La Cámara de Exploración y Producción de Hidrocarburos de la Argentina (CEPH) proyectó que la conformación de un horizonte macroeconómico y regulatorio estable, sumado a un entorno fiscal competitivo a nivel internacional, es crucial para incrementar sustantivamente los niveles de inversión y, con ello, la producción hidrocarburífera en la próxima década.
En este marco, y en medio de los debates sobre la macro y microeconomía argentina, la entidad estima que la balanza comercial energética podría crecer en 2035 desde los 27,1 mil millones de dólares de un escenario de base, hasta superar los U$ S 53 mil millones, considerando el actual contexto global.
La visión de la industria petrolera
Según la CEPH, Argentina dispone de recursos hidrocarburíferos para abastecer la demanda local de petróleo por más de un siglo y de gas natural por dos siglos. Esto representa una oportunidad histórica para el país, que no solo podría cubrir su demanda interna, sino también consolidar una plataforma de exportación a gran escala destinada a los mercados mundiales.
La industria de hidrocarburos, impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta y las inversiones enmarcadas en el Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI), subraya la exigencia de una elevada competitividad para acceder a los mercados internacionales. En este sentido, plantea la necesidad de implementar nuevas medidas. Entre las propuestas elevadas por el sector se incluyen la extensión de los beneficios del RIGI a la producción hidrocarburífera, la eliminación de las retenciones a las exportaciones de hidrocarburos y la disminución de la carga fiscal en las cuencas productoras, entre otras disposiciones.
Inversiones necesarias y escenarios de crecimiento
Para alcanzar una balanza comercial energética significativa, la CEPH estima que el sector debería realizar inversiones considerables entre 2026 y 2035. Estas inversiones se proyectan en U$ S 151 mil millones de dólares para un escenario expansivo, o hasta 197,6 millones de dólares para un mercado acelerado a nivel mundial, abarcando explotaciones de gas y petróleo, así como infraestructura asociada.
Escenario expansivo: Detalle y requerimientos de infraestructura
En el escenario expansivo, el informe de la CEPH prevé un crecimiento anual acumulativo del 11% en los pozos de shale oil. Paralelamente, la producción de gas natural se expandiría significativamente gracias a la instalación de casi 24 millones de toneladas por año (MTPA) de capacidad de licuefacción. Para lograrlo, sería necesaria la ampliación del ducto Tratayén – La Carlota para enero de 2028. Asimismo, el oleoducto Vaca Muerta Sur debería incrementar su capacidad proyectada a 700 mil barriles de petróleo crudo para inicios del mismo año.
Escenario acelerado: Foco en la maximización de crudo
El escenario acelerado apunta a maximizar la producción de petróleo en el corto plazo, mediante un incremento sustancial en la conexión de pozos de shale oil hasta el año 2030, para luego estabilizar la producción de crudo. Aunque esta alternativa no impulsa la producción de gas natural, demanda menos pozos específicos de gas debido al aumento del gas asociado a la mayor producción de petróleo.
Escenario de base: Un crecimiento moderado con infraestructura clave
Bajo el escenario de base, la balanza comercial energética promete un crecimiento hasta los U$ S 22,4 mil millones para 2035, con lo que ya está en marcha. Este cálculo de la CEPH proyecta un incremento moderado de la producción de crudo, con un crecimiento anual acumulativo del 5% en la cantidad de pozos conectados de shale oil. La producción de gas natural, por su parte, se expandiría impulsada por el crecimiento de las exportaciones.
Para esta alternativa, se prevé que el oleoducto Vaca Muerta Sur aporte una capacidad de 550 mil barriles diarios adicionales en diciembre de 2026, y que el oleoducto OTASA exporte un promedio de 90 mil barriles más por día. La infraestructura de gas incluye, a su vez, ampliaciones de la capacidad de transporte de TGS para 2027, el tramo Tratayén – La Carlota para enero de 2030, y un gasoducto dedicado para terminales de GNL en el Golfo San Matías para 2028. Se estima alcanzar 5,95 MTPA de exportación total de GNL para septiembre de 2028 y un incremento de 10 MMm3/d en las exportaciones regionales hacia 2030.
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