Vaca Muerta crece mientras el mundo perfora menos: cómo cambió el mapa global del petróleo

Durante la última década, la exploración mundial de petróleo y gas se transformó de manera silenciosa pero profunda. Lo que en otros tiempos fue un motor de crecimiento del sector energético global y un componente esencial de los presupuestos, hoy ocupa un papel mucho más limitado. Los datos de Rystad Energy muestran que la curva de descubrimientos convencionales se redujo drásticamente: a comienzos de la década de 2010, el mundo superaba los 20.000 millones de barriles equivalentes de petróleo descubiertos cada año; en la actualidad, esa cifra se desmoronó a poco más de un tercio.

El ritmo de descubrimientos se estabilizó en torno a los 8.000 millones de barriles equivalentes por año desde 2020, y en el último período, entre 2023 y septiembre de este año, descendió aún más, hasta apenas 5.500 millones. Este fenómeno no es solo un reflejo de menor inversión, sino de un cambio de paradigma: la exploración dejó de ser un proceso expansivo y territorial para convertirse en una actividad precisa, orientada y tecnológicamente sofisticada.

Las empresas de exploración y producción (E&P) redefinieron sus estrategias y concentraron sus esfuerzos en cuencas específicas, con el objetivo de maximizar el rendimiento de capital y reducir la exposición al riesgo geológico y financiero.

La tendencia general es clara: la exploración petrolera ya no busca abarcar grandes superficies ni abrir nuevas fronteras a gran escala, sino optimizar aquellas zonas con condiciones favorables para la extracción eficiente. Las grandes compañías internacionales y las petroleras nacionales priorizan regiones con infraestructura existente, costos logísticos bajos y datos geológicos de alta resolución. Este modelo, que Rystad denomina de “precisión estratégica”, representa el nuevo estándar de la industria global.

Las cuencas que concentran las inversiones

Las inversiones exploratorias se concentran cada vez más en un número reducido de cuencas con alto potencial de retorno. Las más destacadas en los últimos años son la Cuenca Orange, frente a las costas de Namibia; las aguas profundas de Surinam; y la cuenca presalina de Brasil. Estas regiones simbolizan el paso de un enfoque extensivo a uno selectivo, donde el éxito no se mide por la cantidad de pozos perforados, sino por la calidad geológica de los yacimientos descubiertos.

Este cambio estratégico tiene consecuencias directas sobre la distribución geográfica del éxito exploratorio. Mientras en décadas anteriores los descubrimientos significativos se repartían entre múltiples continentes y provincias petroleras, hoy la actividad se concentra en un pequeño grupo de países. Namibia, Guyana, Surinam y Brasil se convirtieron en los principales polos de desarrollo exploratorio de la última década.

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Las empresas globales, impulsadas por la búsqueda de eficiencia y sostenibilidad financiera, muestran una mayor disposición a asumir riesgos en estos mercados emergentes, donde los marcos fiscales son más flexibles y las oportunidades de retorno resultan más atractivas.

Para los países receptores de estas inversiones, el contexto es igualmente transformador. Las naciones emergentes que albergan las nuevas fronteras exploratorias ven en estos proyectos una oportunidad histórica para generar ingresos, atraer capital extranjero y reforzar su seguridad energética. En tanto, los países productores tradicionales, con cuencas maduras o en declino, enfrentan el desafío de revitalizar sus recursos mediante nuevas técnicas de prospección o desarrollos en aguas ultraprofundas.

Tres grandes hitos que transformaron la industia petrolera

La reconfiguración del mapa energético mundial se explica, en buena medida, por tres grandes hitos que marcaron la evolución reciente de la industria. El primero de ellos fue el descubrimiento del campo Tupi —rebautizado Lula— por Petrobras en 2006, en la Cuenca Santos frente a las costas de Brasil. Aquel hallazgo inauguró la era del presal y demostró la viabilidad de extraer hidrocarburos por debajo de gruesas capas de sal que antes se consideraban una barrera insuperable. El avance fue tanto tecnológico como geológico: la mejora en las imágenes sísmicas, la perforación direccional y la ingeniería submarina hicieron posible un salto de escala en la exploración global.

El segundo punto de inflexión llegó en 2015, con el descubrimiento del campo Liza por ExxonMobil en el bloque Stabroek, en aguas de Guyana. Esa perforación inicial dio origen a una de las provincias petrolíferas más exitosas del siglo XXI. Desde entonces, el consorcio liderado por la petrolera estadounidense ha identificado más de 30 yacimientos con recursos recuperables estimados en 13.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, a los que se suman 2.000 millones adicionales descubiertos en Surinam. En menos de una década, Guyana pasó de ser un territorio sin historia hidrocarburífera a convertirse en un actor central del Atlántico Sur y una referencia global en exploración offshore.

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El tercer capítulo de esta transformación se desarrolla actualmente en Namibia. La Cuenca Orange, frente a las costas del país africano, ha revelado en los últimos tres años una serie de hallazgos significativos por parte de Shell, TotalEnergies y Galp Energia. Este conjunto de descubrimientos sugiere que Namibia podría convertirse en la próxima gran provincia petrolífera en aguas profundas, capaz de alterar el equilibrio de producción en el sur de África y abrir un nuevo ciclo de inversiones internacionales.

Mandan las supermajors

El protagonismo en estos desarrollos se reparte entre las grandes petroleras internacionales —ExxonMobil, TotalEnergies, Shell, Eni, BP y Chevron— y las compañías nacionales, como Petrobras, ADNOC y QatarEnergy. Según estimaciones de Rystad Energy, las seis grandes corporaciones internacionales representan alrededor del 22 por ciento de los volúmenes descubiertos desde 2015. A pesar del declive general en la exploración, estas empresas mantienen un rol central gracias a su capacidad financiera, su dominio tecnológico y su experiencia en la gestión de proyectos de alto riesgo.

