Se prevé un aumento del 35% en la actividad, impulsado por la ampliación de la capacidad de producción y transporte.
El fracking en Vaca Muerta registró un repunte en noviembre, alcanzando las 1504 etapas de fractura, y se espera que para diciembre se mantenga un número similar.
Cabe destacar que la actividad ha dado un nuevo impulso tras una disminución en los meses anteriores.
Según el último informe de la Fundación Contactos Energéticos, presidida por Luciano Fucello, el año 2025 se perfila como un período clave para el desarrollo de los recursos no convencionales en la cuenca de Vaca Muerta.
En diálogo con AM 550, Fucello destacó que el próximo año será decisivo para el fracking en la región.
A mediados de 2024, según señaló el portal Mejor Energía, la actividad alcanzó un pico de 1700 etapas de fractura, pero en los meses siguientes el promedio se estabilizó entre las 1200 y 1500 punciones mensuales.
«Este 2024 será el mejor año en la historia del fracking en Vaca Muerta, con un total de 18.000 etapas de fractura, lo que representa un 20% más que en 2023», aseguró Fucello.
Para 2025, se prevé un aumento del 35% en la actividad, impulsado por la ampliación de la capacidad de producción y transporte. Proyectos clave como Duplicar de Oldelval y Vaca Muerta Sur contribuirán a este crecimiento.
«La industria se está preparando para un primer trimestre de 2025 con un récord de más de 2000 etapas de fractura por mes, de las cuales el 20% corresponderán a shale gas y el 80% restante a shale oil», detalló Fucello.
A medida que los proyectos de exportación de LNG (gas natural licuado) avancen, se espera que el shale gas adquiera mayor relevancia, y para 2026 se podrían superar las 3000 etapas de fractura mensuales entre petróleo y gas.
Actualmente, 12 sets de fractura están operando en la región, y se espera que en los próximos meses se sumen tres más para satisfacer la creciente demanda. En los últimos dos meses (septiembre: 1403, octubre: 1226), la actividad fue afectada por la finalización de perforaciones previas, las cuales aseguraron el abastecimiento de gas para el mercado interno durante el invierno en el Hemisferio Sur, y también contribuyeron a la exportación de crudo hacia Chile y el Atlántico.
Neuquén, por su parte, alcanzó en noviembre un récord histórico en producción de crudo, con un promedio de 447.460 barriles diarios. Entre las operadoras que lideraron la demanda de punciones en noviembre se destacan YPF (707 etapas), seguida por Vista (309), Tecpetrol (204), Pluspetrol (139), PAE (123) y Total (22).
Mientras tanto, YPF sigue adelante con su alianza con Toyota para optimizar la construcción de pozos en Vaca Muerta, con el objetivo de reducir hasta un 30% los tiempos de desarrollo, desde la preparación del terreno hasta la apertura de la primera válvula para la producción de hidrocarburos.
Este plan, denominado «Toyota Well», se basa en la aplicación del Toyota Production System (TPS), un modelo de mejora continua que ha sido clave en la eficiencia de la automotriz japonesa.
Desde principios de año, YPF ha avanzado significativamente con este proyecto que involucra a un centenar de personas y la integración de tres ejes de trabajo y seis frentes. En esta fase, se lanzaron dos prototipos para probar mejoras que luego se aplicarán a toda la operación.
TotalEnergies, primera
TotalEnergies se convirtió en la operadora de gas número uno de la Argentina tras un fuerte salto de producción en el mes de octubre gracias a la puesta en marcha del proyecto Fénix y el buen desempeño en Vaca Muerta, según revela informe de Más Energía.
Mientras que la firma francesa registró un salto del 18,3% en sus volúmenes de gas operados, YPF sufrió una caída del 5,4% que la relegó al segundo lugar. No obstante, por criterio de empresa propietaria, la petrolera de bandera sigue encabezando el ranking y TotalEnergies se ubica en tercer lugar.
Esto sucede porque gran parte de los bloques offshore que opera, como Fénix, los comparte con otros socios. Además de esta nueva inversión en la cuenca Austral donde sumó unos 5 millones de metros cúbicos día, que en poco tiempo llegarán a 10 millones m3/d, Total aumentó su producción en el shale gas de Vaca Muerta en un 18,6% con su yacimiento estrella Aguada Pichana Este.
Fénix es la sexta plataforma del consorcio entre TotalEnergies, Pan American Energy -PAE- y Haorbour Energy en el Mar Austral Argentino. Está ubicada a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. El desarrollo gasífero costa afuera, con una inversión de 700 millones de dólares, inició su producción el 19 de septiembre pasado, y luego de finalizar los restantes pozos aportará el equivalente al 8% de la producción total de gas de la Argentina.
El fluido es enviado a través de gasoductos marinos, y tratado en dos planta. Allí se acondicionará el gas para ser inyectado al Gasoducto San Martín y viajar 2.000 kilómetros hasta Bahía Blanca, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en las principales ciudades.
También siguiendo el criterio de empresa operadora, en el segmento del shale, Total se ubica tercera en el ranking con 10,2 millones de m3/d, detrás de YPF (14,7 Mm3/d) y Tecpetrol (12,1 Mm3/d). En tanto, en el tight gas está cuarta debajo de YPF, Pampa y CGC, todas con volúmenes mucho más chicos que el shale.
El top 5 de las productoras de gas del país se completa con PAE, Tecpetrol y Pampa bajo el criterio operador y con Wintershall saltando al quinto puesto con el criterio de propietarios.
Así, TotalEnergies se queda con el 25% de la torta, YPF con el 23%, PAE con el 14%, Tecpetrol con el 11% y Pampa con el 8%.
En la ventana de crudo, Total tiene previsto comenzar a invertir, pero todavía no empieza a jugar ese partido. Acá, las grandes players son YPF, PAE, Vista, Chevron y Shell, aunque con el criterio de operadoras Pluspetrol logra meterse en el cuarto lugar. El market share, en este caso, se divide entre YPF (48% del total operado), PAE (15%), Vista (10%), Pluspetrol (5%) y Shell (4%).
Según los datos de octubre, las empresas con mayor crecimiento en petróleo fueron Vista (49,4%), Pluspetrol (39,1%), Shell (38,6%), YPF (7%) y PAE (6,9%). En gas, en cambio, fueron Pampa (25,26%), Total (18,3%) y Tecpetrol (2,8%), siempre bajo el criterio de operadoras