Políticas
15/7/2026
Vaca Muerta y los datos “duros”
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A más de una década de haberse iniciado la explotación de Vaca Muerta y el uso del método de fracturar la roca madre para la extracción de hidrocarburos, vale la pena hacer un balance. Se presenta para tal tarea una dificultad: la pandemia. Esto es así porque impactó en la mitad de ese período. Por lo tanto para reducir al máximo la influencia del evento mundial del 2020, el balance en realidad se tomará desde mediados del año 2021, cuando la explotación de Vaca Muerta comenzó a superar significativamente los efectos de la pandemia.
En cierto sentido es hasta conveniente desechar los datos de la primera mitad de ese período, que fue de aprendizaje de las técnicas y los mecanismos de extracción para hacer más comparable la información. Los datos objetivos indican que es correcta esta consideración.
Según la Dirección Provincial de Estadísticas y Censos, la producción petrolera de Neuquén retrocedió de 18,1 millones de m³ en el año 1998 al orden de los 6,5 millones en el año 2013 y se mantuvo en ese rango hasta el año 2018 en los inicios de la explotación No Convencional. Da un salto en el año 2019 hasta los 8,5 millones, y el próximo salto es recién en el año 2021, que pasa a 11,9 millones. A partir de allí cada año crece en porcentajes importantes de entre el 20 y el 35% interanual.
Respecto al gas el pico de volumen producido era del año 2004 (77 millones m3/día), luego bajó hasta un piso de 16,1 millones en el año 2013 y retomó un ritmo ascendente hasta el año 2020 cuando bajó, pero se recuperó en el 2021 hasta el año 2024 y entre este año y el presente se redujo un 10% aproximadamente.
Como en todo balance, en éste también influyen muchos factores. Por eso lo primero a considerar para el balance es contrastar los llamados datos “duros”, objetivos, que son los determinantes y luego sacar las conclusiones que esos datos revelen.
Vaca Muerta en los últimos cinco años
Para octubre del año 2021 un informe de Regional Investment Consulting (RICSA) señaló que en Vaca Muerta había 1.214 pozos operativos de petróleo y gas. Si se considera el dato tres años después, en septiembre de 2024 había 3.830 pozos operativos. Y en abril del año 2026 había 4.470 pozos en producción. Respecto al año tomado como base, la cantidad de pozos en operación creció un 268,2%.
Tomando otro dato importante, en el mes octubre del año 2021 la producción de petróleo era de 190.000 barriles por día y de 42 millones de metros cúbicos de gas diarios. Tres años después, en septiembre de 2024 la producción era de 344.000 barriles diarios y de 99,8 millones de metros cúbicos por día de gas. En el presente la producción es de 628.924 barriles diarios y 91,5 millones de metros cúbicos por día de gas. O sea que en el período de cinco años sometido a balance, la producción de barriles creció 231% y en un 117% la de gas.
Un primer dato como conclusión es que ni la producción de petróleo ni la de gas creció en ese período al mismo nivel que la cantidad de pozos perforados. La producción, pero también de productividad de los pozos, no acompañó el nivel de perforación.
El desfasaje que deja al aumento de la producción de gas muy por detrás de la de petróleo se explica porque para el petróleo se hicieron las obras de ampliación de los caños de evacuación con destino a la exportación (Oldelval). Para el gas la huelga de inversiones (paralización de obras) afectó las vías de evacuación previstas como la reversión del gasoducto norte y la construcción de la segunda etapa del gasoducto rebautizado Perito Moreno (ex Néstor Kirchner). Esto llevó incluso al retroceso del volumen producido en el último año y medio (de 99,8 millones de m3/dia a 91,5 millones).
Pero si nos quedamos con la conclusión que la exportación de petróleo funcionó como motor de la producción y le permitió arrimar el aumento del volumen producido a la cantidad de pozos nuevos perforados y operados, se nos escaparía otro dato que arroja una conclusión más profunda. Porque cada pozo perforado en este período de cinco años tuvo cada vez brazos de perforación horizontal más largos y por lo tanto una mayor cantidad de fracturas, lo que en principio debería redundar en un aumento del volumen de producción en porcentajes crecientes y acordes al aumento de los pozos perforados. Pero esto no ocurrió: mientras los pozos crecieron un 268,2% el volumen extraído de barriles creció un 231%.
