Inversión petrolera: 9 de cada 10 dólares van a Vaca Muerta y los montos se duplicaron desde 2016

Los números son elocuentes y confirman una tendencia que se viene consolidando hace casi una década: de cada diez dólares que se invierten en exploración y producción de petróleo y gas en la Argentina, nueve terminan en la formación Vaca Muerta.

Según datos del sector, los desembolsos totales en la Cuenca Neuquina escalaron hasta los u$s10.892 millones en el último año relevado, prácticamente el doble de lo que se invertía en 2016. Ese salto se explica casi por completo por el desarrollo del shale oil y el shale gas, mientras que las áreas convencionales y maduras siguen perdiendo peso relativo y absoluto en el mapa de inversiones.

La concentración no es un fenómeno nuevo, pero se acentuó con la salida de la crisis 2014-2016, la recuperación de los precios internacionales y, sobre todo, con la mejora de la productividad de las etapas de fractura en la cuenca neuquina. Hoy Vaca Muerta concentra alrededor del 90% de la inversión total del upstream argentino, un ratio que supera incluso al que se registraba en los años de mayor auge inicial del shale.

Esta dinámica tiene explicaciones técnicas y económicas. Las áreas maduras de la Cuenca del Golfo San Jorge y de la Cuenca Austral requieren cada vez más trabajo de mantenimiento y presentan tasas de retorno más bajas en un contexto de precios moderados del barril. En paralelo, la curva de aprendizaje en Vaca Muerta permitió bajar sensiblemente los costos de perforación y completación, lo que elevó la rentabilidad esperada de los proyectos.

Desde una perspectiva comparada, el caso argentino reproduce un patrón que se vio en otras formaciones no convencionales: una vez que la tecnología y la escala alcanzan un umbral mínimo, la inversión tiende a concentrarse de manera casi exclusiva en la ventana más productiva. Algo similar ocurrió con el Bakken y el Permian en Estados Unidos, aunque con la diferencia de que en Argentina la escala geográfica es mucho menor y la dependencia de un solo play es mayor.

El dato no es menor para la política energética. Mientras el discurso oficial celebra el “boom de Vaca Muerta”, la realidad es que el resto de la industria hidrocarburífera convencional se contrae. Eso implica menos actividad en provincias que históricamente dependían de esos yacimientos y un desafío logístico y de infraestructura concentrado casi exclusivamente en Neuquén, Río Negro y parte de Mendoza.

Mirado en clave de balanza de pagos, la concentración tiene sentido: el shale neuquino es el que genera los mayores volúmenes exportables de petróleo y, en menor medida, de gas. Pero también plantea riesgos de vulnerabilidad. Una eventual caída abrupta de precios internacionales o un shock regulatorio o de costos locales pegaría de lleno sobre un sector que ya representa casi la totalidad de la inversión petrolera del país.

Los analistas del sector estiman que, para mantener la senda de crecimiento actual, los desembolsos deberían seguir aumentando al menos un 15-20% anual en los próximos tres años. Ese incremento dependerá de la disponibilidad de dólares para importar insumos críticos, de la estabilidad macro y, sobre todo, de la capacidad de las operadoras de seguir mejorando la productividad de los pozos.

En definitiva, la Argentina petrolera de hoy es, cada vez más, Vaca Muerta. El resto de las cuencas sobrevive con presupuestos marginales o directamente en modo mantenimiento. Esa realidad, más que un dato estadístico, define el mapa de posibilidades y restricciones del sector para la próxima década.

La pregunta que queda abierta es si esa concentración extrema es sostenible en el largo plazo o si, en algún momento, será necesario repensar incentivos para evitar que el resto del patrimonio hidrocarburífero nacional termine abandonado por falta de escala económica.