Durante años, en la industria petrolera rigió una lógica casi automática: cuando sube el precio del crudo, sube la actividad, pero ¿qué pasa cuándo el precio baja? En Estados Unidos, ese mecanismo funciona como un reloj, las curvas de producción y valor ascienden y descienden en sintonía fina. En Argentina, en cambio, esa relación es más difusa.
En 2025 el barril de crudo Brent perdió el 25% de su valor, de los 80 dólares de comienzo de año pasó a pisos por debajo de los USD 60 y se estabilizó allí. En 2026 comenzó con una leve suba que lo deja cerca de 70 dólares, sin embargo las previsiones lo ubican más cerca de USD 55 que de USD 70. Sin poder intervenir en la cotización, las operadores tienen el desafío de ajustar sus procesos, revisar costos y definir cuánto extraer.
José Luis Morales, ingeniero en petróleo, que se desempeña como Technical Account Manager de Calfrac, tiene más de 20 años de experiencia en la industria y casi 20 en la Cuenca Neuquina, dijo a VacaMuerta.ar que la explicación de este comportamiento está menos en el precio y más en la curva de aprendizaje. "Estados Unidos le lleva al shale argentino una década de ventaja, y esos 10 años fueron determinantes para entender cómo hacer más con menos", remarcó.
Según detalló entre 2016 y 2019, antes de la pandemia, el auge de Permian, la principal cuenca de shale de Estados Unidos y el mundo, empujó un crecimiento explosivo de equipos de fractura, acompañado por un precio del petróleo favorable. "Ese crecimiento terminó derivando en lo que la industria bautizó como el “efecto Permian” con sobre oferta de servicios, la guerra de precios, márgenes pulverizados y quiebras de compañías de servicio, un proceso que la pandemia terminó de acelerar", agregó Morales.
El ajuste posterior no fue solo de cantidad, sino de tecnología. En el no convencional norteamericano, el escenario postpandemia marcó un quiebre definitivo: menos equipos, pero mucho más potentes y eficientes. "Donde antes predominaban sets convencionales de 2.000 caballos, hoy mandan equipos eléctricos o a gas de 5.000 HP, capaces de bombear mayores caudales con menos bombas en locación. Para una fractura de 100 barriles por minuto, el salto es contundente: de 20 a 25 bombas convencionales a apenas 12 o 15 equipos en los nuevos sets de alta potencia", añadió el especialista.
El impacto de esos cambios se ve en los números. "En Estados Unidos ya no hacen falta 500 sets de fractura activos. Hoy el parque ronda los 220 equipos, y en diciembre —con la reciente caída del precio del crudo— bajó a la zona de 160, 170 sets. Sin embargo, la actividad no se desplomó: cada set puede operar 600 horas de bombeo mensuales, equivalentes a unas 300 a 320 etapas de fractura, gracias a velocidades que duplican o triplican los estándares prepandemia", dijo Morales.
Sin embargo, para el experto Argentina todavía está recorriendo ese camino. En el 2015 había apenas tres o cuatro sets de fractura shale en Vaca Muerta. "Hoy el número ronda los 14 sets disponibles, con una curva de crecimiento más gradual y aún lejos del nivel de eficiencia estadounidense. Hace menos de cinco años, el estándar local era de dos o tres etapas por día. Hoy ya se reportan récords de 19, 21 etapas diarias utilizando tecnologías como el simulfrac (Wenlen logró un hito de 24) impulsados por mejoras operativas y tecnológicas", indicó.
"Paradójicamente, esa curva de aprendizaje convive con una ventaja geológica: Vaca Muerta produce más por cada 1.000 pies perforados que el Permian, según análisis recientes del mercado. Es decir, el recurso es excepcional, pero el sistema todavía está ajustando su madurez operativa y financiera", dijo Morales y remarcó que el atraso se explica por qué, hasta ahora, el precio del barril no impactaba de forma inmediata en la actividad local y durante años la producción argentina estuvo orientada casi exclusivamente al consumo interno, con exportaciones de menor orden al actual con el aporte de Vaca Muerta.
"En ese esquema, las caídas del precio internacional se sentían con un delay de tres o cuatro meses. Ese mundo ya no existe. Con la producción acercándose al millón de barriles diarios y una porción creciente destinada al mercado externo, la lógica empieza a alinearse con la global. A futuro, una baja de precios podría tener un impacto mucho más rápido y directo sobre la actividad. Las proyecciones de llevar la producción a 1,3 millones de barriles diarios hacia 2030 implican una exposición total al mercado internacional", añadió el ingeniero de Calfrac.
Las estimaciones de varias consultoras sitúan el precio del barril para este año en un rango de 50 a 60 dólares, con escenarios más pesimistas sobre la mesa. En ese contexto, el shale vuelve a mostrar su naturaleza más cruda: es un negocio profundamente atado al flujo libre de caja. Con precios bajos, las operadoras recortan inversión, evitan endeudarse y pisan el freno en perforación y fractura.
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La diferencia clave es que, esta vez, la reacción sería inmediata. La era del retraso de varios meses parece llegar a su fin. Con más exportación, más eficiencia y una industria que ya aprendió —a los golpes— cómo ajustar costos y potencia, Vaca Muerta empieza a entrar en una fase donde el precio vuelve a mandar. Y lo hará sin anestesia.
La tecnología
La tecnología sigue teniendo un rol central en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Estados Unidos es el abanderado de los avances, mientras el resto de los país van adaptando e incorporando a ritmos diferentes. Para Morales, culturalmente en Argentina se trabajó "con lo que había" y en norteamerica no solo hay avances, sino procesos claros, que luego llegaron acá", explicó a VacaMuerta.ar.
"La llegada de la tecnología siempre está un pasito más retrasado con respecto a los países de primer mundo y luego hay que adaptarla. Por ejemplo, en Canadá el método de fractura con cold tubing o annular frac es muy aceptado, tanto para shale, convencional o tight, y allá lo siguen aplicando. Acá debido a los colapsos en los pozos es un es un “cóctel” muy explosivo, porque si el pozo se colapsa tenemos una herramienta abajo que no podemos sacar, entonces ese tipo de tecnología que también es ágil y optimiza mucho los tiempos tiene que ser muy revisada antes de aplicarla”
Otro ejemplo concreto es la incorporación de tecnologías orientadas a reducir el impacto ambiental y, al mismo tiempo, optimizar costos operativos, como los equipos eléctricos y las turbinas o generadores a gas, que gradualmente comienzan a ganar espacio en el mercado argentino. Sin embargo, el gran desafío sigue siendo la competencia entre el equipamiento disponible en mercados internacionales con capacidad ociosa y la evaluación económica entre el CAPEX requerido y el OPEX resultante”, concluyó.
