La cifra engaña. En Vaca Muerta, el lifting cost por barril es notoriamente bajo: Vista Energy registró USD 4,1 por barril en el cuarto trimestre de 2025, y el promedio del play ronda USD 4-6 por barril. Son números que generan titulares optimistas sobre la competitividad del shale argentino.

El problema: ese costo no incluye perforación, completación, infraestructura ni carga fiscal.

La anatomía del breakeven

Un pozo individual bajo régimen estándar requiere un Brent de al menos USD 51 por barril para ser rentable, según análisis publicados por Runrún Energético. La distancia entre USD 6 de lifting cost y USD 51 de precio de equilibrio —USD 45 por barril— es donde se concentra el verdadero riesgo de capital.

Los componentes de ese gap son concretos. La perforación y completación de un pozo en Vaca Muerta cuesta entre USD 8,5 y USD 13 millones en 2026, según datos relevados por Eolo Media. Eso representa una reducción del 40% al 50% respecto de 2018, pero sigue siendo el mayor ítem de capital del proyecto. A eso se suman regalías del 12% en Neuquén, costos operativos de USD 6 por barril y transporte de USD 3 por barril. El costo total en efectivo al vencimiento del pozo alcanza USD 25-30 por barril.

Un proyecto integrado —con gasoducto, planta y logística propios— exige Brent de USD 61 por barril bajo régimen estándar.

El RIGI: alivio real pero parcial

El Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones baja el impuesto a las ganancias de 35% a 25% y elimina retenciones a partir del segundo año. El efecto es medible: reduce el breakeven de un pozo individual a USD 48 por barril, y el de un proyecto integrado a USD 57.

El descuento es real —USD 3 para el pozo solo, USD 4 para el proyecto integrado— pero no cambia la estructura de costos. Mejora el neto fiscal.

Y el RIGI no es universal. No todos los operadores califican. No todos los proyectos alcanzan el umbral de inversión requerido.

YPF apunta más abajo, pero la lógica es la misma

YPF redujo su lifting cost en un 45% interanual hasta USD 9 por boe en 2025 y proyecta llevarlo a USD 5 por boe mediante la desinversión de 49 bloques convencionales maduros para concentrar capital en shale. La meta: 250.000 barriles diarios en 2026.

Un lifting cost de USD 5 por boe sería el más bajo del play. Pero un lifting cost bajo no garantiza un proyecto rentable si el breakeven del pozo —que incluye capex, fiscalidad y transporte— exige Brent de USD 51 o más.

Señales a monitorear

La rentabilidad del shale argentino no descansa en el lifting cost. Descansa en la curva de reducción del costo de perforación, el acceso efectivo al RIGI, la capacidad de evacuación y el precio internacional del Brent. Con el crudo en zona de USD 70-80, el margen existe. Por debajo de USD 51 sostenido, los proyectos sin RIGI destruyen valor. El riesgo no está en el pozo: está en todo lo que rodea al pozo.