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¿Cuánto cuesta un pozo en Vaca Muerta? La respuesta corta está entre US$ 8,5 y US$ 13 millones por perforar y completar un pozo horizontal. La cifra surge de un análisis de Nicolás Ziperovich, fundador de Lumina Energy Solutions y ex CEO de San Antonio Internacional. Lo publicó en julio de 2026 la consultora sectorial GAPP en su estudio sobre costos de perforación y completación. La respuesta larga depende de qué entra en la cuenta. Un pozo aislado no cuesta lo mismo que un pozo con sus instalaciones de superficie. Además, ninguna de esas cifras dice nada por sí sola: hay que cruzarla con lo que produce el pozo y con el precio del barril.
Qué incluye el costo de un pozo: perforación, completación e instalaciones
El costo de un pozo no convencional se arma en tres bloques. Primero, la perforación: construir el pozo desde la superficie hasta la formación y extender la rama horizontal, que supera los 3.000 metros en los desarrollos más recientes. Después, la completación: fracturar esa rama por etapas con agua, arena y bombeo a alta presión para que el petróleo fluya. Por último, las instalaciones de superficie que conectan el pozo con el sistema de producción. La sigla D&C (drilling and completion) abarca solo los dos primeros bloques. Ese es el rango de US$ 8,5 a 13 millones.
Cuando se suman las instalaciones propias y la interconexión, la cuenta sube. La consultora Aleph Energy, que dirige Daniel Dreizzen, calculó un pozo tipo de US$ 14 millones con rama lateral de 3.000 metros y 50 etapas de fractura. Ese número incluye facilidades propias e interconexión, pero no plantas ni ductos. Según la misma consultora, los pozos más profundos pueden llegar a US$ 18 millones. Un proyecto completo requiere, además, infraestructura adicional por cerca del 25% de la inversión inicial.
- Perforación: tramo vertical, curva y rama horizontal de 2.800 a 3.500 metros.
- Completación: 50 o más etapas de fractura con agua, arena y bombeo.
- Instalaciones propias: separadores, tanques e interconexión al sistema.
- Infraestructura compartida: plantas y ductos, que no entran en el costo del pozo.
¿Cuánta arena y agua consume una fractura?
La completación es el bloque que más insumos mueve. El pozo tipo de Aleph Energy usa 1.500 metros cúbicos de agua y unas 250 toneladas de arena por etapa. Con 50 etapas, eso suma 75.000 metros cúbicos de agua y 12.500 toneladas de arena por pozo. Detrás de cada cifra hay camiones, plantas de arena, acueductos y equipos de bombeo. Por eso la logística pesa tanto en la cuenta final. Ninguna fuente pública desglosa el porcentaje exacto de cada rubro, pero el orden de magnitud de los insumos alcanza para entender dónde se concentra el gasto.
El análisis de Ziperovich también cuantifica dos ahorros posibles en el costo operativo. Reutilizar entre el 40% y el 50% del agua de retorno reduce el costo por barril en US$ 0,50 a 1,00. Reemplazar la generación a diésel por gas o electricidad ahorra otros US$ 2 a 3 por barril. Son mejoras que no bajan el precio del pozo, pero sí el costo de cada barril extraído durante su vida útil.
¿Cómo bajó el costo desde 2018?
El mismo análisis estima que el costo de perforación y completación cayó entre un 40% y un 50% respecto de 2018. La baja no vino de pozos más chicos sino de pozos más largos y más rápidos. En 2019, YPF operaba con ramas laterales promedio de 2.400 metros y 35 etapas de fractura, según su reporte anual ante la SEC. En el primer trimestre de 2026, la rama promedio de la compañía llegó a 3.437 metros, de acuerdo con el informe trimestral presentado ante la SEC. Un pozo más largo cuesta más en términos absolutos. Sin embargo, toca más roca y produce más barriles por cada dólar invertido.
El tiempo también se comprimió. YPF mide en días el ciclo completo de construcción de un pozo. La compañía informó una base de 312 días, que bajó a 278 en 2024 y a 221 en 2025, con una meta de 185 para 2026. Ese programa lleva el nombre de «Toyota Well». En febrero de 2025, la petrolera comunicó un récord de 1.747 metros horizontales perforados en 24 horas en La Angostura Sur. Lo atribuyó a su centro de monitoreo en tiempo real, que sigue más de cien variables desde Buenos Aires.
