Los precios del crudo cerraron la última semana con fuertes pérdidas, marcando su peor desempeño en casi cuatro meses. El Brent, el barril de referencia mundial, cayó un 3,8%, su mayor descenso semanal desde noviembre del año pasado, mientras que el West Texas Intermediate (WTI) de Estados Unidos retrocedió un 3,9%, su peor caída desde enero. Esta volatilidad refleja un mercado petrolero tensionado por decisiones de la OPEP+, incertidumbre geopolítica y señales confusas sobre la demanda global de energía.

El Brent cerró la semana en $us 70,36 por barril, un aumento del 1,3% en la sesión del viernes, pero acumulando una caída semanal significativa. Por su parte, el WTI terminó en $us 67,04, con un alza del 1,02% en el día, pero con una pérdida semanal del 3,9%. Estos movimientos contrastan con los máximos alcanzados durante la semana, cuando el Brent tocó los $us 71,40 y el WTI los $us 68,22, impulsados por comentarios del viceprimer ministro ruso, Alexander Novak, quien sugirió que la OPEP+ podría reconsiderar su estrategia de producción después de abril.

Tensiones geopolíticas

Uno de los factores clave que influyeron en la volatilidad del mercado fue la amenaza del presidente estadounidense, Donald Trump, de imponer sanciones a Rusia si no se alcanzaba un alto el fuego en Ucrania. En una publicación en su plataforma Truth Social, Trump afirmó que estaba «considerando seriamente» sanciones a los bancos rusos y aranceles comerciales sobre productos rusos debido a los continuos ataques militares en Ucrania. Esta declaración generó incertidumbre en los mercados, ya que Rusia es uno de los principales exportadores de crudo a nivel global.

«La perspectiva de una tregua temporal en Ucrania limitó las noticias sobre aranceles que trastocaron los mercados globales», señalaron analistas de Barclays. Sin embargo, la posibilidad de sanciones adicionales a Rusia mantuvo a los inversores en alerta, especialmente en un contexto en el que la OPEP+ planea aumentar su producción en abril.

Aumento de la oferta de crudo

La decisión de la OPEP+ de incrementar la producción en 138.000 barriles diarios a partir de abril añadió presión a los precios del crudo. Este movimiento, el primero desde 2022, ha sido interpretado por los mercados como una señal de que el cártel podría estar respondiendo a presiones políticas, particularmente de la administración Trump, en lugar de a una demanda más fuerte de lo esperado.

«La decisión de la OPEP+ de aumentar la producción no parecía responder a una demanda de petróleo más fuerte de lo esperado, sino más bien a una creciente presión política, especialmente de la administración Trump», destacó Barclays en un informe.

Goldman Sachs, uno de los bancos de inversión más influyentes de Wall Street, advirtió que este aumento de la producción podría generar riesgos a la baja para los precios del crudo en los próximos años. El banco revisó sus pronósticos para el Brent y el WTI, estimando que el Brent podría caer a un rango de $us 60 a $us 65 por barril a finales de 2026 si la OPEP+ mantiene un aumento de la oferta durante 18 meses.

«En concreto, estimamos que el Brent caería a un nivel entre 60 y 65 dólares a finales de 2026 en un escenario de riesgo en el que la oferta de la OPEP+ aumenta durante 18 meses», dijo Goldman Sachs. Además, el banco señaló que la demanda de petróleo podría ser más débil de lo esperado, especialmente en China, y que la escalada arancelaria global podría afectar el crecimiento económico y, por ende, el consumo de energía.

Inventarios del crudo y políticas comerciales

Otro factor que pesó sobre los precios del crudo fue el aumento de los inventarios de petróleo en Estados Unidos, que alcanzaron su nivel más alto desde diciembre de 2021. Este incremento en las reservas, combinado con la decisión de la OPEP+ de aumentar la producción, generó preocupaciones sobre un exceso de oferta en el mercado.

Además, las políticas comerciales de la administración Trump continuaron influyendo en los mercados globales. Aunque el presidente suspendió temporalmente los aranceles del 25% sobre productos de Canadá y México, los impuestos al acero y al aluminio siguen vigentes, lo que ha generado incertidumbre sobre el futuro del comercio internacional y su impacto en la demanda de energía.

«Los mercados globales se han visto afectados por la fluctuación de la política comercial en los EEUU, el mayor consumidor de petróleo del mundo», destacaron analistas. Esta incertidumbre se reflejó en los comentarios del presidente de la Reserva Federal (Fed), Jerome Powell, quien señaló que la institución está monitoreando cómo las nuevas políticas comerciales de la administración Trump podrían afectar la economía estadounidense.

