Mientras que un pozo convencional demanda entre 8 y 12 millones de dólares, perforar en el shale puede llegar a los 18 millones. Pero con precios internacionales deprimidos, la actividad igual sigue siendo atractiva. La advertencia de una consultora en un informe reciente.
Detrás del boom de fracturas hidráulicas y los récords de producción que viene marcando Vaca Muerta, aparece una pregunta inevitable: ¿cuál es el verdadero costo de producir petróleo en la cuenca neuquina y qué tan rentable es en un contexto cambiante y con precios internacionales a la baja?
Un informe reciente de la consultora Aleph Energy, elaborado por el especialista Daniel Dreizzen, aborda la cuestión con precisión técnica y una mirada centrada en los números duros.
Un pozo promedio de petróleo en Vaca Muerta —con una rama de 2.800 metros y 50 etapas de fractura— cuesta unos 14 millones de dólares, incluyendo las facilidades e interconexiones necesarias, pero sin contar plantas de tratamiento ni ductos.
Mientras que un pozo convencional demanda entre 8 y 12 millones de dólares, hacer un pozo shale —incluyendo la perforación horizontal más la fractura hidráulica— puede elevar la inversión hasta los 18 millones, dependiendo de su profundidad y la etapa del desarrollo.
Hoy las ramas horizontales superan sin dificultad los 2 kilómetros, y cada pozo suele incluir entre 40 y 60 etapas de fractura, que consumen en promedio 1.500 m³ de agua y unas 250 toneladas de arena por etapa.
El récord lo tiene YPF, que acaba de marcar un nuevo hito: perforó el pozo horizontal más largo de Vaca Muerta, con una longitud total de 8.376 metros y una rama lateral de 5.114 metros en el bloque Loma Campana.
Según Aleph, un pozo promedio de petróleo en Vaca Muerta —con una rama de 2.800 metros y 50 etapas de fractura— cuesta unos 14 millones de dólares, incluyendo las facilidades e interconexiones necesarias, pero sin contar plantas de tratamiento ni ductos.
Con ese nivel de inversión, el precio de equilibrio del crucdo (o breakeven) para alcanzar una rentabilidad del 15% en dólares se sitúa alrededor de los 45 dólares por barril.
Ese mismo número fue señalado rpor Horacio Marín, CEO de YPF: “A 45 dólares podemos desarrollar todo Vaca Muerta. Por supuesto ganamos menos plata, pero no perdemos plata y se puede desarrollar, eso es lo que llaman ‘break even price’”, aseguró hace unos meses, cuando los precios internacionales del crudo cayeron por la tensión comercial entre Estados Unidos y China.
Ese breakeven de 45 dólares implica que, con precios internacionales rondando los 60 dólares, la actividad sigue siendo atractiva. Pero hay una advertencia: si el barril cae solo 10 dólares, el margen de reinversión se achica rápidamente. Por debajo de ese umbral, el informe de Aleph señala que los desarrollos futuros y las inversiones quedarían seriamente comprometidos.
Récords de fractura: ¿hasta dónde puede llegar el boom?
Vaca Muerta arrancó 2025 con un ritmo de actividad sin precedentes. En mayo, la formación no convencional marcó un nuevo récord histórico con 2.588 etapas de fractura, según datos relevados por el country manager de NCS Multistage, Luciano Fucello.
La cifra representa un salto del 16,89% respecto al mes anterior y anticipa una suba en la producción, sobre todo de petróleo, en los próximos meses.
El dato no solo impresiona por volumen —es el segundo mes consecutivo en que se superan las 2.000 fracturas—, sino también por lo que representa: una señal clara de que la industria energética argentina busca consolidarse como un actor fuerte en el mapa exportador global, en un contexto de escasez de divisas y necesidad urgente de generar dólares genuinos.
¿Por qué crece Vaca Muerta?
No se trata de casualidades. El salto de actividad en mayo se explica por una combinación de factores clave.
Por un lado, la finalización de obras estratégicas como la expansión del sistema de Oleoductos del Valle (Oldelval) —conocida como Duplicar Plus— permitió destrabar un cuello logístico importante. Ahora, el crudo puede fluir con más libertad hacia las refinerías y puertos de exportación.
Por otro lado, hubo una mejora concreta en la eficiencia operativa de los equipos de fractura. En mayo, Halliburton marcó un récord al realizar 318 etapas con un solo set, una señal del alto nivel de optimización alcanzado.
En cuanto a los jugadores del sector, YPF lideró con 1.333 etapas de fractura, seguida por Pampa Energía (289), Vista (227), Chevron (196), Pan American Energy (175), Tecpetrol (137), Phoenix Global Resources (91) y TotalEnergies (45).
