Vaca Muerta mira al Atlántico y en el Golfo San Jorge surge una apuesta para sostener el convencional

Dos datos cruzan el mundo petrolero sobre el final de la semana. Por un lado, el grupo de petroleras del VMOS mira cada vez más de cerca la salida al Atlántico. Por otro, viejos campos maduros del sur del país, ese reaseguro de la demanda doméstica en la era del shale, buscan garantizarse su impronta con un RIGI en el emblemático Cerro Dragón, el principal activo de PAE en Chubut, clave histórica del mundo convencional en el Golfo San Jorge.

No son agendas contrapuestas, sino dos condiciones para que el país sostenga barriles hoy y escale ventas externas mañana (en casi nada).

La exportación del VMOS asoma en Punta Colorada

La operación de YPF en Puerto Quequén esta semana encierra una clave de la logística exportadora en la que está por incursionar Argentina. La carga de cadenas y anclas destinadas al sistema de fondeo de las futuras monoboyas en Punta Colorada marca el ingreso de VMOS en el momento de la instalación offshore.

El plan despejará uno de los cuellos de botella del shale oil argentino. Vaca Muerta sube mes a mes su velocidad crucero: los pozos no convencionales parecen tomar carrera para la primera inyección del canal dedicado, prevista para finales del 2026. Hoy el oleoducto se encuentra en un 65 por ciento de avance en su construcción.

De acuerdo con lo que informó la empresa, llegaron seis anclas tipo High Holding Power, de unas 42 toneladas cada una, y seis cadenas de 400 metros, con un peso cercano a 72 toneladas por unidad. La segunda campaña, con equipamiento equivalente, deberá completar el esquema de aseguramiento de las instalaciones en cercanías de Sierra Grande.

El itinerario es transformador a todas luces. Para las productoras de la Cuenca Neuquina significa acercarse a un esquema donde los barriles incrementales tengan una ruta más directa al mercado global.

Para Río Negro, supone consolidarse como provincia clave en la salida exportadora, si bien ahora asoma su veta productiva con su parte de Vaca Muerta y los incipientes desarrollos que la colocan como doblemente estratégica.

El crudo empuja: los 628.000 barriles diarios en promedio de abril para Neuquén (97% variante shale) también impulsaron el mayor registro de la historia petrolera de Argentina, ese nuevo paradigma de marcas nacionales inaugurado en octubre pasado. La cota de abril llegó a los 891.704 barriles diarios para el total nacional, récord absoluto por ahora.

Sostener barriles también es estrategia

En la era de la postulación al RIGI en el petróleo, otro movimiento fuerte llegó desde el convencional. PAE presentará al programa de incentivo un proyecto por cerca de US$ 680 millones para desarrollar recuperación terciaria en Cerro Dragón, en Chubut.

La iniciativa contempla 22 plantas de inyección de polímeros, nuevas perforaciones e intervenciones sobre 650 pozos.

En un escenario dominado por la narrativa de Vaca Muerta (donde PAE también es precursora y apuesta al GNL), el anuncio recuerda el peso central de la cuota del convencional.

Cerro Dragón es un activo maduro, pero estratégico. La inversión busca incrementar la producción y reducir el declino natural de una de las áreas más relevantes de la Cuenca del Golfo San Jorge.

Según las estimaciones informadas, podría generar una producción incremental acumulada cercana a 24 millones de barriles durante la vida útil del esquema, con un pico adicional superior a 11.300 barriles diarios.

Para Chubut, el punto es sensible: sostener producción en campos maduros significa defender empleo, regalías, servicios regionales y capacidad operativa, en un momento en el que no son pocos los actores que migran a Neuquén.

Es verdad: la recuperación terciaria con polímeros no tiene el atractivo comunicacional de un nuevo oleoducto exportador, pero puede permitir suavizar la curva de declino. En un país que busca aumentar exportaciones, este tramo de los barriles disponibles permite ordenar la transición hacia la matriz shale desde los segmentos maduros más eficientes y productivos.

El Brent en Vaca Muerta

Los futuros del petróleo mostraron una caída superior al 1% y se encaminaron a su mayor “pérdida” semanal desde principios de abril, ante un posible acuerdo entre Estados Unidos e Irán.

El Brent retrocedió hasta US$ 92,67 por barril, y el WTI cayó 1,4%, hasta US$ 87,64. La industria viene de picos de hasta 118 dólares en el último trimestre.

Hay una suerte de “veranito” del precio: los principales desarrollos de Neuquén en el mundo no convencional son rentables a un barril de 45 dólares. El valor del cierre de esta semana duplica casi ese margen, si bien es cierto que no todo (qué es y qué no es rentable en Vaca Muerta) es tan lineal. Cada pozo, cada locación, cada hub, tiene sus propias reglas de juego.

En este tramo del año, el salto exportador argentino se está dando en un contexto de precios altos. Es una leve cuota de alivio para aquellas empresas que salen a tomar deuda para financiar el crecimiento. Es el juego de la aceleración, la resiliencia, de la coyuntura internacional y de la eficiencia local.

Lo sabe también el gobierno de Rolando Figueroa, que encaró su presupuesto del 2026 con un barril proyectado por debajo de los 60 dólares. Neuquén ya tuvo una muestra reciente del efecto precio-producción.

En abril, las regalías y el canon extraordinario de producción crecieron 43,4% mensual, de unos $169.000 millones a $252.000 millones, impulsados sobre todo por el petróleo. En términos interanuales, el salto fue de 82,9% nominal y 38,3% real, según la información disponible.

Vaca Muerta es esencial en las cuentas provinciales. También expone una dependencia creciente de variables que Neuquén no controla (ya quisieran otras provincias ese problema para sí): el Brent, la geopolítica y las condiciones de acceso a mercados externos.

Es en ese tablero donde en el corto plazo comenzarán a esbozarse más claramente los movimientos políticos de cara al 2027. En ese contexto, el shale será, como siempre, un botín de disputa política casi sin par en Argentina.