Perspectivas a futuro

A corto plazo, los precios del crudo podrían encontrar cierto soporte en un dólar debilitado y en los planes de Estados Unidos para reabastecer su reserva estratégica de petróleo. Sin embargo, a mediano plazo, los riesgos a la baja parecen predominar, especialmente si la OPEP+ mantiene su estrategia de aumentar la producción y si las tensiones comerciales globales continúan afectando la demanda.

Citi Research coincidió con Goldman Sachs en que la decisión de la OPEP+ es «más bajista para los precios del petróleo» y que el Brent podría caer a un rango de $us 60 a $us 65 por barril en los próximos 6 a 12 meses. Por su parte, Axis Securities destacó que «el mercado está bajo presión debido a múltiples factores, entre ellos, la OPEP+, que ha señalado el regreso de una oferta previamente retenida, las preocupaciones sobre una posible debilidad de la demanda derivada de la evolución de las políticas comerciales estadounidenses y una acumulación de inventarios».

Bolivia intenta a posicionarse en el mercado internacional del litio en medio de una caída histórica de los precios globales. Los expertos citan el crecimiento de la oferta como la causa principal que mueve la cotización a la baja. Por su parte, la Agencia Internacional de Energía (AIE) espera que la demanda de baterías continúe en aumento.

Según datos del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, Yacimientos de Litio Bolivianos (YLB) generó Bs 256,91 millones durante 2024 por la comercialización de carbonato de litio y cloruro de potasio, dos de los productos clave en la industria de baterías y energías renovables.

La empresa estatal logró vender 2.032,05 toneladas métricas de carbonato de litio, captando ingresos por Bs 119,80 millones a lo largo del año pasado. Adicionalmente, la venta de 78.566,07 toneladas métricas de cloruro de potasio reportó Bs 137,11 millones adicionales.

Estos resultados llegan tras la inauguración de la Planta Industrial de Carbonato de Litio el 15 de diciembre de 2023 en el municipio de Colcha K, departamento de Potosí. Esta instalación, que representa una inversión de Bs 766,94 millones, tiene capacidad para producir 15.000 toneladas métricas al año. Hasta diciembre de 2024, la planta produjo 1.474,53 toneladas métricas de carbonato de litio, aproximadamente un 10% de su potencial.

Desplome mundial de los precios

La entrada de Bolivia al mercado coincide con una pronunciada caída en los precios internacionales del carbonato de litio. En febrero de 2025, el precio CIF en el norte de Asia cayó por debajo de los $us 10.000 por tonelada métrica, disminuyendo un 4,5% hasta los $us 9.550 por tonelada, según datos del Mercado de Metales de Shanghái. Así, el mineral llega a su nivel más bajo desde febrero de 2021. Esta tendencia refleja un exceso de oferta en el mercado global, combinado con una desaceleración en la demanda.

El desplome en los precios representa un contraste dramático con los niveles récord alcanzados hace poco más de dos años. Según Benchmark Mineral Intelligence (BMI), «los precios del litio se dispararon a $us 81.375 por tonelada en China en diciembre de 2022». Esta volatilidad evidencia las dificultades que enfrentan los productores para planificar inversiones a largo plazo.

Factores que impulsan la caída del litio

Varios elementos confluyen en esta crisis de precios. Por un lado, «la producción de litio ha estado creciendo rápidamente. En enero de 2025, las exportaciones de litio de Chile aumentaron un 22,8% de mes a mes, inundando el mercado con suministro adicional», señala BMI en un reporte reciente. Se debe contar además que nuevos proyectos en Mali y Argentina están incrementando significativamente la oferta global.

En el lado de la demanda, «China, el mayor comprador de litio del mundo, experimentó una fuerte caída en la demanda a principios de 2025», sostiene BMI. Las festividades del Año Nuevo Lunar ralentizaron la actividad industrial, mientras que «muchos fabricantes de baterías también pospusieron sus compras», contribuyendo a una mayor presión a la baja sobre los precios.

Otro factor relevante es el cambio tecnológico en la fabricación de baterías. «El cambio hacia baterías de fosfato de hierro y litio (LFP), que requieren menos litio que las baterías tradicionales basadas en níquel, está reduciendo la demanda de litio», observa BMI. Empresas como Tianqi Lithium e IGO Ltd. ya han detenido la expansión de sus refinerías de hidróxido de litio debido a las débiles condiciones del mercado.

Respuestas ante la crisis

Frente a esta situación, los principales actores del sector están tomando medidas drásticas. Los grandes productores como Albemarle y SQM planean reducir la producción. Esta medida tiene como objetivo detener nuevas caídas de precios. Al mismo tiempo, algunas empresas mineras están retrasando nuevos proyectos, mientras que otras reducen costos para mantener la rentabilidad.

