Por la guerra en Medio Oriente, la balanza energética argentina podría sumar u$s10.000 millones por año

Se debe a los altos precios del petróleo y el gas y a una mayor actividad en Vaca Muerta. Si los guarismos de CEPH se cumplen, el sector de la energía generaría más dólares de los que hoy produce el campo.

Por la guerra en Medio Oriente, la balanza comercial energética se incrementaría unos u$s10.000 millones por año, hasta el récord de u$s48.000 millones de divisas para el país en 2030.

Un estudio de la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) estimó que por los efectos de la guerra en Medio Oriente los altos precios del petróleo y el gas y una mayor actividad en Vaca Muerta, la Argentina podría sumar unos u$s10.000 millones por año al superávit comercial de balanza energética.

Si los guarismos de la CEPH se cumplen -bajo determinadas condiciones-, el sector de la energía generaría más dólares de los que hoy produce el campo. En 2025 la balanza comercial agroindustrial argentina tuvo un superávit de u$s42.196 millones. En ese mismo año la de energía arrojó un saldo positivo de u$s7.829 millones. Pero si los precios de exportación de gas y petróleo siguen en alza y se duplica la producción de hidrocarburos, al 2035 la balanza energética cruzaría los u$s48.000 millones por año.

El informe, encargado al experto Nicolás Arceo, planteó tres escenarios "base" posibles hasta 2035 (moderado, expansivo, acelerado) para el desarrollo de los hidrocarburos, con foco en los no convencionales y la actividad en Vaca Muerta. Luego, Arceo y la Cámara agregaron una nueva estimación con los precios actuales, impactados por la guerra de EEUU e Israel contra Irán.

Los tres escenarios "base" se pensaron con los precios a futuro del crudo vigentes en noviembre de 2025: un barril de Brent a u$s62 y el gas a u$s9,3 por millón de BTU, cotizado en el Title Transfer Facility (TTF), principal mercado virtual de intercambio de gas natural en los Países Bajos. Pero además, la proyección se realizó con valor de un pozo terminado que bajaría por más eficiencia de las empresas de u$s15 millones a u$s13 millones en los próximos años.

Con el impacto de la guerra, los tres escenarios se traspolaron a precios futuros de la actualidad: u$s90 el barril Brent y u$s16,2 por millón de BTU para el gas, lo que modifica sensiblemente la evolución de las balanzas comerciales calculadas para los tres escenarios "base". Pero también son indispensables los avances en las obras de transporte necesarias (VMOS, midstream para gas asociado al shale oil, ampliaciones de gasoductos, reversiones), los proyectos de GNL, plantas de bombeo y de tratamiento, nuevos puertos exportadores, vigencia del RIGI, retenciones sin sobresaltos y otros factores.

"Sólo la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, en un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, permitirá incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, de la producción hidrocarburífera en la próxima década", recalcó el reporte al que accedió este medio.

Otra salvedad que se debe tener en cuenta son los niveles de inversión para duplicar la actividad en Vaca Muerta: con precios de hidrocarburos más caros, suben los costos de producción y también se encarecen las inversiones previstas.

Por último, los tres escenarios se elaboraron previamente al nuevo régimen de baja de retenciones al crudo convencional de cuencas maduras y no incluyen nueva actividad de la Cuenca Cuyana, el desarrollo inicial de Palermo Aike, los proyectos offshore y el no convencional de la Cuenca San Jorge, que por ejemplo, impulsa PAE.

Carlos Ormachea: "Vaca Muerta es un proyecto de exportación"

La producción de petróleo y gas en Argentina muestra una recuperación significativa desde 2017, con niveles récord tanto en producción como en exportaciones. Si bien en años anteriores el país enfrentó un déficit en la balanza comercial energética, el crecimiento de las exportaciones de crudo junto con la reducción de las importaciones de gas natural comenzaron a revertir ese escenario. Entre 2022 y 2023, el sector hidrocarburífero aportó divisas adicionales por u$s12.000 millones. En este contexto, el desarrollo de los recursos no convencionales aparece como la clave hacia adelante.

Carlos Ormachea, presidente de la CEPH, fue contundente: "Vaca Muerta es un proyecto de exportación; no tiene sentido hablar de recursos para 100 años de autoabastecimiento. En el futuro se avanzará hacia la transición energética, pero en el mundo ya no se usan subsidios para proyectos que no son rentables: se invierte donde hay negocio, en proyectos rentables que se pagan, y eso lo vimos en el último CERAWeek de Houston".

