28/6/2026 – Un informe clave de la consultora Aleph Energy revela que el precio de equilibrio (breakeven) de un desarrollo no convencional oscila entre los 48 y los 61 dólares por barril de Brent. El impacto del esquema tributario y el desafío crítico de la infraestructura.
La rentabilidad de cada nuevo desarrollo en la formación no convencional de Vaca Muerta continúa firmemente sujeta a variables críticas de la economía. Entre ellas, el precio internacional del petróleo, la carga impositiva y la disponibilidad de infraestructura de transporte se consolidan como los ejes determinantes del éxito comercial. Un reciente informe técnico elaborado por la consultora Aleph Energy analizó minuciosamente estos factores y logró determinar el valor mínimo que debe alcanzar el barril de Brent para que un pozo tipo genere una rentabilidad del 15% en dólares.
El estudio pone la lupa sobre el yacimiento neuquino evaluando cuatro escenarios que combinan distintos niveles de infraestructura y condiciones fiscales. Los resultados concluyen que el precio de equilibrio, conocido técnicamente en la industria como breakeven, oscila entre los 48 y los 61 dólares por barril, dependiendo de manera directa del esquema considerado para el desarrollo y puesta en marcha del proyecto. Para construir el modelo financiero, Aleph Energy tomó como referencia un pozo no convencional con una rama horizontal de 3 mil metros de extensión y 50 etapas de fractura hidráulica. Las proyecciones contemplan una producción inicial de 1.028 barriles diarios y una recuperación total estimada de 1,049 millones de barriles durante toda su vida útil.
Uno de los aspectos más significativos que expone el informe es la velocidad de recupero del hidrocarburo. Casi una cuarta parte de toda la producción acumulada del pozo se obtiene de manera acelerada durante el primer año de operación. En este período inicial se concentra la mayor parte del retorno económico del proyecto, compensando el elevado desembolso inicial, dado que con posterioridad se inicia el proceso natural de declinación característica del shale, el cual tiende a moderarse gradualmente con el paso del tiempo.
En el escenario denominado stand alone, el cual contempla de forma aislada la perforación del pozo sin incluir los beneficios fiscales y aduaneros del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), el costo neto de perforación y completación asciende a 14 millones de dólares. A esta cifra se le debe adicionar un 10% obligatorio destinado a instalaciones de superficie e interconexión. El modelo computa, además, costos operativos de 6 dólares por barril, gastos de transporte de 3 dólares, una carga de regalías e impuestos provinciales del 15%, el impuesto a las ganancias del 35% y las correspondientes retenciones a las exportaciones.
Bajo estas condiciones, la consultora concluye que el barril de Brent debe ubicarse en torno a los 51 dólares para alcanzar la tasa interna de retorno objetivo del 15% en dólares. No obstante, las proyecciones mejoran sensiblemente cuando el proyecto se encuadra dentro de los beneficios del RIGI. Con una menor alícuota en Ganancias y un esquema sensiblemente reducido de retenciones, el precio de equilibrio desciende a los 48 dólares por barril, exponiendo el impacto directo del incentivo fiscal en la competitividad internacional de la cuenca.
El panorama se torna más complejo cuando se incorporan los costos de expansión logística del sistema. Al sumar un 25% adicional al costo de capital inicial para representar la construcción de nuevos oleoductos, plantas de tratamiento de crudo y nodos de bombeo indispensables para transportar y procesar la producción, el breakeven se eleva de manera drástica. Sin el amparo del RIGI y debiendo costear la infraestructura logística ampliada, el barril mínimo requerido trepa a los 61 dólares. En contrapartida, si esa misma ampliación de infraestructura se realiza bajo los beneficios del régimen de incentivos, el valor de equilibrio se mitiga hasta los 57 dólares. La brecha reafirma que la disponibilidad de transporte y la estabilidad fiscal no son variables secundarias, sino el corazón mismo de la viabilidad de los proyectos a gran escala en Vaca Muerta.