Las empresas más pequeñas son las que enfrentan mayores dificultades. «Aquellas que no cuentan con un fuerte respaldo financiero son las que más sufren. Algunas han tenido que detener operaciones o buscar fusiones para sobrevivir», señala BMI. Esta tendencia hacia la consolidación quedó evidenciada en diciembre de 2024, cuando Rio Tinto adquirió Arcadium Lithium por 6.200 millones de euros, consolidando su posición en el mercado global del litio.

El panorama a futuro

A pesar de la actual situación de crisis, la Agencia Internacional de Energía (AIE) mantiene una perspectiva optimista sobre el futuro del mercado de baterías y, por ende, del litio. Según un reciente informe, el organismo considera que «la industria de las baterías ha entrado en una nueva fase» caracterizada por un crecimiento exponencial de la demanda y una continua reducción de costos.

«En 2024, a medida que las ventas de automóviles eléctricos aumentaron un 25% hasta los 17 millones, la demanda anual de baterías superó 1 teravatio-hora (TWh), un hito histórico», señala la AIE. Simultáneamente, «el precio promedio de un paquete de baterías para un automóvil eléctrico cayó por debajo de los 100 dólares por kilovatio-hora, comúnmente considerado un umbral clave para competir en costo con los modelos convencionales».

La AIE también destaca que «después de años de inversiones, la capacidad global de fabricación de baterías alcanzó los 3 TWh en 2024, y los próximos cinco años podrían ver otra triplicación de la capacidad de producción si se construyen todos los proyectos anunciados».

Bolivia y el Triángulo del Litio

En este contexto, Bolivia busca consolidar su posición como parte del llamado «Triángulo del Litio«, denominación que comparte con Chile y Argentina, y que alberga las reservas más ricas del mundo. Argentina ha tomado ventaja, buscando convertirse en el principal productor del Triángulo del Litio, con proyectos como el de Ganfeng Lithium Group que ha comenzado la producción en el proyecto de salmuera Mariana, añadiendo otras 17.420 toneladas métricas de carbonato de litio anualmente.

Analistas del sector anticipan que la actual sobreoferta dificultará una recuperación de los precios en el corto plazo. S&P Global Commodity Insights predice que «la sobreoferta hará difícil que los precios del litio aumenten hasta la próxima década». Sin embargo, la AIE prevé que creciente demanda impulsada por la transición energética global podría eventualmente reequilibrar el mercado.

Tecnología y transición energética

El futuro del mercado del litio estará estrechamente vinculado al desarrollo de tecnologías energéticas más eficientes. Goldman Sachs Research estima «un aumento general en el consumo de energía de los centros de datos por IA de 200 teravatios-hora por año entre 2023 y 2030». A medida que crezca el uso de IA y la computación de alto rendimiento, también aumentará la necesidad de baterías de iones de litio para respaldo energético.

Para Bolivia, el desafío consistirá en aumentar su producción y mejorar su eficiencia mientras navega un mercado volátil. Con la planta de carbonato de litio operando a solo una fracción de su capacidad instalada, el país tiene margen para incrementar su producción y capitalizar una eventual recuperación de precios.

A pesar de las actuales dificultades, tanto la AIE como las consultoras especializadas del mercado coinciden en que la demanda de litio crecerá significativamente en las próximas décadas, impulsada por la electrificación del transporte y el almacenamiento de energías renovables. Para productores como Bolivia, el desafío será sobrevivir a la actual crisis de precios y posicionarse estratégicamente para el futuro.

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Una mirada acertada del modelo económico aplicado por los gobiernos del MAS en los períodos 2006-2019 y 2020-2025 es aquella que encuentra en el estímulo a la demanda interna el principal motor del crecimiento económico y su efecto multiplicador sobre el empleo y el consumo. Se suele llamar estrategia de crecimiento keynesiano, ya que está liderada por la demanda agregada, que induce al equilibrio económico en armonía social y pleno empleo a través de una política audaz y sostenida de inversión pública. Con el tiempo, la expansión de la demanda agregada genera un mayor uso de la moneda local, presionando a la apreciación del tipo de cambio.

 Este modelo es consciente de que la expansión de la demanda encuentra límites de restricción externa que pueden condicionar su propia sostenibilidad en el largo plazo; es decir, un mayor empleo y consumo se traduce en un aumento significativo de las importaciones, lo que a su vez incide en déficits de cuenta corriente y presiona a la baja las reservas internacionales acumuladas en el Banco Central. Estas condiciones finalmente desembocan en la escasez de divisas en el mercado interno. Precisamente, en la actualidad, el país enfrenta estas tensiones económicas relacionadas con la escasez de dólares estadounidenses y con déficits fiscales asociados a los altos costos en los que incurre el Estado al subvencionar los precios de la gasolina y el diésel.