En esa línea, agregó: "La ventana de aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos en el mundo es acotada por el avance de la transición energética, por eso es necesaria la inversión hoy y en los próximos años para terminar de desplegar el potencial del sector. Argentina tiene que garantizar el sostenimiento de la producción en las cuencas convencionales, por el impacto en el empleo y la necesidad de crudo pesado para la refinación, pero el futuro es Vaca Muerta".

Por su parte, Nicolás Arceo, consultor privado y director de Economía y Energía, señaló que se observa una "demanda creciente de petróleo hasta la década siguiente", tras lo cual comenzaría una etapa de declino, aunque advirtió que la Agencia Internacional de la Energía revisa sus proyecciones de forma constante. "Lo que se sostiene es un aumento de la demanda de gas natural producto de la disminución del uso del carbón en el mundo, y eso es una oportunidad para el GNL argentino. Para el petróleo hay diferencias en las proyecciones, pero coinciden en que el declino comienza recién en 2035", explicó.

Los 3 escenarios de proyección de la CEPH

Escenario Moderado: 1 millón de barriles de petróleo y 213 MMm³/d de gas

• Se trata de un escenario con un crecimiento moderado de la producción de crudo (la cantidad de pozos enganchados de shale oil crece al 5% anual acumulativo). Por su parte, la producción de gas natural se expande por el crecimiento de las exportaciones.

• Transporte de crudo: i) OTASA exporta en promedio 90 kbbl/d de crudo; ii) se amplía la capacidad de transporte desde cuenca Neuquina por el ingreso de Vaca Muerta Sur en diciembre 2026 con una capacidad de 550 kbbl/d adicionales.

• Transporte de gas natural: i) ampliación de TGS de la capacidad de transporte desde cuenca neuquina (+14 MMm3/día en julio de 2027); ii) ampliación Tratayén – La Carlota en enero de 2030 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina); iii) gasoducto dedicado al abastecimiento de las terminales licuefactoras en el Golfo San Matías en julio de 2028 (27 MMm3/día).

• Exportaciones de gas natural: i) a los mercados regionales expandiéndose hasta 10 MMm3/d adicionales de exportación desde 2030; ii) 2,45 MTPA de exportación de GNL a partir de Septiembre 2027; iii) 5,95 MTPA de exportación total de GNL a partir de Septiembre 2028.

“Este escenario se daría solamente con los proyectos que ya cuentan con decisión final de inversión, es decir, los que están actualmente en ejecución”, explicó Arceo, al detallar una hoja de ruta donde el salto exportador.

Así, el salto en el gas estará impulsado por la entrada en operación del gasoducto Tratayén–La Carlota y la incorporación de los buques de Southern Energy SESA -el Hilly Eliseo en septiembre de 2027 y el MK2 en septiembre de 2028-. El esquema no contempla la construcción de nuevos parques de refinación, pero sí el despliegue de infraestructura clave: la logística y gasoducto dedicado para SESA y sus dos unidades flotantes, al menos una nueva planta de tratamiento de gas asociado al shale oil y el poliducto para NGLs de TGS y la finalización del oleoducto VMOS.

Escenario Moderado de la CEPH: 1 millón de barriles de petróleo y 213 MMm³/d de gas al 2030.

Escenario Moderado: niveles de producción y dólares por exportaciones

Bajo estas condiciones, el escenario moderado proyecta una producción de 1 millón de barriles de petróleo y 213 MMm³/d de gas en 2030, que escalaría a 1,204 millones de barriles y 218 MMm³/d en 2035, consolidando un fuerte crecimiento sostenido del sector energético argentino.

En este primer escenario, el saldo de la balanza comercial energética llegaría a u$s17.741 millones en 2030, mientras que para 2035 sumaría u$s18.535 millones.

A los precios de guerra, las balanzas comerciales subirían a u$s18.442 millones en 2030 y a u$s23.226 millones en 2035.

A los precios de guerra, en el escanario moderado las balanzas comerciales subirían a u$s18.442 en 2030 y a u$s26.226 millones en 2035.

Escenario Expansivo: 1,14 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas

• Escenario con una expansión más significativa de la producción de crudo, la cantidad de pozos enganchados de shale oil crece al 11% anual acumulativo. La producción de gas natural se expande, producto de la instalación de casi 24 MTPA de capacidad de licuefacción.

• Transporte de crudo: adicionalmente a lo contemplado en el Escenario Moderado, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028.

• Expansión del parque automotor en línea con el crecimiento económico (+5,0% anual).

• Aumento progresivo de las ventas de vehículos eléctricos hasta alcanzar el 9% de la flota en 2035.

