Hace poco más de una década, la Argentina gastaba miles de millones de dólares por año en importar el gas y el gasoil que no lograba producir, y la energía era uno de los principales agujeros de la balanza comercial. En 2013, el déficit energético rondaba los US$7000 millones. Hoy la foto es otra. Vaca Muerta, la formación de petróleo y gas no convencional que se extiende principalmente bajo el suelo de Neuquén, se convirtió en el sector que más invierte en el país y en el rubro exportador que más crece, en medio de una economía que no termina de arrancar.
“Vaca Muerta es una bendición para la Argentina”, repiten como mantra los empresarios. En agosto, la producción de petróleo llegó a 949.888 barriles diarios, un 14,1% más que un año atrás, según datos oficiales procesados por G&G Energy Consultants, la consultora que dirige Daniel Gerold.
El motor es el shale (no convencional) de Vaca Muerta, que aportó 669.805 barriles diarios —un 27,2% más que en agosto de 2025— y ya explica el 70,6% del total. Es decir, siete de cada 10 barriles que se extraen en el país salen de esa formación. Hace un año, la proporción era del 63%. Las cuencas convencionales, principalmente la del Golfo de San Jorge, en cambio, siguen en declive.
A este ritmo, el país quedó a unos 50.000 barriles diarios de una marca simbólica. Según Montamat & Asociados, la producción se perfila a alcanzar el millón de barriles diarios hacia el último trimestre del año.
Ese crecimiento también mejora la posición del país en el mapa petrolero global. La Argentina ya supera a Colombia (713.000) y a Ecuador (460.000), aunque todavía estaba lejos de Brasil, el mayor productor de la región, con 4,5 millones de barriles diarios, y por detrás de México (1,8 millones) y Venezuela (1,2 millones). Si alcanza el millón de barriles, quedaría a la par de Argelia y Omán, que producen entre 1 y 1,1 millones de barriles diarios. En la cima del ranking están Estados Unidos, con casi 14 millones de barriles diarios, Rusia (9,6 millones) y Arabia Saudita (8,4 millones).
Detrás de ese salto productivo hay más inversión. G&G estima que este año se destinarán US$12.305 millones a la actividad no convencional en la cuenca neuquina, un 31% más que en 2025, mientras que la inversión en yacimientos convencionales se reduce a US$339 millones.
Los precios internacionales ayudaron. El conflicto en Medio Oriente y las restricciones en el estrecho de Ormuz dispararon la cotización del crudo. Pero la suba además llegó en un momento oportuno, porque el país ya cuenta con caños para sacar ese petróleo.
La ampliación Duplicar Plus de Oldelval opera al 100% y evacua más de 540.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales, en Buenos Aires, mientras que el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kilómetros que une la cuenca neuquina con Río Negro, tiene un avance del 75% y sumaría entre 180.000 y 190.000 barriles diarios de capacidad de exportación, con los primeros envíos comerciales previstos para el primer trimestre de 2027.
El resultado se ve en el comercio exterior. Entre enero y agosto, las exportaciones de energía sumaron US$10.667 millones, un 49% más que en el mismo período del año pasado, según el Indec. Las ventas de petróleo crecieron 55%, por mayores volúmenes (+13%) y mejores precios (+37%). El saldo energético fue positivo en US$7834 millones y explicó el 43% del superávit comercial del país, de acuerdo con la consultora Economía y Energía. Para todo 2026, se proyecta un superávit energético récord, cercano a US$14.400 millones.
El turno del gas
Con el gas, la historia es distinta. En agosto se produjeron 155,7 millones de metros cúbicos diarios (m3/d), un 1,4% menos que un año antes, y la producción sigue por debajo del récord de agosto de 2025. El shale gas marcó un máximo de 97,6 millones de metros cúbicos diarios en junio y ya representa el 61% del total, pero el crecimiento se frena por dos motivos.
Uno es la demanda. El consumo trepa a unos 180 millones de m3/d en invierno, pero baja a entre 115 y 125 millones el resto del año, y no hay dónde colocar el excedente. El otro es el transporte. En junio y julio, la cuenca neuquina operó al tope de la capacidad de los gasoductos, y en el invierno igual hubo que importar gas natural licuado (GNL) caro.
Las perspectivas cambian a partir del año próximo. TGS avanza con una ampliación del gasoducto Perito Moreno (antes llamado Néstor Kirchner), bajo el RIGI, que sumará 14 millones de metros cúbicos diarios en 2027. Después del invierno de ese año llegaría el primer barco de licuefacción de Southern Energy, el consorcio que exportará GNL desde la costa de Río Negro.
Y el próximo 26 de noviembre, YPF, la italiana ENI y XRG, el brazo de inversiones de Adnoc, anunciarían la decisión final de inversión de Argentina LNG, un proyecto que demandaría US$29.000 millones en su etapa inicial.
El otro cambio de fondo está en las cuentas públicas. Los subsidios a la energía, que en 2014 llegaron a unos US$21.000 millones —el 3,7% del PBI—, este año rondarían el 0,7% del producto, según G&G. La baja se explica por la actualización de tarifas, pero también por el menor costo de abastecer la demanda con gas local en lugar de importado.
El invierno, sin embargo, mostró que la cuenta todavía es sensible a los precios internacionales. Entre enero y agosto, los subsidios sumaron US$3254 millones, un 40% más que un año antes, casi todo por las transferencias a Cammesa para cubrir el encarecimiento de los combustibles para generar electricidad. Para 2027, el proyecto de Presupuesto prevé destinar US$4024 millones al sector, el nivel más bajo de la serie medido sobre el PBI.
Las proyecciones de largo plazo son ambiciosas. Daniel Montamat, exsecretario de Energía, estima que la producción de petróleo llegará a 1,5 millones de barriles diarios a comienzos de la próxima década y que la de gas podría duplicarse con los proyectos de GNL.
“Las exportaciones de energía que promedian los US$10.000 millones pueden alcanzar los 45.000 millones”, escribió en su último informe. Y dejó planteada la pregunta que viene después: “¿Qué uso le va a dar el Estado —Nación, provincias— a estos recursos de apropiación de renta?”.