Bajo este enfoque económico, las medidas correctivas a dichas tensiones no pasan por la devaluación del tipo de cambio, la reducción del gasto y la inversión pública o la eliminación progresiva de las subvenciones a los carburantes. De lo que se trata es de acelerar el proceso de industrialización, reactivando industrias estratégicas generadoras de divisas que están estancadas, como la del gas, y promoviendo industrias nacientes, como las del hierro y el litio, que en el corto plazo pueden generar excedentes y divisas para el Estado. Esto permitiría mantener niveles altos de inversión y garantizar un mayor crecimiento económico y la creación de empleo. Por otra parte, es importante establecer incentivos fiscales que promuevan el retorno de divisas al país, generadas por exportaciones del sector privado nacional, principalmente de minerales y soya.

Realizando una retrospectiva de las últimas tres décadas y media, se puede decir que la economía boliviana pasó por tres fases claramente identificables: un período de crecimiento moderado y semiestático entre 1990-2005, una fase de bonanza con altos niveles de crecimiento económico entre 2006-2014 y una fase de declive entre 2015-2022. Respecto al acompañamiento de la inversión pública en estas etapas, se puede señalar que, en el primer período, el promedio de la inversión pública ejecutada fue de tan solo 530 millones de dólares. En el segundo período, fue cuatro veces mayor, alcanzando los 2.173 millones de dólares, y, finalmente, en el tercer período, fue seis veces mayor, con un promedio anual de 3.752 millones de dólares de inversión pública.

La bonanza económica experimentada entre los años 2006 y 2014 guarda relación con el boom de los precios internacionales de los hidrocarburos. Sin embargo, la nacionalización de estos en 2006 fue lo que efectivamente posibilitó que los altos precios internacionales se tradujeran en un auge en los ingresos del Estado, principalmente por la exportación de gas a Argentina y Brasil. La nacionalización permitió recuperar el control y la administración de la industria de los hidrocarburos en sus diferentes fases, y se firmaron nuevos contratos con las empresas socias, invirtiendo la relación de ganancias a favor del Estado boliviano. Todo ello permitió incrementar sustancialmente los ingresos estatales por concepto de utilidades e impuestos a los hidrocarburos. Basta con mencionar que el Estado percibió al menos 50.000 millones de dólares por renta petrolera en 17 años, mientras que el proceso de nacionalización de los hidrocarburos tuvo un costo para el Estado de 764 millones de dólares por la compra de acciones capitalizadas negociadas y derivadas de los laudos arbitrales.

Estos excedentes del gas fueron canalizados al mercado interno a través de una inversión pública diversificada, destinada a infraestructura (que incluye proyectos relacionados con la construcción y mantenimiento de carreteras, puentes, sistemas de transporte, energía y telecomunicaciones), el área social (que comprende inversiones en educación, salud, vivienda y desarrollo comunitario, destinadas a mejorar la calidad de vida de la población) y el desarrollo productivo (que abarca proyectos que impulsan la producción agrícola, industrial y de servicios, fomentando el crecimiento económico y la creación de empleo). Esto generó un efecto multiplicador y una dinámica interna pocas veces vista en el país, logrando incrementar sustancialmente el PIB en pocos años. El PIB de 2006, que fue de 11.521 millones de dólares, pasó a 44.010 millones de dólares en 2022; en otras palabras, la producción nacional se cuadruplicó en diecisiete años. Sin embargo, los niveles de reinversión sectorial no fueron suficientes para reactivar la industria del gas ni para poner en marcha a tiempo industrias como la del litio y el hierro, lo que pone en evidencia la necesidad futura de crear fondos de compensación estratégica para recurrir a ellos en períodos de declive.

Respecto al total de la inversión pública ejecutada a nivel nacional, se puede resaltar que entre los años 2015 y 2022 esta alcanzó los 30.020 millones de dólares, de los cuales 10.212 millones fueron destinados a infraestructura, 8.437 millones al área social y 10.097 millones a inversión productiva; en otras palabras, un 34 % de la inversión pública ejecutada fue esencialmente de carácter productivo. Con este esfuerzo en inversión estatal productiva, se incidió en la reactivación de la economía pospandemia y en el retorno a niveles de crecimiento positivos del PIB.

