Aunque el shale mantiene márgenes más altos que el convencional, los costos de extracción también crecieron en la formación no convencional, asegura un informe de Moody’s. El análisis señala que los lifting costs para el shale aumentaron hasta 4,4 dólares por barril, frente a los 4,2 del año previo.
Energía17 de julio de 2025
El nuevo informe sectorial publicado por Moody’s Local Argentina advierte que los costos de extracción en Vaca Muerta también crecieron durante 2024, aunque en menor proporción que en los yacimientos convencionales. El análisis señala que los lifting costs para el shale aumentaron hasta 4,4 dólares por barril, frente a los 4,2 del año previo, y que los márgenes operativos (EBITDA) se comprimieron levemente, del 50% en 2023 al 45% en 2024Moody's Local Argentina….
A pesar de ese deterioro, las productoras no convencionales mantienen niveles de rentabilidad superiores al convencional, donde los costos de extracción se dispararon de 24,2 a 32,3 dólares por barril y los márgenes bajaron del 40% al 30%. Moody’s atribuye esta diferencia a la elevada productividad de los pozos shale y a la finalización de grandes obras de infraestructura que permitieron aliviar los cuellos de botella logísticos que limitaban la evacuación de crudo desde la Cuenca Neuquina.
Entre esas obras clave se destacan el Proyecto Duplicar de Oldelval, la nueva terminal de Oiltanking y el oleoducto Vaca Muerta Norte. Con estos desarrollos, la capacidad de transporte de petróleo desde la región pasó de 220 mil barriles diarios en 2023 a 540 mil en la actualidad.
El informe también describe un escenario muy desafiante para los productores de crudo convencional. El aumento de costos operativos en dólares —que incluyen transporte, sueldos, energía, servicios contratados y materiales— se combinó con una caída del 11% al 13% en el precio internacional del crudo Brent en lo que va de 2025. Como resultado, los márgenes se achicaron significativamente, incluso a pesar de que los precios locales de venta promediaron entre un 8% y un 10% por encima de los de 2023.
Los precios de equilibrio en el convencional se ubican hoy entre los 55 y 75 dólares por barril, dependiendo de la productividad del área, mientras que en Vaca Muerta se mantienen más bajos, entre 40 y 45 dólares. La combinación de estos factores generó una caída del 5% en la producción convencional durante 2024 y otro 4% adicional entre diciembre de ese año y mayo de 2025.
Financiación externa para sostener Vaca Muerta
A pesar del contexto global volátil, Moody’s prevé que las empresas enfocadas en el no convencional mantendrán altos niveles de inversión (CAPEX) durante 2025, aunque con flujo de caja libre negativo. Esto implicará un mayor endeudamiento, tanto en el mercado local como en el internacional, para financiar la expansión de la producción.
En 2024, la producción shale en Vaca Muerta creció un 28% interanual. No obstante, el informe advierte que uno de los principales desafíos operativos hacia adelante será compensar la fuerte tasa de declino natural de los pozos, que obliga a mantener altos niveles de perforación para sostener o incrementar los volúmenes.
Fuente: LM NEUQUEN
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Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
El secretario de Energía de Nación, Daniel González, hizo el anuncio en la apertura del almuerzo por el Día del Petróleo y el Gas que organiza el IAPG. La medida apunta a generar previsibilidad, libre acceso a divisas y beneficios fiscales para nuevas perforaciones. La medida, que hasta ahora alcanzaba solo a proyectos de gas para exportación, había sido solicitada por el gobernador Figueroa.
El gobernador Figueroa se reunió con el ministro Luis Caputo y le solicitó la incorporación de las inversiones vinculadas al upstream dentro del Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). El mandatario destacó que la propuesta permitiría contribuir significativamente al superávit de la balanza energética, garantizar mayor recaudación fiscal y fortalecer la integración energética.
El CEO de Tecpetrol Ricardo Markous, trazó proyecciones muy optimistas y proyectó que la industria llegará al millón y medio de barriles “a fin de la década”. Aunque advirtió que una mayor caída del precio del crudo podría modificar este escenario. “El escenario es complejo. Vamos a tener que trabajar para ser competitivos. Invito a todos los proveedores a trabajar en innovación”.
El ranking lo sigue encabezando Loma Campana, operada por YPF en sociedad con Chevron, con una producción que acumuló unos 86.400 barriles/día entre enero y octubre, el 18% del shale total del país. Le siguen La Amarga Chica con 69.600 barriles, Bajada del Palo con 63.900 barriles, y Bandurria Sur con 60.800 barriles. En el caso del shale gas, cuatro áreas concentran el 57%.
La compañía anunció junto al gobernador Figueroa la ampliación de programas en temáticas sociales críticas para la provincia, en el marco de la firma de un Convenio de Colaboración para “Aguada San Roque Activa 2025”. TotalEnergies participa junto a otras operadoras en la financiación de la pavimentación del bypass de Añelo y del programa de Becas Gregorio Álvarez.
