Shale24 en el IAPG
Con casi cuatro décadas de trayectoria en el sector, Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants, llevó a la 4° Jornada de Petróleo del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) una radiografía completa del shale. Su punto de partida es una curva que resistió cambios de Gobierno, vaivenes regulatorios y turbulencias macroeconómicas: la producción de hidrocarburos se recuperó de la pandemia y más que se duplicó en los últimos seis años.
La proyección que dejó es la de un salto productivo hacia 2027, con exportaciones en máximos y la entrada en operación de Vaca Muerta Sur. Sostener ese ritmo, advirtió, exigirá entender que los yacimientos más maduros de shale ya muestran signos de interferencia entre pozos, y que el verdadero salto exportador vendrá de la mano de nuevas fronteras geológicas y de megaproyectos de infraestructura.
El shale oil crece a más del 20% anual
Uno de los datos centrales de la exposición fue la dinámica del shale oil, con una tasa de expansión interanual de entre el 22% y el 24%. Gerold describió una curva ascendente que tuvo su mayor aceleración en el segundo semestre: solo entre agosto y septiembre se incorporaron cerca de 53.000 barriles diarios a la producción nacional, que en septiembre marcó 973.700 barriles diarios, el máximo de la serie según la Secretaría de Energía.
"De los aproximadamente 135.000 barriles diarios de crecimiento interanual que registró la producción en septiembre respecto al mismo mes del año pasado, casi 100.000 provinieron de dos desarrollos: YPF en La Calera y La Angostura Sur, y Pluspetrol en Bajo del Choique tras adquirir los activos de ExxonMobil", precisó Gerold.
Los registros oficiales muestran la escala de esas rampas. La Angostura Sur, que YPF desarrolla al 100%, produjo 59.012 barriles diarios en septiembre, un 89,9% más que un año antes. Bajo del Choique-La Invernada, el bloque que Pluspetrol le compró a ExxonMobil a fines de 2024, pasó de 13.047 a 46.594 barriles diarios entre agosto de 2025 y agosto de 2026, y ya tiene aprobado su RIGI por u$s 12.400 millones.
Esta aceleración coincide con un mercado interno desacelerado. La demanda de combustibles en las refinerías locales permanece estancada y sigue por debajo de los niveles previos a la devaluación de fines de 2023. Como consecuencia, el sistema genera un excedente estructural cercano a los 250.000 barriles diarios que se vuelca íntegramente al mercado externo.
En octubre, las exportaciones de crudo alcanzaron un récord preliminar de 411.000 barriles diarios, apalancadas en la capacidad del Oleoducto Trasandino hacia Chile, los despachos desde Puerto Rosales y el drenaje de inventarios. Con precios internacionales que durante el año tocaron picos extraordinarios, el superávit comercial energético de los últimos doce meses ronda los u$s 12.000 a 13.000 millones, con un aporte extraordinario (windfall) de unos u$s 4.000 millones producto de la coyuntura de precios globales.
El gran hito logístico que afianzará este proceso es la entrada en operación del oleoducto Vaca Muerta Sur y la terminal exportadora de Punta Colorada, en Río Negro. "Estimo que en diciembre empezará a fluir el crudo para llenar el line pack y hacer pruebas, y entre marzo y abril del año próximo veremos al primer buque cargar dos millones de barriles", pronosticó el consultor.
El ducto de 437 kilómetros une Allen con la costa atlántica rionegrina. La compañía a cargo de la obra prevé una rampa de 180.000 barriles diarios en el primer trimestre de 2027, 390.000 a mitad de año y 550.000 barriles diarios hacia fin de 2027.
Los pozos nuevos rinden menos que los de campañas anteriores
Pese a las cifras récord, Gerold introdujo una observación técnica para analistas e inversores: el crecimiento futuro de Vaca Muerta no provendrá de las concesiones que hoy lideran los rankings de producción.
En bloques que ya acumulan entre 300 y 700 pozos perforados, la industria comienza a chocar contra la interferencia entre fracturas, el fenómeno conocido como well interference o pozos "padre/hijo". Normalizadas por cada 1.000 pies de rama lateral, las campañas más recientes arrojan curvas de producción acumulada sensiblemente menores a las de años anteriores:
- A los 9 y 12 meses de producción, se observa una brecha de unos 24.000 barriles acumulados menos por cada 1.000 pies de rama lateral frente a pozos de campañas previas, unos 72.000 barriles de diferencia en un pozo tipo de 3.000 pies.
- En pozos con cuatro años de vida (campaña 2022), el acumulado ronda los 606.000 barriles, frente a los 847.000 barriles que lograban pozos más antiguos a igual plazo.
"¿Está mal? No. Siguen siendo pozos altamente económicos y operados por compañías de excelencia. Lo que señalo es que proyectar el futuro de la cuenca como una simple continuidad lineal del pasado en estas áreas maduras es un error. El crecimiento neto va a provenir de los nuevos desarrollos", explicó.
