Un estudio del IAPG, avalado por siete operadoras y dos universidades, elevó a 30.170 millones de barriles los recursos técnicamente recuperables de la formación: un 89% más que la última medición de referencia, hecha por Estados Unidos en 2013. El dato no cambia lo que hay en el subsuelo, pero sí cambia la conversación: el problema de Vaca Muerta dejó de ser la roca y pasó a ser la infraestructura, el financiamiento y el ritmo de desarrollo.
Durante trece años, la referencia obligada para hablar del potencial petrolero de Vaca Muerta fue un número ajeno: los 16.220 millones de barriles que había estimado en 2013 la agencia de energía de Estados Unidos (EIA), el mismo año en que YPF y Chevron firmaron el acuerdo por Loma Campana y arrancó el desarrollo comercial a gran escala de la cuenca. Esta semana esa referencia quedó actualizada, y no por poco: la Secretaría de Energía de la Nación presentó un estudio propio que eleva ese volumen a 30.170 millones de barriles, un salto del 89%.
Quién lo hizo y con qué método
El trabajo no es una proyección aislada de un funcionario ni una estimación de una sola compañía. Se llama "Estimación de los Recursos Remanentes Técnicamente Recuperables de Petróleo de la Formación Vaca Muerta", lo coordinó el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) por encargo de la Secretaría de Energía —el pedido formal se hizo en octubre de 2025— y lo elaboró un equipo multisectorial que integró técnicos de siete operadoras (YPF, Pluspetrol, Pan American Energy, Pampa Energía, Vista, Chevron y Tecpetrol), docentes de la UBA y la UNLP, y especialistas del propio IAPG. La metodología aplicada fue un análisis volumétrico probabilístico bajo el estándar internacional PRMS 2018, el que usa la industria para clasificar recursos y reservas, y el resultado fue avalado formalmente por el instituto y por ambas universidades.
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Es la primera revisión integral del play petrolero en unos quince años. Hasta ahora, la Argentina se movía con una foto de 2013.
Los tres factores detrás del salto
El estudio no atribuye el aumento a un yacimiento nuevo, sino a tres variables técnicas que se combinaron:
- El área prospectiva útil creció 22%, con la expansión de la zona donde resulta viable perforar hacia el sur de Mendoza y hacia Río Negro.
- El espesor útil de la formación aumentó 39%: Vaca Muerta no es una capa homogénea sino varios niveles de roca superpuestos, y hoy se identifican más niveles aptos para perforar que en 2013, con menor riesgo gracias a la experiencia acumulada.
- El factor de recuperación subió 54%, es decir, la porción del petróleo que efectivamente se puede extraer de la roca con la tecnología disponible. Acá pesan la mejor definición de la distancia óptima entre pozos y los avances en perforación y fractura hidráulica.
Ninguno de los tres factores, por separado, explica un salto del 89%. Combinados, sí.
Lo que cambia (y lo que no cambia) con este número
Conviene ser preciso con la categoría: son recursos técnicamente recuperables, no reservas probadas ni producción garantizada. Es petróleo que, según el estudio, podría extraerse a lo largo de toda la vida útil de la formación con la tecnología hoy disponible, no un stock que ya está listo para salir por el Oleoducto VMOS. La diferencia no es un tecnicismo menor: reservas probadas son las que ya están certificadas económicamente viables bajo condiciones actuales; recursos técnicamente recuperables son el techo de lo que la geología permite, sujeto a que la inversión, la tecnología y el mercado acompañen.
Dicho eso, el número sí tiene consecuencias concretas. Con la producción actual, el horizonte de extracción se estira a casi un siglo. Y funciona como insumo para algo muy tangible: las decisiones de inversión de las operadoras y el diseño de la infraestructura de evacuación que la cuenca todavía está construyendo, del Oleoducto VMOS a la planta de GNL de Southern Energy e YPF/ENI. El Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) no agrega un barril al subsuelo, pero es la herramienta con la que el Gobierno apuesta a que ese subsuelo se traduzca en exportaciones.
El anuncio, además, no llega en el vacío. Se conoció apenas semanas después de que la cuenca marcara en junio un nuevo récord de producción nacional (914.900 barriles diarios) y completa el mapa que el propio IAPG había trazado en 2025 con el estudio de recursos gasíferos, oficializado por la Resolución 157/2025. Entre ambos trabajos, la Argentina tiene hoy, por primera vez en más de una década, una foto propia y actualizada —no prestada de una agencia extranjera— de todo el potencial de hidrocarburos de la principal formación no convencional del país.
La lectura de fondo
El mensaje que baja desde la Secretaría de Energía es explícito: el desafío de Vaca Muerta ya no es demostrar que el recurso existe, sino acelerar su desarrollo antes de que un barril que no se produce a tiempo pierda el valor económico que hoy tiene. Es una lectura optimista y, a la vez, una forma de poner presión sobre el resto de la cadena: si el límite ya no es geológico, lo que queda por resolver es financiamiento, capacidad de evacuación, mano de obra y —como viene mostrando la coyuntura de las últimas semanas, entre el ajuste de Halliburton a sus proveedores y la discusión por el reparto de las regalías— cómo se sostiene toda la estructura de costos y de reparto que hace posible que ese petróleo, técnicamente recuperable, se convierta efectivamente en producción, en exportación y en dólares.
