Un estudio elaborado en Stanford analiza cómo las microredes privadas alimentadas con gas pueden reemplazar al diésel en campos petroleros de alta densidad. Mientras el Permian avanza en esa dirección, Vaca Muerta ya muestra algunas de las piezas de ese mismo proceso: fractura 100% eléctrica, generación en locación y una demanda de potencia que crece al ritmo de la actividad.
Vaca Muerta ya comenzó a recorrer un camino que en el Permian Basin de Estados Unidos podría transformar por completo la manera de abastecer de energía a los campos petroleros.
Energía 360 viene siguiendo esa transición desde distintos ángulos. Primero fue la utilización del propio gas de Vaca Muerta para abastecer operaciones de fractura. En septiembre de 2025, YPF concretó en La Amarga Chica una fractura hidráulica utilizando gas natural producido en la propia formación mediante un equipo bifuel.
Después apareció ZEUS, el sistema de fractura completamente eléctrico de Halliburton cuya llegada al país fue anticipada y seguida por este medio. La plataforma puede demandar entre 20 y 30 MW por set y está diseñada para generar su propia electricidad en locación utilizando gas natural, evitando depender de la red pública durante la operación.
A comienzos de este mes, YPF confirmó además la incorporación del primer set de fractura 100% eléctrico y señaló que el acuerdo con Halliburton contempla un total de cuatro equipos, una señal de que la electrificación no será una experiencia aislada sino parte de una transformación más profunda de las completaciones en Vaca Muerta.
Ahora, un estudio elaborado por «Jose Ignacio El Idd en Stanford MSx 2026» permite observar esas piezas dentro de una tendencia de mayor escala.
El trabajo, titulado Powering the Permian, analiza la posibilidad de reemplazar buena parte del consumo de diésel de perforación, fractura y producción mediante generación eléctrica propia y redes privadas dentro de los campos petroleros.
El problema eléctrico del Permian
El punto de partida es la velocidad con la que está creciendo la demanda.
Según las proyecciones utilizadas en el estudio, el consumo eléctrico asociado exclusivamente al petróleo y gas en el Permian podría pasar de aproximadamente 4,2 GW a 17 GW hacia comienzos de la década de 2030, mientras que la demanda total de electricidad de la cuenca podría superar los 25 GW.
Al mismo tiempo, gran parte de las cargas operativas todavía depende de equipos alimentados con diésel.
El informe propone entonces una alternativa: producir electricidad dentro del propio desarrollo utilizando gas disponible en la cuenca y distribuirla mediante una infraestructura privada diseñada específicamente para abastecer pozos, equipos de perforación y fractura.
El modelo toma como referencia una campaña de 250 pozos durante cinco años, distribuida sobre 42 pads y una superficie aproximada de 25 millas cuadradas.
Para sostener ese desarrollo se necesitaría una capacidad máxima de generación de 116 MW, acompañada por una red troncal de 69 kV y alimentadores de 34,5 kV hacia los distintos pads.
Una inversión de US$183,5 millones
El ejercicio económico calcula un CAPEX total de US$183,5 millones.
De ese monto, US$121,8 millones corresponderían a generación y US$61,7 millones a la infraestructura de distribución.
Bajo el escenario base, con gas a US$1/MMBtu, el costo eléctrico estimado se ubicaría alrededor de US$37/MWh.
El modelo obtiene además una TIR sin apalancamiento del 19,35%, un VAN de US$46,3 millones utilizando una tasa de descuento del 12% y una TIR sobre el capital propio del 23,01% con un esquema de financiamiento del 60% mediante deuda.
Son resultados teóricos construidos sobre condiciones específicas del Permian y no pueden extrapolarse directamente a Vaca Muerta.
El precio del gas, la regulación eléctrica, los costos de infraestructura, la densidad de pozos, el acceso al financiamiento y la disponibilidad de redes son diferentes.
Pero la lógica industrial detrás del modelo sí resulta relevante para el shale argentino.
Del gas producido al electrón utilizado
Uno de los puntos centrales del estudio es cambiar la manera de valorar el gas asociado.
En lugar de considerarlo únicamente como una molécula que debe transportarse y venderse, el trabajo propone analizar cuánto vale cuando se convierte directamente en electricidad dentro del propio campo.
Según el modelo, cada 1 MMcf/d de gas asociado convertido en electricidad puede desplazar entre US$10.400 y US$11.700 diarios de consumo equivalente de diésel.
El mismo volumen vendido como gas en un escenario normalizado de precios de Waha generaría ingresos considerablemente menores.
La situación responde a una característica particular del Permian: en determinados períodos, la saturación de la capacidad de evacuación ha llevado el precio del gas en Waha hasta valores cercanos a cero e incluso negativos.
Vaca Muerta presenta otra estructura de precios y otra infraestructura.
Sin embargo, el principio es trasladable: usar gas producido en el propio desarrollo para generar electricidad y reemplazar combustible líquido en las operaciones.
YPF ya dio un primer paso en esa dirección.
La experiencia realizada en La Amarga Chica durante 2025 utilizó gas de Vaca Muerta para abastecer íntegramente una operación de fractura mediante tecnología bifuel.
Ahora la llegada de ZEUS lleva la electrificación a otra escala.
Una fractura que puede demandar hasta 30 MW
La incorporación de ZEUS permite dimensionar el desafío energético que aparece detrás de la electrificación.
Como publicó Energía 360 en julio, un set puede demandar entre 20 y 30 MW durante la operación de fractura, una potencia significativa incluso para una instalación industrial de gran escala.
