YPF, por su parte, reportó que su lifting cost promedio en los bloques más productivos de su “core hub” en Vaca Muerta se encuentra en torno a los 5 dólares por barril, una mejora considerable respecto de los niveles previos. En contraste, los campos convencionales aún operan con costos de entre 16 y 28 dólares por barril, lo que refuerza la estrategia de la compañía de concentrar sus inversiones en shale, segmento que ya representa más del 55% de su producción total.
La productividad por pozo también mostró mejoras sostenidas. En bloques como Bajada del Palo Oeste, operado por Vista, los pozos horizontales completados en 2025 presentan longitudes laterales superiores a los 3.000 metros y alcanzan producciones iniciales (IP30) por encima de los 1.000 boe/d. En el caso de YPF, las tasas de producción iniciales en sus pozos shale oscilan entre los 1.200 y 1.600 barriles diarios, con diseños de hasta 50 etapas de fractura por pozo y un breakeven de cabeza de pozo en torno a los 24 dólares por barril. Estas métricas sitúan a Vaca Muerta en una posición competitiva frente a las principales cuencas de shale oil de Norteamérica.
Infraestructura para exportar
El crecimiento en eficiencia sigue un lineamiento general que mira hacia mercados globales. En ese contexto, la expansión del sistema de evacuación es un componente clave. El gasoducto Perito Moreno y su futura extensión hasta Salliqueló, junto con la ampliación del sistema Oldelval (Duplicar) y la conexión al Oleoducto Trasandino (OTASA), permitirán incrementar sustancialmente la capacidad de transporte.
Según datos de Enarsa, se proyecta movilizar más de 44 millones de metros cúbicos diarios de gas desde la cuenca neuquina, mientras que las exportaciones de crudo podrían duplicarse desde el nivel actual, que ya supera los 130.000 barriles por día.
Comparación regional y oportunidades
Mientras México enfrenta una caída estructural en su producción —el informe Oil 2025 estima que perderá 0,5 mb/d hacia el final de la década—, Brasil y Argentina lideran el crecimiento de la oferta en América Latina por fuera de la OPEP+, con una expansión conjunta proyectada en 1,3 mb/d para 2030. En el caso argentino, buena parte de ese volumen provendrá de la ventana de petróleo de Vaca Muerta, aunque proyectos offshore en la Cuenca Austral podrían agregar nuevos aportes marginales.
A diferencia de los países OCDE, donde la demanda caerá en 1,7 mb/d hasta 2030, América Latina sigue siendo un mercado en expansión. La región registrará un crecimiento de 1,4% anual en consumo de petróleo, lo que refuerza la estrategia de muchos productores locales de integrar upstream con comercialización regional.
Contexto inversor desafiante
El informe de la IEA también alerta sobre una contracción del 6% en la inversión global en upstream en 2025, con una cifra estimada de USD 420.000 millones. Esto obliga a los productores a competir no solo con eficiencia técnica, sino también con entornos regulatorios estables. En ese sentido, empresas como Chevron, Shell, Phoenix o TotalEnergies, además de las nacionales, han reafirmado planes de inversión en Argentina para 2024-2025, apostando a una mayor certidumbre macroeconómica bajo el nuevo régimen de incentivos para grandes inversiones.
Reservas y horizonte geológico
Con más de 16.000 millones de barriles equivalentes técnicamente recuperables, Vaca Muerta constituye uno de los mayores recursos de shale oil y gas fuera de Norteamérica. Su desarrollo continuará siendo el eje de la estrategia energética nacional. Para ello, el país necesita avanzar no sólo en inversiones upstream, sino —el talón de Aquiles argentino— también en condiciones fiscales que garanticen acceso a divisas, previsibilidad tributaria y flexibilidad para exportaciones.