¿Qué indicadores miran las operadoras?
Dos números resumen la eficiencia de un desarrollo shale: los metros perforados por día y las etapas de fractura por set. Un set es el conjunto de bombas que fractura un pozo. Cuantas más etapas completa por día, menos días de alquiler paga la operadora por cada pozo. YPF reportó 11,2 etapas por set por día en el primer trimestre de 2026, con 18,5 horas de bombeo diarias y 364 metros de perforación por día en su hub de shale oil.
La serie larga muestra la tendencia. Según la presentación a inversores de YPF de mayo de 2026, la velocidad de fractura pasó de 272 etapas por set por mes en 2023 a 324 en 2025. La de perforación subió de 202 a 262 metros por día en el mismo período. Ese salto explica por qué el costo de extracción del hub de shale oil quedó en US$ 4,0 por barril equivalente en el primer trimestre de 2026, contra US$ 8,8 para el promedio de toda la compañía. Es la variable que define cuánto cuesta un pozo en Vaca Muerta a lo largo de su vida, más allá del precio de entrada.
¿Cuánto produce un pozo y a qué precio del barril se paga?
Un pozo horizontal en la ventana de petróleo arranca con una producción inicial de entre 1.000 y más de 2.000 barriles equivalentes por día, según el análisis de Ziperovich. Aleph Energy trabaja con un pozo tipo de 1.028 barriles diarios al inicio y una recuperación total cercana a 1,05 millones de barriles. El declino es fuerte: alrededor del 60% en el primer año, 40% en el segundo, 30% en el tercero y cerca del 8% anual después. Por eso la cuenta se define en los primeros dos años de vida del pozo.
El precio de equilibrio depende de qué se mide. Ziperovich calcula un costo de ciclo completo de US$ 25 a 30 por barril en madurez, con regalías del 12% incluidas. Su break-even queda entre US$ 38 y 56 por barril a precio Medanito, con un Brent de US$ 70. Aleph Energy, para una tasa de retorno del 15%, ubica el Brent de equilibrio así:
- Pozo individual con RIGI: US$ 48.
- Pozo individual sin RIGI: US$ 51.
- Proyecto completo con RIGI: US$ 57.
- Proyecto completo sin RIGI: US$ 61.
El RIGI es el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones, que reduce la carga impositiva de los proyectos que califican. La diferencia entre pozo y proyecto refleja el peso de la infraestructura compartida. Por comparación, Aleph estimó que Vaca Muerta es cerca de un 35% más cara que los desarrollos de Norteamérica, aunque la brecha se achica con cada mejora de eficiencia.
Qué conviene saber: dónde está el negocio para el proveedor
Para un proveedor o un inversor neuquino, la escala importa más que el pozo aislado. Un desarrollo de tamaño medio ocupa unos 50.000 acres y perfora cerca de 200 pozos en siete años. Con eso alcanza 40.000 barriles equivalentes diarios. La inversión necesaria ronda entre US$ 2.800 y 3.000 millones, según Ziperovich. YPF informó un inventario bruto de 16.500 pozos en la cuenca neuquina, con solo el 20% de las locaciones de petróleo desarrolladas. La compañía proyecta perforar 1.990 pozos de petróleo entre 2025 y 2030, con una inversión acumulada cercana a US$ 130.000 millones hasta 2031.
Ese volumen se traduce en demanda de arena, agua, transporte, generación a gas, equipos de bombeo y mano de obra calificada para el sector. También explica por qué cada punto de eficiencia se discute en los balances de las operadoras: un día menos de equipo por pozo, multiplicado por cientos de pozos, cambia la rentabilidad de todo el plan.
Para quien quiera seguir la evolución, dos fuentes públicas alcanzan. La Secretaría de Energía publica en su portal de datos abiertos la producción por pozo y el detalle de cada fractura: etapas, arena y agua. Los reportes trimestrales de las operadoras ante la SEC actualizan metros por día, etapas por set y costo por barril. Con esos datos, cualquier lector puede recalcular cuánto cuesta un pozo en Vaca Muerta cada vez que cambia el precio del crudo.
