Nuevas estimaciones del IAPG
La cifra que la Secretaría de Energía difundió esta semana ubica a Vaca Muerta entre las mayores formaciones de shale oil evaluadas del mundo.
Los 30.170 millones de barriles de recursos remanentes técnicamente recuperables que estimó el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) equivalen al 40% del Bazhenov ruso, al 45% del Permian sumado y al 65% del conjunto Wolfcamp y Bone Spring del Delaware Basin.
Una sola formación, Vaca Muerta, pasó a valer 12% más que todo lo que la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) le atribuía a la Argentina, en total, en 2013, cuando sumaba 27.000 millones de barriles entre Vaca Muerta, Los Molles, la cuenca Austral y el Golfo San Jorge.
Qué midió el IAPG
El estudio calculó recursos remanentes técnicamente recuperables según el estándar PRMS 2018, con un análisis volumétrico probabilístico. La categoría agrupa tres cosas: las reservas que las operadoras ya tienen certificadas, los recursos contingentes que están descubiertos pero todavía sin proyecto de desarrollo, y los recursos prospectivos, que son los que se estiman en superficie aún no perforada. Todo eso, medido al final de la vida útil de la formación y descontado lo que ya se produjo.
Lo que la categoría no incluye es igual de relevante.
No hay test de viabilidad económica ni de acceso a mercado: el volumen se declara recuperable con la tecnología disponible, sin preguntar a qué precio ni con qué capacidad de evacuación. Y no es una reserva, de modo que ninguna operadora puede llevar esos barriles a su balance por efecto de este estudio.
En qué se diferencia de la medición anterior
La referencia que rigió durante trece años salía de un trabajo que la consultora Advanced Resources International (ARI) hizo para la EIA en 2013, sobre 137 formaciones en 41 países. Ese informe le asignó a Vaca Muerta 270.000 millones de barriles de petróleo en sitio riesgado y 16.200 millones de recuperables.
El anexo del informe, que publica ambas magnitudes formación por formación, muestra de dónde salía esa segunda cifra: un factor de recuperación de 6,00%. Es exactamente el mismo que ARI le aplicó al Bazhenov, en Siberia occidental, sobre un volumen en sitio cuatro veces y media mayor. Los Molles recibió 6,07%; la formación La Luna de Colombia y Venezuela, 4,98%; el Goldwyer australiano, 3,98%. La estimación de 2013 no midió la productividad del play argentino, porque en ese momento casi no había pozos horizontales con fractura múltiple de los que aprenderla: le aplicó un porcentaje de escritorio a un volumen geológico.
Ahí está la diferencia de fondo con el trabajo de 2026, que se apoya en trece años de perforación y en la correlación contra certificaciones de reservas. El comunicado oficial informa que el factor de recuperación subió 54%, junto con una ampliación de 22% del área prospectiva útil y de 39% del espesor útil. Aplicado sobre la base de 2013, ese salto implica un factor de alrededor de 9,24%, según cálculo propio a partir de las dos fuentes. El estudio completo todavía no está publicado, de modo que el parámetro no puede leerse directamente.
Cómo se compara con las otras formaciones
Las cifras internacionales disponibles responden a tres estándares distintos y conviene no cruzarlos. El Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) evalúa recursos no descubiertos, una categoría más chica que la del IAPG porque excluye las reservas ya certificadas. ARI estimaba volumen en sitio riesgado por un factor de recuperación. El IAPG mide remanentes.
Formación Evaluación Millones de barriles Bazhenov, Siberia occidental ARI 2013 74.600 Permian, Delaware y Midland sumados USGS 2016 y 2018 66.271 Wolfcamp y Bone Spring, Delaware Basin USGS 2018 46.271 Vaca Muerta IAPG 2026 30.170 Wolfcamp, Midland Basin USGS 2016 20.000 Vaca Muerta ARI 2013 16.200 Bakken y Three Forks USGS 2021 4.300
Permian aparece en la tabla dos veces: desagregado en sus dos evaluaciones y sumado.
El USGS nunca publicó un total consolidado de la provincia, de modo que los 66.271 millones son una suma propia de dos trabajos de años distintos, 2016 para el Wolfcamp del Midland y 2018 para el Wolfcamp y el Bone Spring del Delaware. Con esa salvedad, Permian queda segundo detrás del Bazhenov y por encima de Vaca Muerta.
La comparación de recursos, sin embargo, esconde la distancia real de desarrollo.
Las formaciones de shale y tight de Permian produjeron 6 millones de barriles diarios en 2025, el 44% de todo el crudo de Estados Unidos, según la Administración de Información Energética. Vaca Muerta tiene el 45% de su recurso y produce alrededor del 10% de su volumen.
Bakken sirve para entender por qué la advertencia sobre estándares importa.
El USGS le había estimado 7.400 millones de barriles en 2013 y lo recortó a 4.300 en 2021. El propio documento consigna la causa: en el período se perforaron más de 6.400 pozos y se extrajeron alrededor de 4.000 millones de barriles de esas unidades. Como la categoría mide lo no descubierto, todo lo que se descubre y se produce sale del stock. La misma lógica alcanza a las cifras del Permian, evaluadas hace ocho y diez años sobre una provincia que desde entonces produjo a razón de varios millones de barriles diarios.
En junio de 2026, último mes completo de la serie oficial, la formación Vaca Muerta produjo 633.927 barriles diarios, sobre 910.462 barriles diarios del total nacional. Las cifras corresponden a producción bruta operada, el total declarado por cada operador sin descontar la participación de sus socios, sobre el dataset descargado el 13 de agosto.