Queda así sobre el tapete que, dado el marcado decline de su producción inicial en pocos meses en cada pozo de fracking, no se registra en el terreno que se estén perforando nuevos pozos al nivel necesario para compensar dicho decline. Otro indicio de la huelga de inversiones.
Más pozos, más fracturas, más producción inicial, pero…
Aún queda por analizar otro dato “duro”, que es la evolución del volumen de producción inicial de los pozos nuevos. En los primeros ocho meses del año 2021 el pozo que encabezaba el ranking de mayor producción acumulada petrolera en Vaca Muerta fue el pozo LCav-45 del área Bandurria Sur que produjo en promedio 1.591 barriles diarios. Los dos pozos que le siguen, el LCav 47 (del mismo área) y el LAch 124 del área La Amarga Chica produjeron en promedio 1.339 y 1.258 barriles por día respectivamente.
Cinco años después, el dato es que el pozo récord es el PCN.Nq.BdC-1008 que produjo 2.639 barriles diarios en el área Bajo del Choique, que también aporta los otros dos pozos que le siguen en el ranking con una producción de 2.422 y 2.240 barriles diarios respectivamente.
De la comparación surge que respecto a cinco años atrás los pozos que actualmente encabezan el ranking aumentaron un 65,8% su producción promedio en los primeros meses de actividad.
Este porcentaje debe analizarse en el contexto del aumento de fracturas realizadas.
Así surge que en agosto del 2021 se realizaron 1.006 fracturas y en el mes de junio de este año se hicieron 2.760. Un incremento del 174%.
Cabría deducir que la producción inicial de los pozos nuevos actuales se acercara a este porcentaje. Pero los pozos que ocupan el podio actual, arrancan con apenas un 65,8% de producción sobre los que ocupaban ese podio hace cinco años atrás.
Lo que lleva a la conclusión que luego de cinco años de expansión de Vaca Muerta no se logra arrancar de la roca madre un volumen de hidrocarburos que refleje el aumento de la cantidad de perforaciones y de fracturas sobre Vaca Muerta.
A la vista de la experiencia del declino del Permian en EEUU, no son conclusiones menores.
El decline
Un informe de Aleph Energy de junio pasado informa que “el pozo entrega el 24% de su producción total (EUR estimado en 1.049.000 de barriles) apenas en su primer año. La caída es del 60% en los primeros doce meses, se modera al 35% en el segundo año, y recién se estabiliza en un 9% anual a partir del quinto período”. O sea luego de dos años de producción el volumen que entrega un pozo No Convencional es menos de la mitad del volumen inicial, por lo que para reemplazar ese decline se deben perforar otros pozos en forma cuasi exponencial. Lo cual requiere una inversión que se retacea.
Y en este aspecto podemos tomar los datos que indican a qué empresa pertenecían los cinco pozos más productivos. En el año 2021 pertenecían a YPF S.A., Shell y Equinor por un lado, y a YPF S.A. con Petronas por el otro. Actualmente, excepto YPF S.A. las otras multinacionales se han retirado de Vaca Muerta o han reducido al mínimo su presencia. Queda reflejada otra particularidad: la emigración de las grandes petroleras de Vaca Muerta.
Otros datos “duros”
En este caso se trata de analizar la edad productiva de los pozos que han superado el millón de barriles de producción. En el registro de los 15 pozos de Vaca Muerta que desde su inicio productivo hasta agosto del 2025 han superado esa cifra, la mitad (7) superaban los cinco años de producción, o sea lleva la fecha de inicio de actividades a agosto del 2020. Otros cinco tenían más de cuatro años de producción (iniciaron en el 2021). Uno tenía cinco años y sólo dos son pozos “jóvenes” con menos de dos años desde el inicio productivo.
Estos dos pozos con menor antigüedad (el BPO 2801 y el BPE 2202) son del área Bajada del Palo Oeste el primero y del área Bajada del Palo Este el segundo. Ambas de Vista Energy, e iniciaron su producción, respectivamente, en 2024 y 2025.
