Redacción
En julio de 2026, la perforación no convencional en la cuenca neuquina ya no es una promesa ni un proyecto piloto: es la columna vertebral de la producción hidrocarburífera argentina. Vaca Muerta representa hoy más del 50% del gas natural y cerca del 40% del petróleo que produce el país, y la dinámica de sus pozos —cuánto cuestan, cuánto rinden, con qué velocidad se perforan— determina no solo la suerte de las empresas operadoras sino también el equilibrio de la balanza comercial argentina, la disponibilidad de divisas y la velocidad a la que el país puede consolidar exportaciones de GNL. En ese contexto, cada punto porcentual de mejora en eficiencia operativa tiene consecuencias económicas que van mucho más allá de Añelo o Rincón de los Sauces.
La historia reciente de la perforación no convencional en Argentina arranca formalmente con el pozo Loma La Lata Norte X-2, perforado por YPF en 2010, que marcó el inicio de la era shale en el país. Desde entonces, la curva de aprendizaje fue empinada pero sostenida. En 2013, perforar un pozo horizontal en Vaca Muerta con fractura múltiple costaba entre 15 y 18 millones de dólares y llevaba más de 90 días. En 2019, ese costo había bajado a un rango de 8 a 10 millones para pozos de longitud estándar, con tiempos de entre 25 y 35 días. Hacia 2023 y 2024, los operadores más eficientes del área —YPF, Vista Energy, Pampa Energía y TotalEnergies— habían perforado pozos de alta complejidad en plazos de entre 18 y 22 días, con costos que en algunos casos tocaron el piso de 6,5 millones de dólares para laterales de 2.500 metros. Esa compresión de costos del 60% en una década no fue mágica: respondió a la combinación de aprendizaje operativo, mejoras en el diseño de la fractura hidráulica, mayor disponibilidad de equipos especializados en la cuenca y una creciente integración de la cadena de servicios a nivel local.
En 2026, el sector opera con alrededor de 35 a 40 equipos de perforación activos en la cuenca neuquina, de los cuales más del 85% trabaja en formaciones no convencionales —principalmente Vaca Muerta, pero también con actividad incipiente en Lajas y Los Molles. YPF mantiene su posición dominante con cerca de 16 a 18 rigs propios y contratados, ejecutando su plan de desarrollo masivo en bloques como La Amarga Chica, Bandurria Sur y Loma Campana. Vista Energy, que se ha posicionado como el operador privado más eficiente de la cuenca, opera en Bajada del Palo Oeste y continúa batiendo récords propios: en 2025 perforó pozos con laterales de 3.000 metros en menos de 20 días, con un costo por pozo inferior a los 7,5 millones de dólares. Pampa Energía avanza en El Manqui y Sierra Chata, mientras que TotalEnergies consolida su posición en Aguada Pichana Este con una estrategia de desarrollo de largo plazo orientada al gas. Las inversiones comprometidas en la cuenca para 2026 superan los 7.000 millones de dólares entre todos los operadores, con YPF aportando en torno al 35% de ese total. La producción de shale oil ronda los 400.000 barriles diarios y el shale gas supera los 80 millones de metros cúbicos por día, ambas cifras en máximos históricos.
Los desafíos no son menores. El primero y más estructural es logístico: la cuenca neuquina enfrenta restricciones en infraestructura de transporte que limitan la evacuación del crudo y el gas producido. Los oleoductos hacia la costa atlántica —fundamentales para las exportaciones— operan cerca de su capacidad, y aunque el proyecto Oleoducto Vaca Muerta Sur avanza, su entrada en operación plena aún está en proceso. En gas, el gasoducto Néstor Kirchner amplió significativamente la capacidad de transporte hacia el centro del país, pero el horizonte de exportación vía GNL exige inversiones adicionales en licuefacción que todavía no tienen fecha de corte de cinta definitiva. En el plano tecnológico, la industria enfrenta la presión de seguir bajando el costo por barril equivalente en un contexto donde los laterales más largos —de 3.500 a 4.000 metros— demandan equipos de alta especificación no siempre disponibles localmente. La dependencia de insumos importados para la fractura hidráulica —especialmente proppant cerámico y fluidos especializados— sigue siendo un factor de vulnerabilidad cambiaria. Sin embargo, las oportunidades son de escala regional: Vaca Muerta es la segunda reserva de shale gas y la cuarta de shale oil del mundo según estimaciones de la EIA, y con costos de extracción que en los mejores bloques ya compiten con los de las cuencas más eficientes de Estados Unidos, el potencial exportador es enorme si se resuelven los cuellos de botella de infraestructura.
De cara al segundo semestre de 2026 y al horizonte 2027-2030, las decisiones que están en juego son de magnitud. La primera: si Argentina logra estructurar contratos de largo plazo para exportación de GNL que justifiquen la inversión en una planta de licuefacción —los números indican que se necesitan al menos 20 años de compromisos firmes para que el proyecto sea bancable. La segunda: la evolución del régimen de Grandes Inversiones (RIGI) y su capacidad real para atraer capital internacional a escala, con la estabilidad jurídica y fiscal que los operadores globales exigen. La tercera: la velocidad a la que la industria local de servicios puede crecer para abastecer la demanda de equipos, ingeniería y mano de obra especializada sin que los costos vuelvan a escalar. Los analistas proyectan que si se mantiene el ritmo actual de inversión y se resuelven los cuellos de botella logísticos, la cuenca neuquina podría alcanzar una producción combinada de shale oil cercana a los 600.000 barriles diarios hacia 2028, con exportaciones de petróleo que podrían generar más de 10.000 millones de dólares anuales en divisas. Esa es la apuesta que el sector hace hoy desde Neuquén, y las decisiones operativas, tecnológicas y regulatorias de los próximos 18 meses definirán si esa proyección se convierte en realidad o en otra oportunidad diferida.
En los bloques más eficientes —Bajada del Palo Oeste (Vista) y La Amarga Chica (YPF)— el costo de lifting se ubica en un rango de 4 a 6 dólares por barril, comparable con cuencas convencionales de bajo costo. El costo total de desarrollo (finding & development cost) ronda los 8 a 12 dólares por BOE en esos mismos bloques, cifras que los colocan en la parte baja de la curva de costos global para no convencionales.
¿Qué diferencia operativa existe entre los pozos con laterales de 2.500 metros y los de 3.500 metros?Los pozos de laterales más largos (3.500 m) requieren equipos de perforación de mayor capacidad de carga (top drive de alta especificación) y bombas de mayor potencia para la fractura, lo que eleva el costo unitario del pozo entre un 20% y un 30%. Sin embargo, la producción inicial (IP30) puede ser hasta un 40% superior, lo que mejora el retorno por pozo perforado siempre que la geología sea homogénea a lo largo del lateral. La relación costo-beneficio favorece los laterales largos en las zonas de mejor roca.
¿Qué impacto tuvo el gasoducto Néstor Kirchner en la dinámica de inversión del sector?La entrada en operación del Gasoducto Néstor Kirchner en 2023, con una capacidad de transporte de unos 11 millones de m³/día en su primera etapa, permitió redirigir volúmenes de gas que antes debían ser reinyectados o venteados durante el invierno, mejorando la rentabilidad de los proyectos gasíferos. Esto aceleró las decisiones de inversión en bloques orientados al gas como Aguada Pichana y Rincón del Mangrullo, y redujo el riesgo de curtailment que desincentivaba la perforación en períodos de alta producción.
