Inversión petrolera: 9 de cada 10 dólares van a Vaca Muerta y los montos se duplicaron desde 2016
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La inversión total en el sector upstream de hidrocarburos en la Argentina registró durante la última década una acelerada concentración en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, formación que recibe actualmente 9 de cada 10 dólares de los desembolsos de la industria petrolera.
Según los datos oficiales presentados por las compañías operadoras ante la Secretaría de Energía, y sistematizados por la consultora especializada Economía & Energía, las inversiones del sector petrolero alcanzaron los u$s12.243 millones durante 2025.
Esta cifra representó una contracción del 4,6% en comparación con los registros de 2024, aunque el monto ejecutado superó en u$s688 millones las proyecciones iniciales estimadas por las empresas para ese mismo período.
El destino regional de las inversiones
La distribución geográfica de los flujos de capital evidencia el predominio absoluto de la Cuenca Neuquina, impulsada por el desarrollo de los recursos de shale oil y shale gas. En 2016, dicha región captaba el 62% del total de los fondos destinados al sector, mientras que las proyecciones para 2026 elevan esa participación al 91% del presupuesto total.
Este avance relegó a otras regiones productivas tradicionales, las cuales disminuyeron de manera sistemática su peso relativo en la matriz de financiamiento de la industria y que habitualmente son caracterizadas como cuencas maduras que atraviesan el declino natural.
En términos absolutos, la asignación de recursos en la Cuenca Neuquina experimentó un crecimiento sostenido entre los años 2016 y 2025, al pasar de u$s4.182 millones a u$s10.892 millones, lo que significó un incremento superior al 160%.
Este comportamiento expansivo contrastó con la dinámica de la Cuenca del Golfo San Jorge, cuyos montos descendieron de u$s1.789 millones a u$s982 millones en el mismo lapso. Por su parte, la Cuenca Austral sufrió una trayectoria similar, con una reducción de capitales que pasaron de u$s461 millones a u$s251 millones, de acuerdo al reporte.
La expansión inversora de Vaca Muerta
Sin embargo, el desarrollo de los recursos de Vaca Muerta también empezaron a expandirse en los últimos dos años con las millonarias obras de infraestructura de exportación en marcha a través de obras emblemáticas como el VMOS o los desarrollos de GNL.
En el primero de los casos el sistema de transporte y almacenamiento Vaca Muerta Oil Sur, cuya entrada en operación se prevé para fines de 2026, esta demandando una inversión de u$s3000 millones que se vuelvan en particular en la provincia de Río Negro, donde se concentra la infraestructura y la mega terminal portuaraia de exportación de Punta Colorada.
En cuanto al GNL también convergen hacia el golfo San Matías dos mega inversiones encaradas por el consorcio Southern Energy, que en 2027 se convertirá en el primer exportador de este combustible de la Argentina, y el consorcio de YPF con Eni y Adnoc denominado Argentina LNG. Entre ambos proyectos se preven inversiones iniciales por unos u$s40.000 millones a lo largo de los próximos años.
En qué se invirte en la Cuenca Neuquina
Según tipo de actividad operativa, la explotación concentró la mayor parte del capital disponible frente a las tareas de exploración pura y complementaria. Durante el ciclo 2025, el segmento de explotación absorbió u$s12.000 millones, manteniendo la tendencia observada en 2024 cuando se ubicó en u$s12.200 millones.
La actividad exploratoria permaneció en niveles marginales en todo el período analizado, con registros históricos que oscilaron por debajo de los u$s600 millones de dólares anuales tras la contracción generalizada del mercado en el año 2020.
Las tareas específicas de perforación y reparación de pozos se erigieron como el principal destino de los fondos sectoriales, representando el 69% del gasto consolidado de las firmas durante el último año. Al evaluar la división por recurso, los desembolsos en pozos petroleros alcanzaron los 6.308 millones de dólares en 2025, cifra que reflejó un incremento interanual del 5%.
Esta evolución estuvo respaldada por la continuidad en los planes de perforación en las áreas de crudo no convencional, compensando las variaciones de otros componentes de la cadena de valor.