Análisis
Todo tiene un ciclo. Las formaciones estadounidenses de Permian y Eagle Ford transitan la madurez de campos petroleros que alguna vez parecieron inagotables, con tasas de declino que obligan a perforar cada vez más pozos solo para mantener la producción. Mientras tanto, en la Patagonia argentina está ocurriendo exactamente lo contrario: Vaca Muerta recién arranca y lo hace con una fuerza que ya asusta a los propios y extraños.
Son números y geología pura. En septiembre de 2025 la producción no convencional de petróleo en la Argentina alcanzó los 550.881 barriles diarios, un 30% más que el año anterior. El dato es el salto. El shale oil argentino crece a ritmos que Estados Unidos no ve desde 2015-2016. Y lo hace con breakeven que, según los cálculos técnicos más serios (McKinsey, Rystad, Enverus), ronda los 36-45 dólares por barril, perfectamente competitivo con las mejores áreas del Permian y claramente por debajo de muchas zonas de Eagle Ford que ya han madurado.
Pero la verdadera ventaja no está solo en el precio de equilibrio, sino en la etapa del ciclo. Permian y Eagle Ford llevan quince años de desarrollo intensivo: los “sweet spots” premium ya fueron perforados, los mejores acres están tomados, y las curvas de declino promedio superan el 70% en el primer año en muchos pads nuevos.
La tendencia que crece: Vaca Muerta
En Vaca Muerta, en cambio, todavía estamos en la fase de delineación de las core areas. Cada campaña de perforación descubre ventanas más productivas que la anterior. Los pozos de 2024-2025 muestran EUR (recuperación última estimada) superiores en 20-30% a los de 2021-2022. La EUR se refiere a las cantidades de petróleo que se estima que son potencialmente recuperables de una acumulación, incluidas aquellas cantidades que ya se han producido. Eso, en shale, es una diferencia brutal. A esto hay que sumarle la geología privilegiada. La formación Vaca Muerta tiene espesores netos que en algunos bloques superan los 400 metros, cuando en Permian las mejores ventanas rara vez pasan de 150-200 metros.
Eso significa más landings horizontales por pad, más etapas de fractura por pozo y, sobre todo, la posibilidad de desarrollar múltiples bancos sin moverse del mismo pad. En términos prácticos: un solo pad argentino puede producir lo que en Texas requieren dos o tres. Y luego está el factor que nadie menciona en Houston pero que todos piensan: el cansancio inversor estadounidense. Los accionistas de las shale companies norteamericanas exigen retorno de capital en vez de crecimiento.
Las majors prefieren recomprar acciones antes que abrir nuevas áreas. El ESG pesa. La regulación se endurece. En Argentina, en cambio, el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) ofrece 30 años de estabilidad fiscal, libre disponibilidad de divisas y arancel 0% para importación de equipos. Traducido: Chevron, Exxon, Shell, Total y hasta empresas medianas como Vista Energy o Pampa Energía están anunciando miles de millones que en Texas ya no quieren poner.
Sí, es cierto que perforar en Neuquén sigue siendo entre 30% y 40% más caro que en Midland. Pero ese diferencial se achica mes a mes gracias a la mejora en eficiencia (los últimos pozos de YPF y Vista ya están por debajo de los 30 días spud-to-sales) y, sobre todo, porque el crudo de Vaca Muerta es Medanito light de 36-42° API que cotiza con premio respecto al WTI, no con descuento como gran parte del Permian Midland.
El resultado es previsible: mientras Estados Unidos lucha por crecer 200.000-300.000 barriles diarios al año en todo su shale, Argentina ya está agregando esa misma cifra solo desde Vaca Muerta. Y todavía no se llega al 10% del potencial técnico del yacimiento. Los mismos fondos que hace cinco años se peleaban por acres en Delaware o Eagle Ford hoy miran los bloques de Loma Campana, Bandurria Sur, La Amarga Chica o Aguada Pichana con un interés que no disimulan. Porque saben lo que muchos argentinos todavía no terminan de creer: el próximo gran shale play del mundo no está en Texas. Está en Neuquén.
