Axi (Buenos Aires, 28 de septiembre de 2026).- YPF concentra por sí sola el 48,9% del crudo no convencional del país con un volumen de 317,4 kbbl/d, y las primeras cinco operadoras explican el 80,6% del total, según el último informe técnico de la consultora GtoG Energy.
Las cinco operadoras que dominan el shale
De acuerdo con el informe de GtoG Energy, al liderazgo de YPF se le suman Vista, Pluspetrol, Shell y Pan American Energy (PAE), que en conjunto explican el 80,6% de todo el petróleo no convencional de la cuenca. Esta concentración se refleja en la actividad sobre el terreno: durante el último mes se registraron 2.010 etapas de fractura, de las cuales YPF ejecutó el 53%, ratificando su rol en el desarrollo del play.
El informe también registra una progresiva descentralización geográfica: hoy se requieren 13 concesiones para explicar el 80% del crudo shale, frente a las 9 que alcanzaban en 2023. Sostener la posición dominante implica gestionar una dinámica productiva exigente, que demanda escala financiera y eficiencias en la asignación del capital.
632 pozos parados o con producción marginal
El proceso de maduración de Vaca Muerta generó su propio inventario de activos marginales. Según GtoG Energy, existen 632 pozos no convencionales parados o con producciones marginales inferiores a los 5 m³/d, sobre un parque maduro de 1.964 pozos con más de un año de trayectoria. Descontando los abandonados, la cuenca alberga a 628 candidatos técnicos: 252 horizontales —indicados para eventuales campañas de refractura— y 376 verticales, de los cuales 317 se concentran en Loma Campana.
Aunque estos pozos aportan hoy apenas el 0,81% del crudo no convencional de la formación, representan un volumen acumulado histórico de 117,6 millones de barriles. La relevancia del parque ocioso radica en la lógica del capital: una perforación greenfield exige entre USD 8,5 millones y USD 13 millones por pozo, mientras que la reintervención o refractura de un pozo existente requiere un desembolso sustancialmente menor y ya cuenta con infraestructura de superficie, ductos de evacuación y pad inmovilizados.
La declinación de -39,2% y la necesidad de 611 pozos anuales
El informe advierte sobre la dinámica interna de Vaca Muerta, donde el ritmo productivo se asemeja a una "cinta de correr" acelerada, según la figura empleada por GtoG. Los pozos no convencionales exhiben una declinación anual de su base preexistente de −39,2%: los pozos que en julio del año pasado entregaban 513,6 kbbl/d cayeron a 312,2 kbbl/d doce meses después, lo que implicó perder 201,4 kbbl/d que debieron reponerse íntegramente con pozos nuevos. El 62% de los 513 pozos conectados en el último año se destinó exclusivamente a neutralizar esa caída.
De cara a los próximos doce meses, el sistema enfrentará la pérdida proyectada de 254,5 kbbl/d por declinación base. Reponer ese volumen exigirá la conexión de 399 pozos nuevos; replicar la tasa de crecimiento del último año (+26,3%) demandaría 212 pozos adicionales, totalizando 611 conexiones anuales. Ese nivel implica un capex directo de USD 6.100 millones al año y el consumo de 6,9 millones de toneladas de arena de fractura, prácticamente el límite de la capacidad logística y de transporte de la Argentina.
La brecha con el convencional y los campos maduros
La brecha de productividad por pozo entre ambos segmentos es contundente, según GtoG Energy: mientras un pozo shale promedio extrae 174 bbl/d, una perforación convencional activa produce apenas 14,3 bbl/d, es decir, 12 veces menos. En cuencas como el Golfo San Jorge existen más de 40.000 pozos declarados pero solo 11.277 en extracción efectiva. Campos emblemáticos como Anticlinal Grande - Cerro Dragón (PAE), con 57,3 kbbl/d, o Manantiales Behr (YPF), con 24 kbbl/d, demuestran que la escala, la eficiencia técnica y la inyección secundaria y terciaria permiten sostener bloques rentables sin la intensidad financiera del shale.
En un contexto de cuellos de botella en equipos de fractura y logística terrestre, el re-uso y la refractura del inventario maduro de Vaca Muerta, sumados a la revitalización del convencional por parte de nuevos operadores especializados, se posicionan como insustituibles. La reasignación del capital ya invertido y el aprovechamiento de la infraestructura existente aparecen como las herramientas determinantes para sostener la curva de producción sin tensionar la capacidad financiera de la industria.