La política económica implementada en el período 1990-2005 mantuvo niveles bajos de inversión interna, debido a que se consideraba que esta era responsabilidad del sector privado y de las empresas extranjeras. En tanto, los recursos públicos fueron destinados mayormente a cubrir salarios y resultaban insuficientes para financiar el presupuesto. Como se mencionó, entre 1990 y 2005 tan solo se destinó a inversión pública un promedio anual de 530 millones de dólares, financiado mayormente con recursos externos (créditos y donaciones) condicionados a la aplicación de determinadas políticas y obtenidos de manera concesional, debido a que Bolivia era vista como un país pobre y altamente endeudado.

A la fecha, se ha revertido la relación de la inversión pública respecto a la inversión total; es decir, para el año 2022, la inversión interna representó dos tercios de la inversión total, mientras que la inversión externa solo alcanzó un tercio.

En los gobiernos del MAS la inversión pública jugó un rol fundamental en la economía, procurando un desarrollo equilibrado de los departamentos y mejorando las condiciones de infraestructura, del sector productivo, social y multisectorial del país. En el periodo 1990-2005, en promedio la ejecución de la inversión pública del departamento de Santa Cruz alcanzó los tan solo $us 103 millones, mientras que en el periodo 2006-2022 fue cinco veces más grande llegando a un promedio de $us 516 millones. La inversión pública promedio ejecutada en el departamento de Santa Cruz, al igual que la del departamento de La Paz, representó alrededor del 19% de la inversión total ejecutada a nivel nacional.

Para finalizar, es preciso señalar que el consolidar una política audaz de inversión pública con mecanismos que garanticen sostenibilidad financiera y control en su ejecución, acompañados de un clima de estabilidad en los precios en general; son las condiciones necesarias para la puesta en marcha de un verdadero proceso de industrialización en el país, que repercuta en crecimientos importantes y de largo plazo en la producción nacional, generando mayor empleo y consumo de calidad. Dichas condiciones, permitirán prontamente desarrollar industrias pesadas, que generen excedentes frescos y divisas para el Estado, diversificando las fuentes de ingresos del Tesoro General y aumentando las reservas internacionales netas del país.

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Aunque la geopolítica encabeza la mayoría de las listas de riesgos corporativos, muchos líderes empresariales creen actualmente que no tendrá un fuerte impacto negativo en sus empresas. Hay algunas razones válidas por las que los altos ejecutivos son más optimistas, lo que puede ofrecer información valiosa sobre las perspectivas económicas globales tanto para las empresas como para los economistas.

La consultora financiera ING entrevistó a los responsables de la toma de decisiones de empresas europeas con una importante presencia global y de diferentes industrias en diciembre de 2024 y enero de 2025. Sorprendentemente, casi la mitad de estos responsables de la toma de decisiones no están seguros sobre el impacto general de la geopolítica en su empresa o creen que ha sido solo marginalmente negativo o positivo en general. Otros creen que el impacto ha sido negativo en el pasado, pero esperan beneficiarse de la geopolítica en el futuro desarrollando una ventaja sobre los competidores o viendo una mayor actividad en su sector en Europa.

Los efectos de la geopolítica

Cuando ING pidió a estos responsables de la toma de decisiones corporativas que enumeraran los mayores impactos negativos de la geopolítica en sus empresas durante la última década, se destacaron dos cuestiones.

La guerra en Ucrania es clave. Muchas empresas europeas tenían actividades importantes y rentables en Rusia antes de la guerra, la mayoría de las cuales se han abandonado desde entonces. De cara al futuro, las empresas consideran que una mayor escalada de esta guerra en Europa será el acontecimiento potencial de mayor impacto.

El otro aspecto negativo para los responsables de la toma de decisiones corporativas en este momento son los desafíos de la cadena de suministro, como los aranceles, los controles de exportación y las sanciones. En relación con esto, la evolución relativa de los precios de la energía ha sido difícil de gestionar para muchas empresas.

Estos responsables de la toma de decisiones corporativas también han identificado tres impactos positivos de la geopolítica. El primero se relaciona con el aumento de la actividad en Europa: las empresas esperan beneficiarse de instalaciones de producción adicionales en Europa para reemplazar las importaciones.

En segundo lugar, muchas empresas ven que las actitudes de los legisladores europeos están cambiando debido a las tensiones geopolíticas, lo que lleva a una menor regulación y a un apoyo financiero más directo para las empresas.

Y en tercer lugar, muchas empresas creen que podrían ganar cuota de mercado si estuvieran mejor preparadas que otras en lo que respecta a las cadenas de suministro, fueran ágiles o utilizaran estrategias de cobertura para mitigar los cambios de precios.

Una desconexión en las expectativas económicas

El sentimiento general en las salas de juntas europeas coincide con otros indicadores de confianza y la actividad del mercado financiero. Las recientes encuestas de confianza empresarial europea no sugieren una comunidad empresarial excesivamente pesimista. Las valoraciones de los mercados bursátiles no muestran signos de estrés, ni tampoco los diferenciales de riesgo crediticio.