• Transporte de gas natural: a la ampliación de TGS del Escenario Moderado se agrega: i) la ampliación Tratayén – La Carlota se adelanta a enero de 2028 (+20 MMm3/d desde cuenca Neuquina); ii) desarrollo de capacidad de transporte por parte de los gasoductos dedicados a fin de abastecer la mayor capacidad de licuefacción.

• Exportaciones de gas natural: adicionalmente a lo contemplado en el Escenario Moderado: i) +12 MTPA de exportación de GNL desde julio 2029; ii) +6 MTPA adicionales de exportación de GNL desde julio 2030.

En el Escenario Expansivo se prevé una producción de 1,14 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas al 2030.

El escenario expansivo, que también es el que comparte Daniel González, secretario coordinador de Energía y Minería de la Nación, plantea una aceleración significativa del desarrollo de Vaca Muerta y del complejo exportador de hidrocarburos. En este marco, Nicolás Arceo explicó que “el crecimiento de pozos de shale oil del 11% anual acumulativo, con un objetivo al 2030, irá acompañado por la expansión de la capacidad de licuefacción, a medida que ingresen en la próxima década los proyectos Argentina LNG de YPF, junto con los de SESA ya en funcionamiento”. En paralelo, se prevé la ampliación del sistema de evacuación de crudo, con el oleoducto Vaca Muerta Oil Sur elevando su capacidad de transporte hasta los 700.000 barriles diarios.

En materia de gas, el escenario mantiene la base del esquema moderado, pero incorpora un salto en infraestructura. Se proyecta la ampliación y el adelantamiento del gasoducto Tratayén–La Carlota, en el centro-oeste del país, con una capacidad cercana a los 40 MMm³/d, lo que permitiría sustituir el uso de gasoil en centrales termoeléctricas y, al mismo tiempo, abastecer al mercado interno. A esto se suma el desarrollo de gasoductos dedicados en Río Negro para alimentar los proyectos de GNL de SESA.

Carlos Ormachea definió este sendero como el objetivo de la industria: “Es un escenario desafiante, pero es el que estamos buscando; es el mismo escenario que tiene el Gobierno. Es el escenario propuesto que está siguiendo la industria, si todo lo que estamos impulsando hoy se concreta dentro de lo que vemos posible”.

Sin embargo, Arceo advirtió que este escenario exige un fuerte esfuerzo inversor: “Este escenario requiere un aumento de niveles significativos de inversión respecto del escenario base, con un promedio superior a u$s18.000 millones anuales hasta 2030 y, entre 2031 y 2035, unos u$s17.000 millones por año. Se necesita prácticamente duplicar el nivel de inversiones en el resto de la década -hasta alcanzar los u$s21.000 millones en 2027- y luego sostener un promedio de u$s14.000 millones anuales durante una década”.

En ese sentido, Ormachea destacó el rol del marco regulatorio como acelerador de decisiones: “La ampliación del RIGI al upstream adelanta varios de los proyectos que estaban en evaluación y hace que se conviertan antes en decisiones finales de inversión. Eso vuelve más probable el escenario expansivo. El RIGI fija plazos para acceder a los incentivos, y proyectos que podían esperar hoy están cerca de concretarse. Pero no es sencillo: en paralelo a las inversiones, hay que desarrollar capacidades técnicas y físicas”, concluyó.

Escenario Expansivo: niveles de producción y dólares por exportaciones

Bajo estas condiciones, las proyecciones indican un salto productivo relevante: 1,140 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas en 2030, que escalarían a 1,688 millones de barriles y 301 MMm³/d en 2035, consolidando a la Argentina como un actor energético de escala global.

En el segundo escenario, el saldo de la balanza comercial energética llegaría a u$s24.639 millones en 2030, mientras que para 2035 sumaría u$s37.678 millones.

A los precios de guerra, el superávit de las balanzas comerciales subirían a u$s32.576 millones en 2030 y a u$s48.681 millones en 2035.

A los precios de guerra, en el Escenario Expansivo el superávit de las balanzas comerciales subirían a u$s32.576 en 2030 y a u$s48.681 millones en 2035.

Escenario Acelerado: 1,676 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas

• Se acelera sensiblemente la cantidad de pozos enganchados de shale oil hasta 2030, para luego mantenerse a un nivel que estabiliza la producción de crudo.

• La producción de gas natural es similar al Escenario Expansivo, pero se requieren de menos pozos de gas natural ante el incremento del gas asociado.