Por ejemplo un pozo “estrella” como el LLL 1577 en Loma Campana con 74 meses de producción a agosto de 2025 inició su producción a mediados del año 2019, con un promedio diario de 1.096 barriles. A ese promedio diario para agosto del año 2025 debía tener una producción acumulada de casi 2.500.000 barriles. Sin embargo, no llega a agosto del año 2025 al millón y medio. Una muestra de la declinación de un pozo que estaban en el ranking de los cinco mejores en la prepandemia.
Para reforzar esta característica, si tomamos el caso de otro pozo “estrella”, esta vez con una edad un poco menor (55 meses a agosto del año 2025), El pozo Vis.Nq.BPO 2394 del área Bajada del Palo Oeste (Vista Energy) que inició su actividad a comienzos del año 2021, en sus primeros 32 meses tiene un promedio diario de 879 barriles diarios. Y acumuló en ese período 844 mil barriles. Dos años después llevaba una producción acumulada de 1.144.000 barriles. O sea su producción promedio diaria antes de los cinco años de edad se derrumbó a 416 barriles por día.
Pero no todos los pozos de Vaca Muerta adquieren esa producción. Según un experto en reservorios citado por Econojournal (23/6/2025) “el 80% de la producción actual proviene de menos del 20% de los pozos”. Además afirma que “Más del 60% de los pozos perforados produce menos de 20 metros cúbicos por día, y cerca del 80% no supera los 50 m3 diarios. Además, ningún pozo con más de cuatro años de antigüedad logra mantener producciones superiores a esos niveles”. Una producción menor a 20 m³ diarios en barriles implica menos de 125 barriles diarios y para 50 m³ diarios menos de 312 barriles diarios.
O sea por cada pozo estrella (fugaz porque declina rápidamente) existen cientos con una producción sustancialmente menor, que obliga a perforar y fracturar exponencialmente para reemplazar ese decline. Siempre y cuando se invierta en eso. Cuestión que no se verifica.
Otra vez las “muletas” del Estado
Todo esto ocurre en el marco de las ventajas otorgadas desde el Estado para garantizar el lucro de las empresas. Pero no les alcanza. Las petroleras exigen cada vez mayores condiciones para explotar Vaca Muerta, aunque ya gocen de condiciones muy favorables, sobre todo si ponen la mira en la exportación. El Rigi y el super Rigi en ciernes son parte de esas condiciones que exigen. Nicolás Ziperovich, fundador y Managing Director de Lumina Energy Solutions dice en La Mañana del Neuquén del 9/7/2026 que “El Rigi baja el impuesto a las ganancias del 35% al 25%, elimina de forma escalonada los derechos de exportación e incluye a los bienes de capital importados, como los equipos de perforación, sin aranceles ni IVA…el RIGI vale entre 3 y 4 dólares por barril de breakeven”. El “breakeven” es el precio a partir del cual la extracción del hidrocarburo es rentable para las empresas.
O sea el Rigi le condona a las empresas tributaciones muy importantes como expresión de las “muletas” estatales.
Por su parte un estudio de la consultora Aleph Energy publicado por Patagonia Shale en junio confirma el dato. Allí se informa que el Rigi baja para las empresas el umbral para obtener rentabilidad de U$S 51 a 48 sobre el precio del barril Brent. Y si se contempla las inversiones anexas como “ductos intracuenca, las plantas de tratamiento y las reparaciones de las instalaciones, el Rigi baja el umbral de U$S 61 a 57 por barril para el precio Brent.
La “Neuquinidad” por su parte, para proyectos de LNG, le baja las regalías y los exime de tributar Ingresos Brutos y Sellos.
Con precios de 10 o más dólares por barril por sobre ese umbral pisado por las “muletas” estatales, queda claro que la huelga de inversiones tiene razones más de fondo que el solo contexto nacional o internacional.
Moraleja
Lejos, entonces, de una estricta economía de mercado como pregona la banda corrupta que gobierna el país, en última instancia el negocio hidrocarburífero depende de las “muletas” estatales que otorgan el sostén para garantizar el lucro capitalista.
Un sostén que consume recursos financieros a nivel nacional y provincial que poda presupuestos de educación, salud, ayuda social y obra pública.
No hay otra. ¡Fuera Milei!, ¡Fuera el imperialismo!
