Análisis de Aleph Energy
Vaca Muerta lleva más de una década de evolución con proyectos en expansión para exportar tanto petróleo como gas -este último tanto por gasoductos a países vecinos como en GNL-. Todos estos años le dieron forma a la "economía de los pozos", que Aleph Energy, la consultora de Daniel Dreizzen, describió en detalle.
La rama horizontal de los pozos de Vaca Muerta, esa característica que le da la forma de “L”, tiene una media de 3020 metros actualmente. Aumentó en promedio 150 metros en el último año y 400 metros en los último tres años. La perforación va a un ritmo de más de 400 por año sólo en Neuquén (provincia cabecera del shale).
YPF lidera con 1.657 pozos conectados en total entre 2010-2025 y 207 sólo en los primeros diez meses de 2025, seguida por Tecpetrol y Vista con alrededor de 214 y 213 respectivamente. El 83% de los pozos son horizontales y el 72% apunta a petróleo, lo que refleja la orientación predominante de la formación en esta etapa de desarrollo.
Otros factores clave en el diseño de los pozos es el número de etapas de fractura por rama lateral y el distanciamiento entre ellas. De acuerdo a Aleph Energy, las fracturas por rama aumentaron de 41 a 51 en los últimos tres años y la distancia que las separa tiene una media de 60 metros.
Para mantener la misma producción por pozo de petróleo, se ha aumentado el largo de la rama horizontal y la cantidad de fracturas en un 15%. Es así que la performance de las campañas de perforación de 2025, alineada con las de los últimos años, consolida el nivel de productividad en los pozo tipo en casi 500 mil barriles en tres años.
El breakeven del shale neuquino
La estrategia de extender las ramas laterales y la distancia entre fracturas tuvo éxito: la campaña 2025 se alineó con los mejores años previos y el pozo tipo rinde hasta un 67% de rentabilidad cuando el Brent trepa a 100 dólares, de acuerdo al análisis de Aleph Energy. Con el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ese número sube a 88%.
Como ya se señaló, el pozo tipo de petróleo produce casi 500 mil barriles en sus primeros tres años, con un breakeven de u$s 52 por barril de Brent, ubicándose entre los más competitivos del mundo para el shale, y la producción total de Argentina ya superó los 850 mil barriles diarios, con Neuquén aportando 600 mil.
El RIGI Upstream, que reduce la carga impositiva para campañas de perforación y construcción de instalaciones de superficie, es el marco legal que el Gobierno nacional impulsó para atraer inversiones de largo plazo en hidrocarburos y que las principales operadoras de Vaca Muerta están evaluando o ya comenzaron a adherir como Pampa Energía con Rincón de Aranda.
Los límites para el gas
En los últimos tres años, el objetivo fue mantener y consolidar los niveles de productividad en un contexto de mayor densidad de perforación, donde los mejores sectores de la formación ya tienen historia de explotación. Sin embargo, el objetivo estuvo orientado al shale oil, tal como indicó el informe de Alpeh Energy.
Con las obras en marcha del Gasoducto Perito Moreno (ex Presidente Néstor Kirchner) y los dos proyectos de GNL, el de Southern Energy y el de Argentina LNG, el shale gas podría dar un salto que resulta necesario. Es que el caudal máximo retrocede por tercer año consecutivo, la campaña 2025 logró mejorar levemente los resultados de 2024, con productividades de entre 6 y 8 BCF a los tres años.
El informe revela que, detrás del protagonismo del petróleo, el gas viene mostrando una madurez técnica que se consolida campaña a campaña. La rama horizontal se mantiene en torno a los 2.800 metros y el diseño de completación no varía demasiado: unas 43 fracturas por pozo y un espaciamiento de 65 metros.
El desempeño por bloques sigue siendo heterogéneo, con Sierra Chata (Pampa Energía) otra vez por encima de la media, mientras que Fortín de Piedra (Tecpetrol), La Calera (Pluspetrol) y Aguada Pichana Este (TotalEnergies) muestran retrocesos respecto de sus mejores campañas. La variabilidad confirma que el gas está atravesando una etapa de estabilización después de varios años de fuerte salto productivo, con curvas que ya se alinean más con el pozo tipo definido por Aleph Energy.
El gas mantiene un breakeven competitivo para estándares internacionales. Un pozo promedio de gas seco requiere 3,4 USD/MMBTU para lograr una rentabilidad del 15%, cifra que mejora a 3,1 USD/MMBTU bajo el RIGI. En un debate público dominado por el petróleo y la infraestructura de evacuación, los números del gas sugieren un potencial exportador que podría ganar centralidad en la agenda energética de mediano plazo.