Buenos Aires — La volatilidad del precio internacional del petróleo y los elevados costos del sector han comenzado a impactar en la producción de hidrocarburos en Vaca Muerta, una de las formaciones no convencionales más grandes del mundo y un motor cada vez más importante para las exportaciones argentinas.
Para el segundo semestre de 2025, se espera una caída del 31% en la actividad de fractura hidráulica, con 8.469 etapas proyectadas contra las 12.274 del primer semestre, según estimaciones de NCS Multistage. La desaceleración se da en paralelo a la caída en la producción convencional de gas y petróleo, que ha derivado en conflictos gremiales por despidos y suspensiones.
En junio se operó con 11 sets de fractura, contra los 13 de mayo, evidenciando una tendencia a la baja. La fractura hidráulica es el proceso clave para liberar hidrocarburos de la roca madre mediante la inyección de agua y arena a alta presión, y las empresas productoras enfrentan menor disponibilidad de equipos especializados.
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“Esta es una caída grande en la actividad, más del 35%”, explicó Luciano Fucello, director de NCS Multistage. Aun así, el 2025 concluirá con más etapas que en 2024: aproximadamente 21.000 contra las cerca de 18.000 del año último.
“Interanualmente el 2025 va a terminar bien, con un 15% de actividad por encima del año anterior, con alrededor de entre 60 y 80 pozos más perforados que el año anterior. Tenés un incremento de la actividad y la inversión. Pero la segunda mitad del año refleja que la actividad está cayendo”, agregó el experto.
En lo que respecta a las máquinas de perforación, y según datos de Aleph Energy, en junio de este año se registraron 42 equipos activos, de los cuales 34 están dedicados al no convencional, 15% menos que en 2024.
“El crecimiento de Vaca Muerta apenas logra compensar la caída de los convencionales”, resume el director de Aleph Energy, Daniel Dreizzen, quien sostiene que en 2025 “el crecimiento hidrocarburífero no será en línea recta”.
Factores estacionales y repunte en 2026
“La caída de actividad ya se vio en el último mes (junio). Los motivos tienen que ver con la baja de US$10 del petróleo internacional, la situación económica argentina que no termina de encaminarse y un aumento en los costos de los servicios”, explicó Dreizzen a Bloomberg Línea. Según el especialista, esta merma va a continuar en lo que resta del año y no se observan señales de recuperación. No obstante, remarcó que “es algo coyuntural, ya pasó varias veces en Argentina”. Sobre esos episodios coyunturales, Dreizzen marca que las empresas suelen desacelerar inversiones en los segundos semestres.
En la presentación de resultados del segundo trimestre, Vista Energy (la segunda productora de petróleo de Vaca Muerta) actualizó sus metas para lo que resta del año. En esas metas, confirma que este año invertirá US$100 millones menos que en 2024 y que reducirá también la cantidad de pozos conectados en las áreas operadas, desde los 50 en 2024 a los 36 en 2025 (que ascienden a 59 si se consideran los pozos de La Amarga Chica, donde es socia YPF, operadora del bloque). En la llamada a los inversores, la empresa no descartó aumentar la actividad “si en el cuarto trimestre vemos un mejor escenario de precios”.
Para el 2026, con la puesta en funcionamiento del oleoducto VMOS (estimada para finales del año con una capacidad inicial de 180 mil barriles diarios), sumado al ramp up (crecimiento) de los bloques Rincón de Aranda (Pampa Energía) y Los Toldos II Este (Tecpetrol), se espera una fuerte recuperación de la actividad.
Producción de gas y petróleo hasta mayo
Argentina apunta este año a superar la producción hidrocarburífera del 2024, pero la baja en la actividad podría alejar al sector de alcanzar el máximo histórico: el récord en crudo son los 850.000 barriles por día de 1998.
En mayo, la producción de petróleo sumó 751.000 barriles diarios (+9% interanual) y 146 millones de metros cúbicos día en gas (-3% interanual). El segmento no convencional se acerca al 60% de la producción total.
Producción convencional, otra película
El declino de la producción convencional de gas y petróleo sí repercutió en una mayor caída en la actividad, que derivó en despidos y cesantías en distintas empresas. En Santa Cruz, aumenta estos días el conflicto entre los gremios y Schlumberger por despidos en Santa Cruz. Semanas atrás, hubo un acuerdo entre el Sindicato de Petroleros Privados que conduce Marcelo Rucci y la empresa PCR ante la amenaza de 90 despidos en el yacimiento El Medanito, localidad de 25 de Mayo (La Pampa). A principios de año, hubo centenares de despedidos por Halliburton en Chubut.
La salida de YPF de campos maduros también derivó en este tipo de episodios: en Mendoza, gremios avanzaron en medidas de fuerza ante el despido de 100 trabajadores en áreas hoy operadas por Petrolera Sudamericana.
El costo de extracción promedio y por barril en la producción convencional es de US$32,3: en Vaca Muerta ese valor es de US$4,6.
Menos márgenes para las operadoras
Según la calificadora de riesgo Moody’s, en 2024 hubo un incremento de los costos operativos para las productoras de hidrocarburos convencionales entre un 30% y 40% interanual, que redujo los márgenes de rentabilidad.
“Si bien esperamos que la elevada volatilidad en el precio del crudo impacte negativamente en las decisiones de inversión de los productores, aún estimamos altos niveles de CAPEX en Vaca Muerta que será financiado a través de generación de flujo de fondos propia e incremento en el nivel de endeudamiento”, señaló la agencia. A la volatilidad del precio de los commodities, Moody’s agrega otro factor: mayores costos en dólares respecto de lo registrado históricamente.