• Transporte de crudo: adicionalmente a lo contemplado en el Escenario Moderado, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur incrementa su capacidad hasta 700 kbbl/d a inicios de 2028.

• Expansión del parque automotor en línea con el crecimiento económico (+5,0% anual).

• Aumento progresivo de las ventas de vehículos eléctricos hasta alcanzar el 9% de la flota en 2035.

• Transporte de gas natural: similar al Escenario Expansivo.

• Exportaciones de gas natural: similar al Escenario Expansivo.

En el Escenario Acelerado se prevé una producción de 1,676 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas al 2030.

Tal como explicó Nicolás Arceo, en este escenario se anticipan a 2030 los objetivos originalmente previstos para 2035, a partir de un fuerte incremento en la cantidad de pozos conectados de shale oil. “Al acelerarlo se llega antes a la meta de 2035, pero con mucho volumen de gas asociado al shale oil y sin las plantas suficientes para tratarlo listas para usarse, lo que hace que baje un poco la producción y exportación de gas y afecte a la cadena productiva general. Sí o sí se necesitará en esta proyección una ampliación del oleoducto VMOS, por ejemplo”, advirtió.

En esa línea, el consultor señaló que el ritmo de inversiones genera un adelantamiento del ciclo productivo: “Con tanta inversión acelerada se permite alcanzar niveles altos de producción de petróleo no convencional en 2030, y a partir de ahí se entra en un plateau de producción en el primer quinquenio de la década de 2030; lo mismo pasa con el gas. Lo que cambia es la balanza comercial, que muestra un menor nivel de exportación en 2035 porque la producción declina más rápido al haberse acelerado, pero lo positivo es que se adelanta a 2030 un nivel de exportaciones y un saldo de balanza comercial de u$s36.000 millones”, afirmó Arceo.

Escenario Acelerado: niveles de producción y dólares por exportaciones

Bajo estas condiciones, las proyecciones indican un salto productivo relevante: 1,676 millones de barriles de petróleo y 281 MMm³/d de gas en 2030, que totalizarían 1,671 millones de barriles y 302 MMm³/d en 2035. El petróleo se reduce escuetamente por el tiempo que se demoraría la construcción de obras necesarias y complementarias para exportar.

En el tercer escenario, el saldo de la balanza comercial energética llegaría a u$s36.768 millones en 2030, mientras que para 2035 sumaría u$s37.271 millones.

A los precios de guerra, el superávit de las balanzas comerciales subirían a u$s47.225 millones en 2030 y a u$s48.190 millones en 2035.

A los precios de guerra, en Escenario Acelerado el superávit de las balanzas comerciales subirían a u$s47.225 millones en 2030 y a u$s48.190 millones en 2035.

Conclusiones de las proyecciones para los hidrocarburos

En primer lugar, la guerra en Medio Oriente está reconfigurando el mapa energético global: los países buscan diversificar sus fuentes de suministro confiable y, en ese nuevo escenario, Argentina comienza a ganar protagonismo en un radar donde antes tenía menor visibilidad.

En materia de GNL, la tendencia muestra una reducción en la necesidad de importaciones. El año pasado se adquirieron 27 cargamentos y se descargaron 25 buques, mientras que para 2026 se proyectan unos 23 barcos. En los escenarios más optimistas y probables, ese número podría reducirse a apenas una decena hasta netearlos a cero versus exportaciones, reflejando el avance hacia un mayor autoabastecimiento en los inviernos y ante la alta demanda.

A nivel de competitividad, persisten desafíos frente a otros polos productivos como la cuenca Permian en Estados Unidos, donde los pozos pueden perforarse y completarse en apenas 12 o 13 días. Allí, los costos resultan entre un 25% y un 35% más bajos que en Vaca Muerta, principalmente por insumos más caros en Argentina, como servicios, arena y tuberías. “Los costos están bajando, pero no tanto”, advirtió Ormachea.

Otro efecto potencial del conflicto es el impacto sobre los costos globales de desarrollo. La necesidad de Qatar de reconstruir infraestructura de gas y exportación de GNL podría tensionar la demanda de insumos y servicios a nivel internacional, encareciendo proyectos similares en otros países, incluidos los que impulsa Argentina, especialmente los liderados por YPF.

Por último, el contexto internacional también abre una oportunidad macroeconómica: de sostenerse estas condiciones, la guerra podría traducirse en un incremento de alrededor de u$s10.000 millones por año en la balanza comercial energética hacia 2030 y 2035, llevando el ingreso de divisas netas a unos u$s48.000 millones para el país y las arcas del Banco Central.