En una encuesta realizada el año pasado a directores ejecutivos holandeses, estos se mostraron en gran medida positivos sobre las perspectivas para 2025 y el posible impacto económico de las elecciones estadounidenses. Los líderes corporativos en Davos también se mostraron bastante optimistas, tanto en el escenario como entre bastidores.

Estas entrevistas confirman un patrón: el mundo corporativo no parece creer que estemos al borde de un evento negativo significativo o un cambio económico global. Pero esto está bastante alejado de lo que esperan los economistas. La última Perspectiva de los economistas jefes del Foro Económico Mundial advierte de un crecimiento moderado y un año tumultuoso por delante.

Entonces, ¿por qué los economistas están preocupados mientras que los tomadores de decisiones corporativos no lo están?

Actitudes divergentes ante las perspectivas económicas

Comencemos por lo básico: los líderes corporativos son muy diferentes de los economistas. Para dirigir una empresa, una buena dosis de optimismo y positividad puede ayudar, mientras que los economistas son más propensos a centrarse en los riesgos.

La experiencia reciente también puede desempeñar un papel en estas actitudes divergentes. ING entrevistó a líderes corporativos justo después de las elecciones estadounidenses, cuando había un sentimiento relativamente positivo en las noticias estadounidenses. Y si bien el PIB mundial se ha visto afectado por las guerras comerciales y la guerra en Ucrania ha desacelerado la economía europea, ninguna de las dos ha llevado a una profunda crisis económica.

Sin embargo, aquí hay un matiz importante. Los gobiernos mitigaron los efectos económicos de la guerra en Ucrania gastando varios puntos porcentuales del PIB para proteger a los hogares y las empresas de una energía más cara. Esto benefició directa e indirectamente a las empresas.

Además, los líderes corporativos tienden a centrarse en los impactos directos de la geopolítica, como la fricción en la cadena de suministro y las sanciones, mientras que los economistas se centran en la demanda general y las tasas de interés más altas al evaluar los efectos recientes de la geopolítica. El reciente aumento de la inflación se puede explicar en gran medida por la guerra en Ucrania, que afectó el poder adquisitivo en toda Europa y empeoró su posición exportadora. Por eso, aunque la mayoría de las empresas europeas se han visto afectadas por la geopolítica, es posible que no tengan en cuenta todos sus efectos.

*Marieke Blom es economista en jefe del grupo financiero ING

La producción de hidrocarburos en la formación de Vaca Muerta está cambiando radicalmente el panorama económico de Argentina, posicionando al país como un actor cada vez más relevante en el escenario energético global. Los datos del primer mes de 2025 confirman una tendencia que ya se había consolidado durante 2024: el auge del petróleo y gas no convencional está generando un superávit comercial energético histórico que podría duplicarse este año.

En enero de 2025, la producción de petróleo creció un 11,5% interanual, alcanzando los 757.100 barriles diarios, según datos del Ministerio de Energía de Argentina. De este total, «el 60% fue producido a través de explotación no convencional, que se está llevando a cabo en Vaca Muerta». La producción de shale oil, específicamente, registró 442,6 miles de barriles diarios (kbbl/día) en enero, lo que representa un «crecimiento interanual del 28,1%», de acuerdo con la Secretaría de Energía del país vecino.

Por su parte, la producción de gas aumentó un 11,95% respecto al mismo mes del año anterior, alcanzando los «138,5 millones de metros cúbicos diarios». En un reciente informe, la prestigiosa consultora Deloitte señala que, «enfocándose en recursos no convencionales, Vaca Muerta contribuyó con el 54,8% de la producción total de gas del país, generando 81 millones de metros cúbicos diarios».

Áreas productivas destacadas

Entre los bloques que tuvieron un desempeño sobresaliente en el primer mes del año, Bajada de Palo, operado por Vista, lideró el ranking con un incremento interanual del 20,7%, pasando «de 45,1 kbbl/día a 65,7 kbbl/día», según el informe Economía & Energía. En segundo lugar se ubicó La Calera, de Pluspetrol, con un aumento del 18,2%, mientras que Bandurria Sur de YPF completó el podio con un crecimiento del 11,4%.

Es precisamente Vista, la empresa fundada y liderada por Miguel Galuccio, la que ha mostrado un desarrollo espectacular. La compañía «finalizó el último trimestre de 2024 con un crecimiento del 51% en su producción total de hidrocarburos, a un total de 85.276 barriles equivalentes diarios», indicó la empresa en un reporte. Esto, tras invertir «más de $us 1200 millones» en Vaca Muerta durante el año pasado.

