La formación neuquina pasó de una proyección inicial de 16.220 millones de barriles a una actual de 30.170 millones. El nuevo cálculo incorpora los avances logrados por la industria durante más de una década y modifica la perspectiva sobre el volumen de crudo que Argentina podría extraer.
A 13 años del inicio del desarrollo comercial de Vaca Muerta, las estimaciones sobre su capacidad petrolera cambiaron de manera sustancial.
Un análisis realizado por el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) determinó que la formación cuenta con 30.170 millones de barriles de recursos técnicamente recuperables, casi el doble de los 16.220 millones calculados por la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) en 2013.
La superficie prospectiva aumentó 22% respecto de las evaluaciones iniciales, principalmente por la incorporación de sectores ubicados en Mendoza y Río Negro.
La actualización no implica que haya aparecido petróleo nuevo en el subsuelo. El cambio responde a que, desde aquel primer cálculo, la industria obtuvo mayor conocimiento sobre la formación y logró mejorar las condiciones para extraer los hidrocarburos contenidos en la roca.
La experiencia acumulada durante más de una década permitió revisar variables que determinan cuánto crudo puede efectivamente recuperarse.
El estudio fue solicitado por la Secretaría de Energía del Ministerio de Economía en octubre de 2025 y contó con la participación de especialistas del IAPG, la Secretaría, la Universidad de Buenos Aires (UBA) y la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), además de técnicos de YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol.
Tres cambios que explican la actualización
La revisión se apoya principalmente en tres factores. Uno de ellos es la ampliación del área considerada productivamente aprovechable. La superficie prospectiva aumentó 22% respecto de las evaluaciones iniciales, principalmente por la incorporación de sectores ubicados en Mendoza y Río Negro.
Otro elemento está relacionado con el espesor útil de la formación. A partir de la información obtenida mediante las perforaciones realizadas durante los últimos años, los especialistas identificaron un 39% más de niveles de roca que presentan condiciones adecuadas para el desarrollo de pozos.
El tercer componente es el factor de recuperación, es decir, la proporción del petróleo existente que puede extraerse mediante las tecnologías disponibles. Esa variable aumentó 54%, impulsada por avances en la estimulación hidráulica y por un mejor conocimiento de la distancia adecuada entre pozos.
Para elaborar la nueva estimación se utilizó un análisis volumétrico probabilístico bajo el estándar internacional PRMS 2018. El trabajo recibió el aval formal del IAPG y de las dos universidades nacionales que participaron del proceso.
Vaca Muerta: una década que cambió la escala productiva
La comparación con 2013 permite dimensionar el recorrido de la formación. Ese año, Miguel Galuccio, entonces titular de YPF, y Alí Moshiri, por entonces CEO de Chevron para América Latina y África, acordaron desarrollar Loma Campana con una inversión inicial de USD 1.240 millones.
El proyecto representó el paso desde la etapa piloto hacia la explotación comercial masiva mediante fractura hidráulica y convirtió a Loma Campana en el primer desarrollo no convencional de gran escala fuera de América del Norte. En aquel momento, Vaca Muerta producía apenas unos 10.000 barriles diarios.
El escenario actual es muy diferente. En junio de 2026, la producción argentina de petróleo llegó a un récord de 914.900 barriles diarios y el crudo no convencional explicó el 70% del volumen acumulado durante el año.
En los últimos 12 meses, Vaca Muerta sumó 157.486 barriles diarios, mientras que desde el inicio de su expansión a gran escala mantiene un crecimiento promedio anual del 36%.
La infraestructura como próximo límite
El nuevo cálculo fue utilizado por el Gobierno para reforzar su pedido de acelerar el desarrollo de los recursos. El secretario de Coordinación de Energía y Minería, Daniel González, presentó los resultados ante empresarios durante el AmCham Energy Forum.
Según el funcionario, los recursos estimados alcanzarían para varias décadas de producción al ritmo actual y tendrían un horizonte aún mayor si se los compara con los niveles presentes de exportación. González encuadró esta perspectiva en el cambio de enfoque oficial, desde una “gestión de la escasez” hacia una “gestión de la abundancia”.
En ese esquema, el RIGI aparece como una herramienta para facilitar inversiones y proyectos de infraestructura. Uno de los desarrollos centrales es el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, cuya construcción ya superó el 77%.
El ducto está previsto para comenzar a exportar a comienzos de 2027 con una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios. El objetivo es llevarla a 550.000 durante ese mismo año y alcanzar 700.000 a partir de 2028.
YPF calcula que el proyecto podría contribuir a generar exportaciones cercanas a USD 15.000 millones anuales hacia 2030, mientras que el Banco Central proyecta que las ventas externas de energía y minería superarán en conjunto los USD 51.000 millones para entonces.