Entre esas nuevas fronteras mencionó los avances de YPF en La Escalonada y en el play de gas húmedo del sur; el desarrollo de Black Oil que impulsa Phoenix Global Resources en Confluencia Norte y Sur, y el desembarco de Continental Resources; la actividad en el sur de Mendoza de la mano de Quintana, y los nuevos bloques en marcha en Rincón de Aranda, Narambuena y Bajo del Choique.
Para sostener el ritmo, la industria incrementó notablemente el recuento de equipos de perforación. YPF lidera la avanzada: pasó de 12 equipos activos en shale a principios de año a 18 en la actualidad, con la meta de alcanzar los 22 para febrero. La foto del conjunto va en la misma dirección: según Tenaris, en la formación operan hoy 42 equipos, contra unos 32 un año atrás, y la compañía proyecta 48 para mediados de 2027.
Gerold remarcó que el mercado debe calibrar los tiempos de maduración. Desde que se inicia la perforación de un pozo horizontal hasta su completación mediante fracturas y su posterior puesta en producción (flowback) transcurren, en promedio, 200 días. Por ese motivo, el salto en la cantidad de pozos conectados se manifestará con fuerza a partir del primer trimestre del próximo año y a lo largo de 2027.
El gas seco, el GNL y el convencional completan el mapa de largo plazo
En el segmento gasífero, la Cuenca Neuquina ya aporta el 60% de la producción nacional mediante formaciones no convencionales. Si bien el gas asociado al petróleo y al condensado, en yacimientos como La Calera, gana cada vez más peso, Gerold defendió la necesidad estratégica de continuar perforando pozos de gas seco (dry gas).
El consultor ilustró la marcada estacionalidad de la demanda: durante los fines de semana largos de temperaturas templadas se llegan a cerrar hasta 45 millones de metros cúbicos diarios de producción no convencional por falta de mercado. En esos mismos momentos, el sistema mantuvo unos 20 MMm3/d de dry gas, un recurso indispensable para modular y abastecer los picos de consumo de los meses de invierno.
En líquidos y petroquímica, Gerold repasó la ampliación de la planta de Compañía Mega en Neuquén y Bahía Blanca para procesar gas rico, que entró al RIGI por u$s 360 millones, y un nuevo proyecto de procesamiento de u$s 3.000 millones para separar propano, butano y gasolina natural, con reinyección del etano, que permitirá capturar precios internacionales que multiplican el valor del mercado interno.
La otra demanda nueva es el GNL. La construcción del gasoducto al Golfo San Matías alimentará desde el invierno de 2028 al primer buque de licuefacción, el FLNG Hilli Episeyo, al que se sumará a fines de ese año un segundo buque, el MKII, para conformar una demanda continua de 27 MMm3/d y una exportación constante de GNL hacia 2029. Antes del ducto dedicado, el Hilli de Southern Energy comenzará a operar en 2027 con capacidad disponible de la red existente, y Shale24 ya detalló la obra que el proyecto debe resolver antes de exportar.
El contrapunto de Vaca Muerta es el declive estructural de los campos maduros convencionales. La Cuenca del Golfo San Jorge enciende las mayores alarmas, con caídas interanuales de hasta el 10% en algunos meses, sin que medien contingencias climáticas ni conflictos operativos. Para Gerold, la clave será evaluar si la curva de aprendizaje del shale neuquino puede acortarse y replicarse en la formación D-129 y en el norte de Santa Cruz, en Palermo Aike. En la D-129, Pan American Energy ya produce shale gas desde hace más de 18 meses con un pozo horizontal de 1.500 metros de rama lateral.
En el extremo sur, la Cuenca Austral logró estabilizar sus volúmenes gracias a la puesta en marcha del proyecto costa afuera Fénix y su aporte de condensados. La plataforma está a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, empezó a producir en septiembre de 2024 y pertenece a la concesión que opera TotalEnergies con el 37,5%, junto con Harbour Energy (37,5%) y PAE (25%).
Hacia el cierre, Gerold se detuvo en el debate macroeconómico y político sobre el saldo de divisas que generará la energía. Calificó como "ociosa" la puja entre dirigentes que celebran futuras balanzas de u$s 20.000 o 30.000 millones:
"Todos los economistas y políticos hablan de cuántos dólares van a entrar al país. Pero esos dólares no son del país: son de las empresas. Y así debe ser. El RIGI establece que las divisas deben estar disponibles para las compañías para reinvertir en proyectos que demandan miles de millones de dólares de capital intensivo. Es un error creer que el sector energético vino a solucionar mágicamente los desequilibrios fiscales de la Argentina".
También advirtió sobre el costo de financiamiento que hoy pagan las operadoras locales, con rendimientos de bonos en torno al 9% anual por el riesgo país, y sobre la extrema volatilidad de los precios internacionales. "Las curvas de futuros para fines de la década marcan un crudo en torno a los 65 dólares o menos. La toma de decisiones en esta industria requiere un respeto absoluto por el riesgo de capital", enfatizó.
Su balance es que, estructuralmente, la Argentina cambió. "Vamos a ser un país exportador neto de energía. Si a Vaca Muerta le sumamos la minería y el GNL en la próxima década, la perspectiva de largo plazo es verdaderamente fantástica".