El análisis de la calificadora señala que los lifting costs para el shale crecieron hasta 4,4 dólares por barril, frente a los 4,2 del año previo. También destacó el difícil escenario que enfrenta el convencional.
Un nuevo informe de la calificadora Moody’s Local Argentina confirma que Vaca Muerta sigue siendo mucho más competitiva que los yacimientos convencionales, pero a la vez advierte que durante 2024 los costos de extracción también subieron en el shale, aunque en una proporción bastante menor.
Según el reporte, los lifting costs (los gastos incurridos en la producción de petróleo y gas después de la perforación y terminación de los pozos, hasta que el producto es vendido o trasladado a un punto de venta) en la formación no convencional pasaron de 4,2 a 4,4 dólares por barril, y los márgenes operativos (medidos por EBITDA) se redujeron levemente del 50% al 45%.
Pese al entorno internacional volátil, Moody’s anticipa que las compañías que apuestan por el no convencional mantendrán en 2025 un ritmo elevado de inversión (CAPEX), aunque con flujos de caja libre negativos.
Sin embargo, la rentabilidad del shale continúa por encima de la que se registra en el convencional, donde los costos escalaron con fuerza: de 24,2 a 32,3 dólares por barril, mientras que los márgenes se comprimieron del 40% al 30%.
El diferencial, explica Moody’s, se debe en gran parte a la alta productividad de los pozos shale y a la reciente puesta en marcha de obras clave que ayudaron a destrabar cuellos de botella logísticos en la Cuenca Neuquina.
Entre esas infraestructuras se destacan el Proyecto Duplicar de Oldelval, la terminal de Oiltanking en Puerto Rosales (principal vía de salida del crudo por barco desde Bahía Blanca) y el nuevo oleoducto Vaca Muerta Norte, que en conjunto permitieron llevar la capacidad de evacuación de crudo de 220 mil barriles diarios en 2023 a los 540 mil actuales.
El convencional, entre costos en alza y precios a la baja
Donde la situación se volvió más desafiante es en la producción de petróleo convencional. El informe detalla que los operadores enfrentan un cóctel complicado: costos dolarizados en alza —transporte, salarios, energía, servicios y materiales— y una caída de entre el 11% y el 13% en el precio internacional del Brent durante lo que va de 2025.
Esto, a pesar de que los precios locales de venta promediaron entre un 8% y un 10% más que el año pasado, no alcanzó para evitar la contracción de los márgenes.
Hoy, el precio de equilibrio del convencional se mueve entre los 55 y 75 dólares por barril, dependiendo del rendimiento del yacimiento. En cambio, en Vaca Muerta, ese rango baja a entre 40 y 45 dólares.
La consecuencia fue una caída del 5% en la producción convencional durante 2024, seguida por un retroceso adicional del 4% entre diciembre y mayo de este año.
Más inversión para el shale
Pese al entorno internacional volátil, Moody’s anticipa que las compañías que apuestan por el no convencional mantendrán en 2025 un ritmo elevado de inversión (CAPEX), aunque con flujos de caja libre negativos.
Esto implicará un mayor recurso al financiamiento externo, tanto local como internacional, para seguir expandiendo la producción.
Durante 2024, la producción shale creció un 28% interanual en Vaca Muerta. Sin embargo, el informe advierte que el principal desafío operativo a futuro será compensar el rápido declino natural de los pozos, lo que obliga a mantener un ritmo sostenido de perforación para no perder volumen.
El costo real de sacar petróleo en Vaca Muerta
Por otro lado, un informe técnico reciente de la consultora Aleph Energy, firmado por Daniel Dreizzen, pone sobre la mesa los números concretos del desarrollo shale.
Mientras que un pozo convencional cuesta entre 8 y 12 millones de dólares, el desarrollo completo de un pozo no convencional —que incluye perforación horizontal y fractura hidráulica— puede elevarse hasta los 18 millones, dependiendo de la profundidad y de la etapa del proyecto.
Actualmente, las ramas horizontales en Vaca Muerta superan los 2.000 metros y cada pozo suele incluir entre 40 y 60 etapas de fractura. Cada una consume, en promedio, 1.500 metros cúbicos de agua y unas 250 toneladas de arena.
Según Aleph, un pozo tipo —con una rama de 2.800 metros y unas 50 fracturas— tiene un costo de alrededor de 14 millones de dólares, incluyendo las instalaciones y conexiones necesarias, aunque sin contar plantas de tratamiento ni ductos.
Fuente: Dinamicarg