Perforación no convencional en Neuquén: la carrera por bajar costos y ganar eficiencia

En mayo de 2026, la perforación no convencional en la cuenca neuquina ya no es una promesa de largo plazo: es el motor central de la producción hidrocarburífera argentina. Vaca Muerta concentra más del 50% del gas natural que se extrae en el país y una proporción creciente del petróleo, y su desarrollo define hoy la ecuación fiscal de Neuquén, el equilibrio de la balanza comercial energética nacional y las perspectivas de exportación que el gobierno nacional ha colocado en el centro de su estrategia económica. En ese contexto, la discusión ya no gira exclusivamente en torno a si Vaca Muerta puede producir más, sino a cuán rápido y a qué costo lo puede hacer. La eficiencia operativa se convirtió en la variable crítica que separa a los proyectos rentables de los que se quedan en los planes de negocio.

Hace una década, perforar un pozo horizontal de shale en Neuquén costaba entre 15 y 18 millones de dólares y la curva de aprendizaje era todavía empinada. Las primeras campañas masivas de YPF en Loma Campana, desde 2013 en adelante, y los acuerdos con Chevron primero y con Shell, Wintershall y Dow después, sentaron las bases técnicas y logísticas de lo que hoy es una industria madura. La producción de petróleo no convencional pasó de ser marginal a representar, a fines de 2025, más de 400.000 barriles diarios, casi el 60% del total nacional. El gas no convencional supera los 90 millones de metros cúbicos diarios en picos de invierno, número impensable hace apenas ocho años. Ese salto no fue solo geológico: fue el resultado de una inversión sostenida que acumuló más de 15.000 millones de dólares entre 2018 y 2025, con un punto de inflexión claro a partir de 2022 cuando la renta petrolera y los incentivos del Régimen de Grandes Inversiones Hidrocarburíferas (RIGI) comenzaron a alinear expectativas.

Hoy el ecosistema de perforación no convencional en Neuquén involucra a una veintena de operadoras activas, con YPF como actor dominante —opera alrededor del 45% de los pozos activos— y una segunda línea de compañías que incluye a Vista Energy, Pampa Energía, Tecpetrol, Shell, TotalEnergies y Pan American Energy, entre otras. La tecnología de perforación ha dado saltos cualitativos: los rigs de última generación operan con sistemas de automatización que reducen los tiempos de conexión de tubería y permiten perforar un pozo horizontal de entre 2.500 y 3.000 metros de lateral en 18 a 22 días, contra los 35 a 45 días que demandaba la misma tarea en 2018. El costo promedio por pozo se ubica hoy entre 8 y 11 millones de dólares dependiendo del operador, la formación y la longitud del lateral, lo que representa una reducción de entre 35% y 45% en términos reales respecto de los primeros desarrollos. Vista Energy, que opera en Bajada del Palo Oeste, es referencia de eficiencia: perforó en 2025 pozos con costos unitarios por debajo de los 7 millones de dólares con laterales de 3.000 metros, un benchmark regional que compite con las mejores cuencas de Estados Unidos. Las inversiones en fractura hidráulica también evolucionaron: las operaciones de multifrac con entre 40 y 55 etapas por pozo son estándar, y algunas compañías ya prueban configuraciones de hasta 70 etapas en formaciones de alta presión como la Cocina.

Los desafíos, sin embargo, son reales y múltiples. El primero es logístico e infraestructural: la capacidad de evacuación de crudo por oleoducto hacia los puertos de Allen y luego a Puerto Rosales sigue siendo un cuello de botella en momentos de alta actividad, y aunque el oleoducto Vaca Muerta Norte avanza en su construcción con una capacidad proyectada de 180.000 barriles diarios adicionales, su entrada en operación plena depende de cronogramas que históricamente sufren desvíos. El segundo desafío es el abastecimiento de insumos críticos: la arena de fractura, que llegó a importarse en gran volumen desde Estados Unidos, hoy se produce mayoritariamente en Argentina —la provincia de San Luis lidera la oferta local con arenas de cuarzo de alta pureza—, pero la cadencia de entrega y la calidad homogénea siguen siendo variables a monitorear. El tercer factor es la disponibilidad de agua para las operaciones de fractura: cada pozo requiere entre 15.000 y 25.000 metros cúbicos, y el manejo del agua producida —que retorna a superficie con alta concentración de sales— exige infraestructura de disposición que no siempre escala al ritmo de la actividad. En simultáneo, la oportunidad es estructural: Vaca Muerta tiene recursos técnicamente recuperables estimados en más de 16.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, y con la infraestructura de exportación que se está construyendo —incluyendo el gasoducto Néstor Kirchner en su segunda etapa y las plantas de licuefacción en estudio—, el horizonte de generación de divisas es de magnitud transformadora para la economía argentina.

