Vaca Muerta: el 83% de la producción de petróleo “shale” se concentra en 10 áreas y tracciona las decisiones de inversión

El 83% de la producción total de shale oil de Vaca Muerta se concentra en 10 áreas y estas acapararon el 60% de las inversiones totales en explotación no convencional (O&G) en 2024, en un contexto de fuerte crecimiento del sector.

Estas fueron Aguada del Chañar, Bajada del Palo, La Amarga Chica, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste, Mata Mora Norte, Lindero Atravesado, Bandurria Sur, Loma Campana y La Calera, precisa un informe de la consultora Economía y Energía.

En el último año se observó un incremento de la producción de shale oil de la mayoría de las principales áreas, destacándose el crecimiento en La Calera, Bajada del Palo y Bandurria Sur.

Por su parte, La Amarga Chica mantuvo su nivel de producción prácticamente estable, mientras que en el caso de Cruz de Lorena se observa una contracción en los volúmenes obtenidos.

Cabe señalar que a lo largo de los últimos meses el área La Angostura Sur I (YPF, dentro de la concesión Loma La Lata) alcanzó una producción de 17 kbbl/día (miles de barriles por día), ubicándose como la sexta área con mayor producción.

Respecto a las inversiones para explotación no convencional, el año pasado alcanzaron los USD 4.776 millones en las principales áreas, mientras que para 2025 Economía y Energía proyecta que desciendan a USD 4.394 millones.

Según datos oficiales de la Secretaría de Energía, La Amarga Chica, Loma La Lata – Sierra Barrosa y Bandurria Sur, todas en manos YPF; encabezan el ranking de inversiones totalizando unos USD 2.600 millones.

En detalle, La Amarga Chica encabeza el listado de áreas con mayor desembolso, con una inversión cercana a los USD 954 millones. En segundo lugar figura Loma La Lata – Sierra Barrosa, que prevé un alza interanual del 75% al alcanzar los USD 936 millones. Bandurria Sur completa el podio, con asignaciones por USD 750 millones.

Vale resaltar que en 2024 la inversión total en upstream hidrocarburos creció un 10% y alcanzó los USD 12.800 millones, de acuerdo a Aleph Energy.

En paralelo, YPF se desprendió de todas sus áreas convencionales en Santa Cruz, que pasaron a manos de FOMICRUZ, la firma estatal provincial, apuntando a concentrar su operación en la cuenca neuquina. Esto se da en el marco de un plan que incluye otras jurisdicciones como Tierra del Fuego y Mendoza. En esta última la cesión del Clúster Norte a Petróleos Sudamericanos S.A. generó más de 500 despidos y hay alerta en los gremios del sector.

“De esta manera, la compañía avanza con uno de los pilares estratégicos del Plan 4x4 que, mediante un manejo activo de su portfolio y la asignación eficiente de sus recursos, busca transformar a YPF en una empresa de shale de clase mundial”, aseguran en la petrolera estatal.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, ya había anunciado que “a partir de 2026 queremos concentrarnos únicamente en Vaca Muerta”.

En cuanto a las inversiones en 2025, una reciente proyección de la consultora Aleph Energy estimó que continuará la formidable concentración en la Cuenca Neuquina, que recibiría USD 10.051 millones, casi diez veces lo que recibiría la segunda en volumen de inversión, la Cuenca Golfo San Jorge, con USD 1.133 millones. Por provincia el desbalance es aún mayor, lidera Neuquén, con USD 9.740 millones, seguida de lejos por Chubut (USD 915 millones) y Santa Cruz (USD 259 millones). Por operador, la diferencia de volúmenes de inversión estimadas para este año son todavía importantes: lideraría YPF, con USD 4.590 millones, seguida por Vista (USD 1.178 millones) y PAE (1.418 millones). El gráfico de abajo evidencia la fuerte disparidad por cuenca y provincias.

En su informe, Economía y Energía resaltó que en los seis últimos años, la producción de crudo se expandió a una tasa anual acumulativa del 6,5% y que el shale oil de Vaca Muerta sigue consolidando su protagonismo, al punto que su contribución a la producción total llegó al 58% a principios de 2025, contra 17% que detentaba en 2019.

“Durante el primer cuatrimestre de 2025, la producción total de petróleo promedió los 762 mil barriles por día (kbbl/d): el shale oil explica 444 kbbl/d de ese total. Este nivel de producción de shale oil es un 13,9% más alto que el promedio registrado en 2024. En el mismo período, la producción convencional declinó un 2,7%”, aseguró la consultora.

“Se debe señalar que la producción de shale oil evidencia un estancamiento a lo largo de los últimos meses, probablemente como consecuencia de las restricciones en la capacidad de transporte. En el mes de abril de 2025, la producción de shale oil alcanzó los 442 kbbl/d, valor levemente inferior a los 448 kbbl/d alcanzados en diciembre. Sin embargo, la ampliación de la capacidad de transporte a partir de abril se tradujo en un notorio incremento en la cantidad de pozos enganchados de shale oil”, añadió.

El resultado de este boom en Vaca Muerta es un impulso importante a la balanza comercial energética. Entre enero y abril de 2025, Argentina registró un superávit de USD 2.684 millones, lo que significó una mejora interanual de USD 246 millones.

En abril, las exportaciones de energía sumaron USD 851 millones, según datos de ACM. Pese a una caída interanual del 14% en los precios de exportación, las cantidades vendidas al exterior aumentaron 4,5%. Esta dinámica permitió mitigar la reducción de ingresos respecto del mismo mes de 2024. La baja de precios internacionales también impactó en el mercado local, con retrocesos promedio de 4% en nafta y gasoil.

En una conferencia en Houston, el subsecretario de Combustibles Líquidos, Federico Veller, anticipó que el Gobierno prevé un superávit energético de USD 8.000 millones para 2025, por encima de los USD 5.700 millones alcanzados el año pasado. Según reportó Reuters, el funcionario atribuyó esta proyección al aumento de la producción en Vaca Muerta, la expansión de la infraestructura y un contexto externo favorable para las exportaciones de gas y petróleo.