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Hace poco m\u00e1s de una d\u00e9cada, la Argentina gastaba miles de millones de d\u00f3lares por a\u00f1o en importar el gas y el gasoil que no lograba producir, y la energ\u00eda era uno de los principales agujeros de la balanza comercial<\/strong>. En 2013, el d\u00e9ficit energ\u00e9tico rondaba los US$7000 millones. Hoy la foto es otra. Vaca Muerta<\/strong>, la formaci\u00f3n de petr\u00f3leo y gas no convencional que se extiende principalmente bajo el suelo de Neuqu\u00e9n, se convirti\u00f3 en el sector que m\u00e1s invierte en el pa\u00eds<\/strong> y en el rubro exportador que m\u00e1s crece, en medio de una econom\u00eda que no termina de arrancar.<\/p>\n \u201cVaca Muerta es una bendici\u00f3n para la Argentina\u201d, repiten como mantra los empresarios. En agosto, la producci\u00f3n de petr\u00f3leo lleg\u00f3 a 949.888 barriles diarios<\/strong>, un 14,1% m\u00e1s que un a\u00f1o atr\u00e1s, seg\u00fan datos oficiales procesados por G&G Energy Consultants, la consultora que dirige Daniel Gerold<\/strong>. <\/p>\n El motor es el shale<\/em> (no convencional) de Vaca Muerta, que aport\u00f3 669.805 barriles diarios \u2014un 27,2% m\u00e1s que en agosto de 2025\u2014 y ya explica el 70,6% del total. Es decir, siete de cada 10 barriles que se extraen en el pa\u00eds salen de esa formaci\u00f3n. <\/strong>Hace un a\u00f1o, la proporci\u00f3n era del 63%. Las cuencas convencionales, principalmente la del Golfo de San Jorge<\/strong>, en cambio, siguen en declive.<\/p>\n A este ritmo, el pa\u00eds qued\u00f3 a unos 50.000 barriles diarios de una marca simb\u00f3lica. Seg\u00fan Montamat & Asociados, la producci\u00f3n se perfila a alcanzar el mill\u00f3n de barriles diarios hacia el \u00faltimo trimestre del a\u00f1o<\/strong>.<\/p>\n Ese crecimiento tambi\u00e9n mejora la posici\u00f3n del pa\u00eds en el mapa petrolero global. La Argentina ya supera a Colombia (713.000) y a Ecuador (460.000), aunque todav\u00eda estaba lejos de Brasil, el mayor productor de la regi\u00f3n, con 4,5 millones de barriles diarios<\/strong>, y por detr\u00e1s de M\u00e9xico (1,8 millones) y Venezuela (1,2 millones). Si alcanza el mill\u00f3n de barriles, quedar\u00eda a la par de Argelia y Om\u00e1n<\/strong>, que producen entre 1 y 1,1 millones de barriles diarios. En la cima del ranking est\u00e1n Estados Unidos<\/strong>, con casi 14 millones de barriles diarios, Rusia<\/strong> (9,6 millones) y Arabia Saudita <\/strong>(8,4 millones).<\/p>\n Detr\u00e1s de ese salto productivo hay m\u00e1s inversi\u00f3n. G&G estima que este a\u00f1o se destinar\u00e1n US$12.305 millones a la actividad no convencional en la cuenca neuquina<\/strong>, un 31% m\u00e1s que en 2025, mientras que la inversi\u00f3n en yacimientos convencionales se reduce a US$339 millones. <\/p>\n Los precios internacionales ayudaron. El conflicto en Medio Oriente y las restricciones en el estrecho de Ormuz dispararon la cotizaci\u00f3n del crudo<\/strong>. Pero la suba adem\u00e1s lleg\u00f3 en un momento oportuno, porque el pa\u00eds ya cuenta con ca\u00f1os para sacar ese petr\u00f3leo.<\/strong> <\/p>\n La ampliaci\u00f3n Duplicar Plus de Oldelval opera al 100% y evacua m\u00e1s de 540.000 barriles diarios hacia Puerto Rosales<\/strong>, en Buenos Aires, mientras que el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), de 437 kil\u00f3metros que une la cuenca neuquina con R\u00edo Negro, tiene un avance del 75% y sumar\u00eda entre 180.000 y 190.000 barriles diarios de capacidad de exportaci\u00f3n<\/strong>, con los primeros env\u00edos comerciales previstos para el primer trimestre de 2027.