Terminó la guerra en Medio Oriente, se liberó el estrecho de Ormuz, el mercado de los hidrocarburos recupera cierta normalidad y el precio del petróleo cayó a pique, se derrumbó más de 20 dólares en un mes y ya cotiza en los niveles de febrero, previo al conflicto entre Estados Unidos e Irán, pero ¿qué pasa en Vaca Muerta? ¿cuál es el equilibrio productivo en un escenario convulsionado?
Un informe de la consultora Aleph Energy evaluó cuatro escenarios posibles combinando la variable fiscal con la inclusión o exclusión de ductos, plantas de tratamiento y reparaciones en el costo total del proyecto, y un pozo de petróleo promedio en la cuenca Neuquina necesita un precio del Brent de entre 48 y 61 dólares por barril para ser rentable, dependiendo de si el proyecto cuenta o no con los beneficios del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) y de cómo se contabilicen los costos de infraestructura asociada.
El ejercicio toma como referencia un pozo tipo del cuarto trimestre de 2025: rama horizontal de 3.000 metros con 50 fracturas, producción máxima inicial de 1.028 barriles por día y una Recuperación Acumulada Estimada (EUR), cuánto petróleo total va a producir un pozo desde que empieza hasta que se agota, de 1.049 miles de barriles a lo largo de su vida útil. El costo de perforación y terminación base es de 14 millones de dólares, al que se le suma un 10% en facilidades propias del pozo. El umbral de rentabilidad se fijó en una Tasa Interna de Retorno (TIR) del 15% en dólares.
La diferencia entre escenarios es elocuente. En la versión más acotada —solo el pozo, sin RIGI— el breakeven es de 51 USD/bbl. Con RIGI, ese mismo pozo stand alone baja a 48 USD/bbl: tres dólares de alivio que provienen de reducir el Impuesto a las Ganancias del 35% al 25% y de limitar las retenciones a los primeros dos años de producción.
Cuando el análisis incorpora la infraestructura compartida, ductos intracuenca, plantas de tratamiento, reparaciones, que representan un 25% adicional sobre el costo base, el breakeven sube considerablemente: 61 USD/bbl sin RIGI y 57 USD/bbl con el régimen vigente. Son los números del proyecto completo, los que en la práctica enfrentan los operadores que deben desarrollar áreas sin infraestructura preexistente.
La brecha entre el escenario más favorable (pozo stand alone con RIGI, 48 USD/bbl) y el más exigente (proyecto completo sin RIGI, 61 USD/bbl) es de 13 dólares por barril. Esa diferencia resume, en términos concretos, el valor económico del RIGI para quien decide perforar en Vaca Muerta hoy. Sin embargo, y a pesar,
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El contexto de precios internacionales hace que estos números no sean académicos. Tras volar por los 100 dólares, el Brent viene oscilando en los 70 dólares por barril, un rango en el que los proyectos completos sin RIGI apenas rozan la viabilidad, mientras que los amparados por el régimen mantienen márgenes razonables. Para los pozos stand alone, incluso sin RIGI, la ecuación cierra en prácticamente cualquier escenario de precios moderados.
El análisis de Aleph también pone de relieve que a mayor petróleo total extraído a lo largo de la vida del pozo, mejor rentabilidad. En ese punto es importante la sensibilidad de la TIR respecto de la producción acumulada. A mayor EUR, mejor retorno a igual precio de petróleo: un pozo que acumule 1.300 kbbl en lugar de 1.049 kbbl puede mejorar su rentabilidad de una inversión en el tiempo en más de 20 puntos porcentuales al mismo precio de Brent. Esto explica por qué los operadores de Vaca Muerta compiten tan intensamente por reducir la declinación y maximizar la recuperación final mediante optimización de fractura y reestimulaciones.
El análisis fue elaborado tomando como supuestos un opex promedio de 6 USD/bbl, un costo de transporte de 3 USD/bbl y regalías e ingresos brutos del 15%. La declinación proyectada sigue el patrón típico del no convencional neuquino: 60% en el primer año, 35% en el segundo, 30% en el tercero, 20% en el cuarto y 9% sostenido desde el quinto año en adelante, con el 24% de la producción total concentrada en los primeros doce meses.
La competencia en Vaca Muerta no es solo "¿quién perfora más pozos?" sino "¿quién extrae más de cada pozo?". Un operador que logra sistemáticamente EUR más altos que el promedio tiene una ventaja estructural de rentabilidad que se mantiene incluso en ciclos de precios bajos. No alcanza con que el petróleo esté caro. Lo que define si un pozo es rentable es cuánto petróleo total produce a lo largo de su vida. Un pozo que logra extraer un 25% más de barriles que otro —al mismo precio de mercado— puede llegar a duplicar su rentabilidad. Por eso las empresas que operan en Vaca Muerta no solo compiten por perforar más pozos, sino por exprimir al máximo cada uno: mejorando la forma en que se fractura la roca y volviendo a intervenir pozos ya existentes para reactivar zonas que habían dejado de producir.