Las decisiones que marcarán el próximo ciclo son de naturaleza técnica, financiera y regulatoria al mismo tiempo. En términos técnicos, la industria discute si la optimización del spacing entre pozos —actualmente entre 150 y 200 metros en la mayoría de los bloques— puede comprimirse sin generar interferencias de fractura que degraden la producción. Los datos de presión de reservorio que YPF y Vista acumularon en Loma Campana y Bajada del Palo respectivamente serán determinantes para ese debate. En lo financiero, el acceso a capital internacional de largo plazo a tasas razonables sigue condicionado por el riesgo soberano argentino, aunque la mejora del perfil crediticio del país durante 2025 y 2026 facilitó la emisión de ONs de varias operadoras a tasas de entre 6% y 8% anual en dólares. En lo regulatorio, la aplicación plena del RIGI en los proyectos que califiquen como grandes inversiones —con umbrales de 200 millones de dólares— ofrece estabilidad fiscal a 30 años que los inversores de largo plazo valoran especialmente. Lo que está en juego en los próximos 24 meses es si Argentina puede llevar su producción combinada de shale oil y gas a los niveles que justifiquen la construcción de al menos una planta de GNL de escala exportadora, un objetivo que requiere compromisos de producción sostenida por encima de los 130 millones de metros cúbicos diarios de gas no convencional durante al menos una década.

Puntos clave

• El costo por pozo no convencional en Neuquén cayó entre 35% y 45% en términos reales respecto de los primeros desarrollos, ubicándose hoy entre 7 y 11 millones de dólares según operador y configuración.
• La producción de shale oil supera los 400.000 barriles diarios y representa cerca del 60% del total nacional; el gas no convencional alcanza picos de 90 millones de m³/día en invierno.
• Los tiempos de perforación se redujeron de 35-45 días a 18-22 días por pozo horizontal gracias a rigs automatizados y mejor gestión de operaciones en superficie.
• La infraestructura de evacuación —oleoductos, gasoductos y eventuales plantas de GNL— es el principal cuello de botella para escalar la producción a niveles de exportación masiva.

Preguntas del sector

El lifting cost del shale oil en Vaca Muerta ronda los 8 a 12 dólares por barril en los bloques más eficientes, contra 6 a 10 dólares en el Permian Basin. La brecha se explica por la menor escala logística, el costo laboral en pesos con componente dolarizado y la infraestructura de transporte menos desarrollada, aunque se achicó significativamente en los últimos tres años.

La formación Malargüe y, sobre todo, los miembros Organic Rich y Lower de la formación Vaca Muerta concentran la actividad principal de shale oil y gas seco respectivamente. La formación Cocina, en el subbloque de gas húmedo, gana participación por su alto contenido de líquidos. Los desarrollos en Quintuco y Mulichinco son menos frecuentes pero siguen activos en bloques específicos del flanco norte de la cuenca.

Un spacing excesivamente reducido entre pozos genera interferencia de fractura hidráulica —conocida como frac hits— que puede degradar entre 15% y 30% la producción inicial de los pozos vecinos. Los operadores en Loma Campana y Bajada del Palo trabajan con modelos de simulación de reservorio para encontrar el balance óptimo entre densidad de pozos y factor de recobro, un ejercicio que tiene impacto directo sobre el valor presente neto de los bloques.