<\/p>\n El resultado se ve en el comercio exterior. Entre enero y agosto, las exportaciones de energ\u00eda sumaron US$10.667 millones, un 49% m\u00e1s que en el mismo per\u00edodo del a\u00f1o pasado<\/mark>, seg\u00fan el Indec. Las ventas de petr\u00f3leo crecieron 55%, por mayores vol\u00famenes (+13%) y mejores precios (+37%). El saldo energ\u00e9tico fue positivo en US$7834 millones y explic\u00f3 el 43% del super\u00e1vit comercial del pa\u00eds<\/strong>, de acuerdo con la consultora Econom\u00eda y Energ\u00eda. Para todo 2026, se proyecta un super\u00e1vit energ\u00e9tico r\u00e9cord, cercano a US$14.400 millones.<\/strong><\/p>\n Con el gas, la historia es distinta. En agosto se produjeron 155,7 millones de metros c\u00fabicos diarios (m3\/d), un 1,4% menos que un a\u00f1o antes<\/strong>, y la producci\u00f3n sigue por debajo del r\u00e9cord de agosto de 2025. El shale<\/em> gas marc\u00f3 un m\u00e1ximo de 97,6 millones de metros c\u00fabicos diarios en junio y ya representa el 61% del total, pero el crecimiento se frena por dos motivos. <\/strong><\/p>\n 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 a\u00f1o<\/strong>, y no hay d\u00f3nde colocar el excedente. El otro es el transporte. En junio y julio, la cuenca neuquina oper\u00f3 al tope de la capacidad de los gasoductos<\/strong>, y en el invierno igual hubo que importar gas natural licuado (GNL) caro.<\/p>\n Las perspectivas cambian a partir del a\u00f1o pr\u00f3ximo. TGS avanza con una ampliaci\u00f3n del gasoducto Perito Moreno (antes llamado N\u00e9stor Kirchner)<\/strong>, bajo el RIGI, que sumar\u00e1 14 millones de metros c\u00fabicos diarios en 2027. Despu\u00e9s del invierno de ese a\u00f1o llegar\u00eda el primer barco de licuefacci\u00f3n de Southern Energy<\/strong>, el consorcio que exportar\u00e1 GNL desde la costa de R\u00edo Negro. <\/p>\n Y el pr\u00f3ximo 26 de noviembre, YPF, la italiana ENI y XRG, el brazo de inversiones de Adnoc, anunciar\u00edan la decisi\u00f3n final de inversi\u00f3n de Argentina LNG<\/strong>, un proyecto que demandar\u00eda US$29.000 millones en su etapa inicial.<\/p>\n El otro cambio de fondo est\u00e1 en las cuentas p\u00fablicas. Los subsidios a la energ\u00eda, que en 2014 llegaron a unos US$21.000 millones \u2014el 3,7% del PBI\u2014, este a\u00f1o rondar\u00edan el 0,7% del producto<\/strong>, seg\u00fan G&G. La baja se explica por la actualizaci\u00f3n de tarifas, pero tambi\u00e9n por el menor costo de abastecer la demanda con gas local en lugar de importado<\/strong>. <\/p>\n El invierno, sin embargo, mostr\u00f3 que la cuenta todav\u00eda es sensible a los precios internacionales. Entre enero y agosto, los subsidios sumaron US$3254 millones, un 40% m\u00e1s que un a\u00f1o antes, casi todo por las transferencias a Cammesa para cubrir el encarecimiento de los combustibles para generar electricidad<\/strong>. Para 2027, el proyecto de Presupuesto prev\u00e9 destinar US$4024 millones al sector, el nivel m\u00e1s bajo de la serie medido sobre el PBI.<\/p>\n Las proyecciones de largo plazo son ambiciosas. Daniel Montamat, exsecretario de Energ\u00eda, estima que la producci\u00f3n de petr\u00f3leo llegar\u00e1 a 1,5 millones de barriles diarios a comienzos de la pr\u00f3xima d\u00e9cada<\/strong> y que la de gas podr\u00eda duplicarse con los proyectos de GNL. <\/p>\n \u201cLas exportaciones de energ\u00eda que promedian los US$10.000 millones pueden alcanzar los 45.000 millones\u201d, escribi\u00f3 en su \u00faltimo informe. Y dej\u00f3 planteada la pregunta que viene despu\u00e9s: \u201c\u00bfQu\u00e9 uso le va a dar el Estado \u2014Naci\u00f3n, provincias\u2014 a estos recursos de apropiaci\u00f3n de renta?\u201d.<\/strong><\/p>\n<\/div>\nEl turno del gas<\/span><\/h2>\n<\/p>\n