Superávit energético histórico

El crecimiento productivo ha generado un cambio estructural en la balanza comercial energética argentina. En enero de 2025, el país logró un saldo positivo de $us 678 millones en el sector, gracias a que las exportaciones de combustibles y energía aumentaron un 23,7% interanual, generando ingresos por $us 879 millones, mientras que las importaciones energéticas cayeron un 32,5%, reduciendo la demanda de divisas a $us 201 millones.

Este fenómeno no es coyuntural. Como señala el informe de Deloitte, «el sector está experimentando un cambio de tendencia. Durante 2024, Argentina alcanzó un superávit comercial energético de $us 5.668 millones, el más alto en 18 años». Esto representa un giro radical respecto a la década anterior, cuando «el sector experimentó una fase de balanza comercial negativa debido a bajas inversiones y controles comerciales que pesaron fuertemente sobre la producción local».

Para dimensionar la magnitud del cambio, basta señalar que «en 2023, la balanza estaba equilibrada y en 2022, fue deficitaria en más de $us 4.300 millones debido al impacto del alza de los precios internacionales del gas tras la invasión de Rusia a Ucrania. Es decir, en dos años hubo un cambio en la tendencia de la balanza comercial energética de casi $us 10.000 millones».

Proyecciones y obras de infraestructura para Vaca Muerta

Los expertos coinciden en que este año el superávit energético podría duplicarse. Según Empiria, consultora dirigida por el economista Nicolás Gadano, el saldo positivo «crecerá a aproximadamente $us 7.000 millones este año», mientras que el Ministerio de Energía prevé que generará «un ingreso neto de divisas de $us 8.000 millones».

Este optimismo se fundamenta en la culminación de dos obras clave de infraestructura. Por un lado, el próximo mes se completará la obra que aumentará la capacidad de transporte del principal oleoducto que conecta Vaca Muerta con Puerto Rosales, en Bahía Blanca, de los actuales 300 kbbl/día a 530 kbbl/día. Este incremento de 230.000 barriles diarios adicionales «equivale a $us 17 millones extra por día de ingreso de divisas, $us 517 millones por mes o alrededor de $us 4.140 millones entre abril y diciembre, teniendo en cuenta un precio del barril de $us 75», según indica el Instituto Nacional de Estadística y Censos de la República Argentina (Indec).

Impacto macroeconómico de Vaca Muerta

El auge de Vaca Muerta está teniendo efectos positivos en diversos frentes económicos. Como señala Deloitte, «el mayor superávit de la balanza comercial en 2024 de $us 18.899 millones, impulsado por mayores exportaciones energéticas y menores importaciones, ha permitido a Argentina pagar su deuda externa a los acreedores y respaldará el pago de sus obligaciones con el Fondo Monetario Internacional».

Esto, a su vez, «ha mejorado la solvencia crediticia y la estabilidad financiera de la nación. Gracias a la consolidación del superávit fiscal y los resultados iniciales del programa económico actual, el riesgo país cayó de 2.500 puntos básicos a mediados de noviembre de 2023 a menos de 600 puntos básicos a finales de 2024».

Además, «el crecimiento de las exportaciones energéticas y la inversión extranjera en este sector está contribuyendo a un aumento de la oferta de divisas. Este flujo ayuda al gobierno a estabilizar el tipo de cambio y aliviar las presiones inflacionarias». De hecho, «la inflación bajó del 211% a finales de 2023 al 118% a finales de 2024 y se espera que disminuya al 21% para finales de 2025».

Perspectivas a largo plazo

Las proyecciones a futuro son aún más optimistas. Según el Banco Central de la República Argentina, para 2030 las exportaciones energéticas alcanzarían los $us 29.600 millones, generando un superávit sectorial de $us 25.600 millones. Los analistas de Deloitte consideran que «si continúa por el camino del crecimiento exponencial, para 2030, el sector energético se convertirá en el mayor contribuyente a las exportaciones en Argentina».

En términos de producción, «se espera que, para 2027, el país alcance un millón de barriles de petróleo producidos por día», posicionando a Argentina entre los 20 principales países exportadores de petróleo a nivel mundial.

El nuevo Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI), impulsado por el presidente Javier Milei y una parte central de su Ley de Bases,  juega un papel fundamental en estas proyecciones. Al ofrecer «30 años de estabilidad fiscal, así como incentivos aduaneros y cambiarios», el RIGI mejora significativamente la previsibilidad y el clima de negocios para sectores con alto potencial de crecimiento.

La revolución de Vaca Muerta está apenas comenzando, pero ya ha transformado la matriz energética y económica argentina. Como concluye Deloitte, «después de dos décadas de dependencia energética, Argentina está en camino hacia un cambio significativo, impulsado por reservas de gas no convencionales», con implicaciones positivas para toda la economía nacional.