Las compañías nacionales, por su parte, concentran sus esfuerzos en fortalecer la seguridad energética doméstica y expandir su presencia internacional mediante asociaciones estratégicas y exploraciones de frontera.

La contracción del volumen de descubrimientos tiene un correlato directo en el gasto global. El denominado expex —inversión anual en exploración— cayó desde un máximo histórico de 115.000 millones de dólares en 2013 a entre 50.000 y 60.000 millones en la actualidad. Esta reducción se explica por una combinación de factores: las presiones regulatorias derivadas de las políticas climáticas, el escrutinio de los inversores que demandan retornos estables y sostenibles, y una disciplina interna producto de las lecciones aprendidas tras años de sobreinversión.

Sin embargo, Rystad advierte que una disminución prolongada de la exploración puede generar tensiones futuras en la oferta global de hidrocarburos, comprometiendo la seguridad energética y la estabilidad de los precios.

Qué pasa con Vaca Muerta

Mientras el mapa mundial de la exploración se reduce y concentra, Argentina muestra otra dinámica. El desarrollo de la formación Vaca Muerta transformó al país en una de las pocas regiones del mundo donde las reservas de hidrocarburos aumentaron de manera sostenida en la última década. De acuerdo con el Reporte Anual Tendencias Oil & Gas Argentina, elaborado por la consultora Oil Production Consulting, entre 2013 y 2023 las reservas comprobadas de petróleo crecieron 28,8 por ciento, hasta alcanzar los 477.270 millones de metros cúbicos, mientras que las reservas de gas se incrementaron un 48,5 por ciento, hasta los 487.472 millones.

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Este crecimiento está directamente asociado con la expansión del desarrollo no convencional en la Cuenca Neuquina. Los yacimientos de shale oil y shale gas compensaron el declive de las áreas convencionales y reposicionaron al país en el escenario energético regional. La estructura de reservas revela una alta concentración empresarial. Pan American Energy (PAE), YPF y Vista Energy dominan el mercado de crudo, con una participación combinada superior al 75 por ciento. PAE encabeza el segmento de las reservas convencionales, con 175.994 millones de metros cúbicos, impulsada por la producción del yacimiento Cerro Dragón. YPF, por su parte, concentra la mayor parte de las reservas no convencionales, con 141.796 millones de metros cúbicos, lo que refuerza su papel estratégico en Vaca Muerta.

En el mercado gasífero, la distribución es más equilibrada. Total Austral lidera con 104.396 millones de metros cúbicos, seguida por Tecpetrol, con 100.709 millones, y Pan American Energy, con 87.251 millones. YPF y Pluspetrol completan el grupo de las principales productoras. La diferencia clave radica en el tipo de explotación: mientras Total Austral mantiene una posición dominante en gas convencional, Tecpetrol y YPF encabezan la producción no convencional en el shale neuquino.

La consolidación de Vaca Muerta se explica por la madurez de ciertos proyectos emblemáticos. Loma Campana, operado por YPF en asociación con Chevron, concentra el 19,4 por ciento de las reservas comprobadas de shale oil del país, con 47.990 millones de metros cúbicos. Le siguen La Amarga Chica, también de YPF, con 39.739 millones, y Bajada del Palo Oeste, de Vista Energy, con 30.952 millones. En el caso del gas, Fortín de Piedra —desarrollado por Tecpetrol— se destaca con 97.452 millones de metros cúbicos, equivalente al 20 por ciento del total nacional, mientras Aguada Pichana Oeste, de Pan American Energy, y La Calera, de Pluspetrol, completan el podio.

Las diferencias entre Neuquén y las otras cuencas exitosas

La dinámica de Vaca Muerta contrasta con la contracción global en al menos dos aspectos. En primer lugar, mientras las grandes compañías internacionales concentran su exploración en pocas cuencas offshore de alto riesgo y elevada inversión inicial, Argentina expande una frontera terrestre donde los recursos ya han sido comprobados y la curva de aprendizaje tecnológica está avanzada. En segundo lugar, el desarrollo neuquino combina actores públicos y privados, lo que facilita la coordinación de inversiones y la consolidación de infraestructura.

Sin embargo, hay un elemento en común entre ambos escenarios: la concentración. A escala global, la concentración geográfica de los descubrimientos refleja la búsqueda de eficiencia. En el caso argentino, la concentración empresarial y geológica responde al potencial singular de Vaca Muerta, que se ha convertido en el núcleo del sistema energético nacional. En ambos casos, la lógica subyacente es la misma: reducir riesgos, optimizar el capital y asegurar la rentabilidad en un contexto de transformación estructural de la industria.

El informe de Rystad Energy concluye que, aunque el mundo avanza hacia la neutralidad de carbono, la exploración de hidrocarburos sigue siendo imprescindible. Sin nuevos descubrimientos, la disminución natural de la producción podría traducirse en escasez de suministro y en mayor volatilidad de precios. La estabilidad de la transición energética dependerá, por tanto, de mantener un flujo de exploración suficiente para sostener la oferta mientras las energías alternativas ganan participación.

En ese sentido, el contraste entre el repliegue global y la expansión argentina adquiere una relevancia particular. La experiencia de Vaca Muerta muestra que, incluso en un contexto de transición, los países con recursos no convencionales pueden incrementar sus reservas mediante desarrollos tecnológicamente avanzados y asociaciones estratégicas. Al mismo tiempo, el panorama mundial advierte que la reducción de la exploración convencional y offshore podría limitar la capacidad de respuesta del sistema energético ante variaciones de la demanda.