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

La perforación no convencional en la cuenca neuquina atraviesa un momento bisagra. Con Vaca Muerta ya instalada como el segundo reservorio de shale gas y el cuarto de shale oil más grande del mundo, el debate ya no gira en torno a si el recurso existe o si es explotable: gira en torno a cuán eficientemente puede extraerse y a qué costo. En un contexto donde Argentina necesita divisas genuinas, donde el gasoducto Néstor Kirchner opera a plena capacidad y donde el horizonte exportador de GNL empieza a tomar forma concreta, la eficiencia operativa de cada pozo se convierte en una variable macroeconómica de primera línea. Para Neuquén, cuya regalía petrolera representa más del 40% de sus ingresos provinciales, cada metro de perforación optimizado es también política fiscal.

El desarrollo no convencional en Neuquén comenzó a escala industrial alrededor de 2013, cuando YPF y Chevron firmaron el acuerdo que permitió el desarrollo piloto de Loma Campana. Desde entonces, la curva de aprendizaje fue sostenida. En 2014, perforar un pozo horizontal en Vaca Muerta costaba entre 12 y 14 millones de dólares y demandaba entre 60 y 80 días. Para 2019, ese costo había bajado a un rango de 9 a 11 millones, con tiempos de entre 35 y 50 días. El salto más significativo ocurrió entre 2021 y 2024, cuando la combinación de mayor densidad de pozos, optimización de las etapas de fractura hidráulica y la incorporación de tecnología de perforación direccional de precisión llevó los tiempos promedio a menos de 30 días en los bloques más maduros. Hoy, los operadores más eficientes reportan ciclos de perforación y terminación por debajo de los 25 días en ciertas áreas de Bajada del Palo Oeste y Loma Campana. El costo por pozo oscila entre 7 y 9 millones de dólares para un pozo estándar de rama horizontal de 2.500 metros, aunque las configuraciones extended reach —con laterales de 3.500 a 4.000 metros— pueden superar los 11 millones pero con una relación producción/inversión superior.

En términos de actividad actual, la cuenca neuquina alberga más del 90% de los equipos de perforación no convencional activos en Argentina. A junio de 2026, operan en el área entre 40 y 45 equipos de perforación, con YPF concentrando aproximadamente el 55% de la actividad. Vista Energy, Pan American Energy, Shell, TotalEnergies y Pluspetrol completan el panel de operadores relevantes. La producción de shale oil supera los 350.000 barriles diarios, representando más del 50% del total nacional, mientras que el shale gas aporta más de 70 millones de metros cúbicos diarios, cifra que sostiene el abastecimiento interno y permite exportaciones crecientes a Chile y Brasil. Las inversiones comprometidas para 2026 en perforación no convencional se estiman en torno a los 6.500 millones de dólares, con un componente creciente de capital privado extranjero atraído por el régimen del RIGI y las mejoras en el marco cambiario. La incorporación de tecnología de perforación rotatoria guiada (RSS por sus siglas en inglés), los sistemas de monitoreo sísmico en tiempo real y los fluidos de perforación de alta performance han sido determinantes para sostener la curva de reducción de costos.

Los desafíos no son menores. El principal cuello de botella estructural sigue siendo la infraestructura de transporte: los gasoductos de recolección dentro de los bloques y la capacidad de los colectores hacia el sistema troncal limitan el ritmo de incorporación de producción. El agua, insumo crítico para la fractura hidráulica —cada etapa demanda entre 1.500 y 2.500 metros cúbicos—, requiere sistemas de reciclaje que aún no están generalizados en todos los operadores. La disponibilidad de arena de fractura de origen nacional, que creció con el desarrollo de canteras en La Pampa y San Luis, redujo la dependencia de arena importada, pero la logística hasta los pozos sigue siendo costosa. Por otro lado, la oportunidad es concreta: si Argentina consolida la cadena de valor del GNL —con la planta flotante de YPF-Petronas como ancla, proyectada para operar hacia 2028-2029— la demanda de gas de Vaca Muerta crecerá estructuralmente y justificará densificaciones de pozos que hoy son económicamente marginales. La electrificación de los yacimientos, con energía renovable generada en el mismo bloque, es otro vector de reducción de costos operativos con pilotos ya en marcha.

La perspectiva de mediano plazo está condicionada por tres decisiones que aún no están cerradas. Primera: la velocidad con que el Gobierno nacional y las provincias productoras habiliten nueva infraestructura de transporte, especialmente gasoductos hacia el norte del país y hacia la costa atlántica para el GNL. Segunda: la evolución del tipo de cambio y los costos en dólares de los servicios petroleros locales, que en los últimos 18 meses mostraron una tendencia ascendente por la presión de la demanda sobre una oferta de equipos y personal especializado relativamente inelástica. Tercera: la capacidad del sector para atraer capital de largo plazo que financie las inversiones necesarias para sostener una producción de shale oil por encima de los 500.000 barriles diarios hacia 2030, meta que figura en los planes estratégicos de los principales operadores. La eficiencia operativa no es un objetivo técnico aislado: es la condición necesaria para que Vaca Muerta cumpla su promesa macroeconómica.

Puntos clave

• El costo de perforación por pozo no convencional en Vaca Muerta cayó de 12-14 millones de dólares en 2014 a un rango de 7-9 millones en 2026 para pozos estándar, con tiempos de ciclo por debajo de los 25 días en bloques maduros.
• La cuenca neuquina produce más de 350.000 barriles diarios de shale oil y supera los 70 millones de m³/día de shale gas, representando más del 50% de la producción petrolera nacional.
• Las inversiones comprometidas en perforación no convencional para 2026 rondan los 6.500 millones de dólares, con participación creciente de capital extranjero bajo el régimen RIGI.
• La infraestructura de transporte, el agua para fractura y la disponibilidad de servicios especializados son los principales cuellos de botella para escalar la producción hacia los 500.000 barriles diarios en 2030.

Preguntas del sector

Un pozo con lateral de 2.500 metros en Vaca Muerta produce en promedio entre 800 y 1.200 barriles diarios de petróleo en los primeros 30 días. Un extended reach de 3.500 a 4.000 metros puede alcanzar picos de 1.800 a 2.500 barriles diarios, con una tasa de recuperación por metro perforado entre 15% y 25% superior, lo que mejora el retorno sobre la inversión pese al mayor costo inicial.

Las estimaciones del sector indican que los operadores con mayor escala de operación —YPF, Vista, Shell— reciclan entre el 30% y el 50% del agua producida para reutilizarla en nuevas etapas de fractura. En el conjunto de la cuenca, el promedio no supera el 35%, lo que implica una demanda neta de agua subterránea y superficial que tensiona los acuíferos locales y genera conflictos regulatorios con comunidades y municipios.

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones permite a proyectos que superen los 200 millones de dólares acceder a estabilidad fiscal y cambiaria por 30 años, libre disponibilidad de divisas y aranceles reducidos para importación de equipos. Para el sector no convencional, esto fue determinante para que operadores como TotalEnergies y Petronas confirmaran compromisos de capital de largo plazo. El principal efecto observable es el aumento en la contratación de equipos de perforación de última generación importados, que mejoran la eficiencia pero elevan transitoriamente la demanda de dólares del sector.