El vasto potencial energético de Argentina

Mientras Vaca Muerta acapara titulares por su espectacular crecimiento productivo, Argentina cuenta con otras cuencas y proyectos energéticos que podrían complementar el boom del shale neuquino y diversificar la matriz productiva hidrocarburífera del país.

Cuenca Austral: el sur productivo

La Cuenca Austral, ubicada en las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, representa el segundo polo productivo de gas natural del país. Operadores como Total Austral, Wintershall Dea (ahora Harbour Energy), y la estatal YPF mantienen una producción convencional estable que aporta aproximadamente el 20% del gas consumido en Argentina.

En Tierra del Fuego, los proyectos offshore como el Área Magallanes permiten la extracción de hidrocarburos bajo el lecho marino del Estrecho de Magallanes. El proyecto Fénix, desarrollado por Total, amplió la producción con una inversión de $us 700 millones e incorporó 10 millones de metros cúbicos diarios al sistema, apuntalando el abastecimiento durante los meses de mayor demanda.

Cuenca del Golfo San Jorge

Extendida entre las provincias de Chubut y Santa Cruz, esta cuenca fue históricamente el principal productor petrolero del país antes del auge de Vaca Muerta. Actualmente aporta cerca del 30% de la producción petrolera nacional, con operaciones de YPF, Pan American Energy y sindicatos petroleros locales convertidos en operadores.

Si bien su producción convencional está en fase madura, los proyectos de recuperación secundaria y terciaria han permitido mantener los volúmenes. Nuevas técnicas como la inyección de polímeros y agua de baja salinidad están revitalizando yacimientos como Cerro Dragón, el más grande del país en producción convencional.

Exploración en alta mar, la nueva frontera

El mar argentino emerge como la nueva frontera exploratoria con un potencial comparable al de Vaca Muerta. Tras las rondas licitatorias Costa Afuera Argentina realizadas en 2019, compañías como Equinor, Shell, Qatar Petroleum, YPF y TotalEnergies adquirieron derechos de exploración en la Cuenca Norte del Mar Argentino, la Cuenca Austral Marina y la Cuenca Malvinas Oeste.

En 2024, el programa de exploración sísmica completó el relevamiento de más de 30.000 km² en aguas profundas, identificando estructuras prometedoras. El primer pozo exploratorio en la Cuenca Norte, perforado por el consorcio YPF-Equinor, encontró indicios de hidrocarburos que están siendo evaluados. De confirmarse reservas comercialmente viables, la producción offshore podría iniciar hacia 2028.

El ministro de Economía, Luis Caputo, destacó recientemente que el potencial offshore argentino podría representar inversiones por más de $us 30.000 millones en la próxima década y duplicar la producción nacional para 2035.

Cuenca Noroeste: reactivación de campos maduros

La histórica Cuenca Noroeste, que abarca Salta, Jujuy y Formosa, experimenta una reactivación tras años de declino. La reciente expansión del Oleoducto Norte y la reversión del Gasoducto Norte permiten ahora transportar petróleo y gas desde Vaca Muerta hacia estas provincias, facilitando la integración energética regional.

Empresas medianas como Tecpetrol y Pluspetrol han iniciado programas de workover (reacondicionamiento) en pozos inactivos, logrando reactivar la producción. El programa de incentivos para campos maduros lanzado en 2024 permitió reducir regalías para operaciones de recuperación terciaria, haciendo económicamente viable la extracción de hidrocarburos residuales en yacimientos como Aguaragüe y Campo Durán.

Tight Gas: el primo cercano del shale

Entre los recursos no convencionales, el tight gas (gas de arenas compactas) emerge como complemento al shale. Las formaciones Las Lajas y Mulichinco, adyacentes a Vaca Muerta, han permitido a empresas como Pampa Energía y Pluspetrol desarrollar proyectos rentables con menor inversión inicial que el shale.

El área El Mangrullo, operada por Pampa Energía, produjo 5,6% del gas nacional en 2024 utilizando esta tecnología. Como señaló el CEO de la compañía, Gustavo Mariani: «el tight gas nos permite diversificar nuestras operaciones no convencionales con menor riesgo geológico y mayor predictibilidad en los resultados».

Así, en tanto Vaca Muerta continúa su expansión acelerada, estas otras cuencas y tecnologías ofrecen oportunidades complementarias que fortalecen la resiliencia del sector energético argentino y amplían sus horizontes productivos. La diversificación geográfica y tecnológica garantiza que el resurgimiento energético de este país no dependa exclusivamente de un único activo, por más prolífico que este sea.

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