 515.000 barriles diarios.
Esto ocurre a pesar de que el precio internacional del barril cayó 14% interanual en 2025 (de US$76 a US$63 en la referencia Brent). El sector energético, sin embargo, volvió a incrementar la producción.
Uno de los factores clave fue la ampliación del oleoducto Oldelval, que más que duplicó la capacidad de transporte desde Vaca Muerta a Bahía Blanca: pasó de 225.000 a 540.000 barriles diarios. La obra destrabó uno de los principales cuellos de botella de la industria y redujo costos logísticos.
En 2021, Vaca Muerta producía 280.000 barriles diarios. En apenas cuatro años, la producción casi se duplicó, aun en un contexto de volatilidad económica y con cepo cambiario.
Del total actual, el sector destina unos 500.000 barriles diarios al consumo interno de nafta y gasoil, mientras que el excedente se exporta. Entre las ventas externas, se destacan los 90.000 barriles diarios que se envían a Chile a través del Oleoducto Trasandino (Otasa).
“Con el impulso de Vaca Muerta y reglas claras para el privado, el sector energético sigue creciendo”, destacó la Secretaría de Energía.
La producción no convencional se basa en la perforación horizontal de pozos, en lugar de vertical, y en el uso del fracking, un método que consiste en inyectar grandes volúmenes de agua y arena para fracturar la roca y mantener abiertas las grietas que permiten extraer petróleo y gas.
De cara a 2030, el sector proyecta alcanzar una producción de 1,5 millones de barriles diarios, de los cuales se exportaría 1 millón. Para lograrlo, las empresas advierten que será necesario destrabar algunos “dolores de crecimiento”: cuellos de botella “positivos”, resultado de la multiplicación de proyectos y de la falta de proveedores. “En Estados Unidos hay más empresas de servicios compitiendo, lo que hace bajar los costos”, señalan en el Gobierno.
Hoy, perforar un pozo en la Argentina cuesta un 40% más en dólares que en Estados Unidos. A esto se suman los elevados costos logísticos, ya que el estado de las rutas, tanto en Neuquén como en el resto del país, sigue siendo deficitario.
Un ejemplo es la provisión de arena, un insumo clave para el fracking. La mayor parte proviene de Entre Ríos, que se transporta en camiones. En promedio, perforar un pozo requiere unos 500 camiones de arena. Con unos 62 pozos perforados, eso implica unos 31.000 viajes por rutas que, en gran parte de su recorrido, siguen siendo de mano única y doble sentido.
El récord de producción alcanzado deja un sabor agridulce. Mientras que en 1990 Brasil producía 631.000 barriles diarios, hoy supera los 3,3 millones; solo el estado de Río de Janeiro concentra el 85% de ese total.
“Brasil tuvo un crecimiento muy significativo en los últimos 30 años. Y eso se debe a la persistencia de una política de Estado en materia hidrocarburífera desde comienzos de los años 90, que se mantuvo pese a los cambios de administración. Brasil puede ser el camino para la Argentina hacia adelante”, señala Nicolás Arceo, director de la consultora Economía & Energía (EyE) y exasesor de Axel Kicillof cuando era ministro de Economía.
Además de una política de Estado sostenida, Brasil garantizó el alineamiento de los precios locales del crudo con los valores internacionales.
“Los países compiten por atraer inversión internacional. En la Argentina competimos con otras cuencas, como Guyana, Colombia o el propio Brasil. La persistencia de precios alineados con los internacionales permitió a la petrolera estatal brasileña contar con los recursos necesarios para motorizar un nivel de inversión muy significativo en el sector hidrocarburífero durante las últimas tres décadas. Petrobras no hubiera podido desarrollar el Presal sin ingresos que financiaran inversiones crecientes”, concluyó Arceo.