La plataforma desarrollada por Halliburton reemplaza motores diésel por unidades eléctricas de bombeo y puede generar la electricidad necesaria directamente en locación mediante gas natural.
Cada unidad ZEUS puede entregar hasta 5.000 caballos de fuerza hidráulicos sostenidos, además de integrar sistemas digitales destinados a automatizar y optimizar las distintas etapas de fractura.
La llegada del primer equipo este año dejó de convertir a la electrificación en una hipótesis para transformarla en una realidad operativa.
Y el hecho de que YPF proyecte incorporar cuatro sets marca una tendencia más amplia.
Vaca Muerta también cambia de escala
La discusión aparece, además, en un momento de fuerte crecimiento operativo.
Durante el primer semestre de 2026 se realizaron 14.958 etapas de fractura en Vaca Muerta y junio alcanzó un récord de 2.760 etapas, el mayor registro mensual hasta ese momento.
La actividad viene sosteniéndose en niveles que hasta hace pocos años eran excepcionales y abre la posibilidad de superar las 30.000 etapas durante el año si se mantiene el ritmo operativo.
Ese crecimiento tiene una consecuencia directa: cada salto de producción exige más infraestructura.
No sólo oleoductos, gasoductos, rutas y plantas de tratamiento.
También electricidad.
Un informe de Criteria analizado recientemente por Energía 360 advirtió que Vaca Muerta, la minería y otros grandes consumidores comienzan a presionar sobre una red de transporte eléctrico que necesita fuertes inversiones.
El caso de ZEUS aparece como un ejemplo concreto: ante las limitaciones de infraestructura, parte de la nueva demanda podría resolverse mediante generación in situ utilizando gas.
De electrificar equipos a electrificar campos completos
El estudio de Stanford lleva el concepto bastante más lejos que un set de fractura.
La propuesta es integrar perforación, completación y producción dentro de una microred petrolera privada.
La central generadora acompañaría el crecimiento de la campaña y la electricidad llegaría a cada pad mediante líneas propias.
Dentro de las 13 tecnologías comparadas, el estudio encuentra que los motores reciprocantes a gas presentan ventajas particulares para este tipo de operación.
Pueden instalarse en módulos pequeños, aumentar capacidad progresivamente, responder rápidamente a cambios bruscos de demanda y trasladarse a otros desarrollos cuando un área pierde intensidad de perforación.
Esa velocidad de respuesta es especialmente importante durante las operaciones de fractura, donde las variaciones de carga pueden ser muy rápidas.
El informe estima que los motores reciprocantes pueden responder en menos de dos minutos y comenzar a entregar energía entre seis y doce meses después de iniciado un proyecto.
La densidad de pozos define la economía
Otro elemento central es la concentración de actividad.
Construir generación y redes privadas implica fuertes costos iniciales. Cuantos más pozos puedan utilizar esa infraestructura, menor será el costo fijo distribuido sobre cada uno.
En el modelo del Permian, el proyecto comienza a mostrar una economía atractiva alrededor de seis pozos por milla cuadrada y se fortalece significativamente alrededor de diez.
Por encima de determinados niveles, las mejoras comienzan a estabilizarse.
Ese punto resulta particularmente interesante para Vaca Muerta porque el desarrollo no convencional también avanza hacia pads con múltiples pozos, campañas cada vez más concentradas y operaciones industriales de fractura.
La pregunta es si esa densidad terminará justificando, en determinados bloques, inversiones eléctricas privadas de escala comparable.
¿Puede Vaca Muerta copiar al Permian?
De manera automática no, las dos cuencas tienen diferencias regulatorias, económicas, eléctricas y logísticas que obligan a realizar estudios propios.
Los US$37/MWh, la TIR del 19,35% o las densidades calculadas por Stanford corresponden exclusivamente al modelo estadounidense.
Pero la arquitectura tecnológica detrás del concepto sí comienza a aparecer en Argentina. Vaca Muerta ya utilizó gas propio para alimentar fracturas. Ya recibió su primer set completamente eléctrico. La actividad continúa creciendo y la infraestructura eléctrica comienza a convertirse en un factor cada vez más importante dentro de la ecuación productiva.
Una nueva infraestructura para el shale
El escenario más ambicioso del trabajo de Stanford permite visualizar hasta dónde podría llegar la transformación.
Al escalar el modelo desde 250 hasta 2.500 pozos, el informe proyecta una infraestructura de aproximadamente 900 MW de generación, alrededor de 530 millas de líneas privadas y una inversión cercana a US$1.750 millones.
En ese punto, la microred deja prácticamente de ser una instalación auxiliar de un campo petrolero.
Se convierte en una verdadera plataforma eléctrica regional capaz de abastecer otras operaciones, conectarse a la red o incluso alimentar nuevos grandes consumidores.
El propio estudio lo resume como el paso de un proyecto de infraestructura petrolera hacia una empresa eléctrica regional construida alrededor del shale.
Vaca Muerta todavía está lejos de contar con un sistema semejante.
Pero algunas piezas ya están sobre la mesa.
El gas de la formación comenzó a utilizarse como combustible operativo. La fractura 100% eléctrica ya llegó. La intensidad del desarrollo continúa aumentando y cada nuevo equipo incorpora necesidades de potencia mayores.
Durante años, la discusión alrededor del crecimiento de Vaca Muerta estuvo centrada principalmente en la necesidad de construir más oleoductos y gasoductos para sacar la producción.
El Permian muestra que, en una etapa más madura del shale, aparece otro desafío.
La próxima gran infraestructura que necesitará Vaca Muerta podría no ser solamente otro ducto. También podría ser eléctrica.
