Las petroleras independientes que ganan terreno en Vaca Muerta

La mirada sobre el desarrollo de Vaca Muerta suele centrarse en los anuncios de inversión de las grandes majors petroleras locales y del exterior que son las que marcan el ritmo del no convencional. Sin embargo, en diferentes sectores de la Cuenca Neuquina se viene consolidando una tendencia que modifica el mapa de operadores: el desarrollo del shale comenzó a abrirse a empresas de menor escala, y en la actualidad, un grupo de compañías independientes, firmas regionales y nuevos consorcios inversores están pasando a la reconversión de áreas maduras.

Los analistas de la industria vienen destacando que el desarrollo y la consolidación de estas empresas aporta un factor de sustentabilidad al crecimiento acelerado de Vaca Muerta. La maduración de la cuenca depende de los grandes proyectos, pero también de la construcción de un ecosistema que integre una diversidad de actores con diferentes escalas y perfiles de riesgo.

La presencia de estas compañías dinamiza las economías regionales, diversifica las fuentes de inversión y permite reactivar bloques que las grandes operadoras dejan en un segundo plano. De esta manera, la conformación de una industria petrolera con multiplicidad de compañías fortalece el entramado productivo y garantiza una explotación más capilar y extendida de los recursos de gas y petróleo.

La avanzada con Vista Energy

Vista Energy se erigió desde el vamos como el principal emergente de esta coyuntura de crecimiento. Conducida por su presidente, Miguel Galuccio, la empresa hoy se constituyó en la principal exportadora de petróleo de Vaca Muerta.

Tras concretar la adquisición de la participación de Equinor en los bloques Bandurria Sur y Bajo del Toro, en Vaca Muerta, acaba de incorporar 22.000 barriles diarios de petróleo equivalente (boe/d), llevando su producción total a más de 160.000 boe/d. Este logro consolida a la compañía como la principal productora independiente de petróleo de la Argentina.

Fue la avanzada en el no convencional en este tipo de escalas, con un esquema innovador en el país que abrió puertas a otros actores por fuera de las grandes operadoras. Hoy la compañía mantiene asociaciones y adquirió bloques que le permiten ser puntal de lanza del shale argentino, palmo a palmo con las grandes productoras.

El caso de Phoenix

La historia de Phoenix Global Resources funciona como un espejo ya maduro de esta transformación sectorial, al punto que no se la podría llamar una petrolera mediana. Nacida en 2017 a partir de la fusión de activos netamente convencionales de Andes Energía y Petrolera El Trébol, la compañía administraba yacimientos maduros de alta complejidad y declino pronunciado.

Sin embargo, la firma ejecutó un giro estratégico radical hacia el modelo de operador puro de no convencional (Pure Play No Convencional), desprendiéndose paulatinamente de su mochila de campos maduros convencionales en Mendoza para concentrar el 100% de sus recursos en el shale. Hoy, con el respaldo de Mercuria pero operando con la agilidad de una firma independiente, Phoenix ratificó un plan de inversiones por US$ 2.000 millones.

La compañía logró un hito técnico fundamental al declarar la comercialidad del bloque Confluencia Norte en Río Negro, tras poner en producción un PAD de tres pozos horizontales que demostró la viabilidad del yacimiento hacia el oeste de la provincia. Con la construcción de su propia Planta de Procesamiento de Crudo (CPF) en Mata Mora Norte, la empresa apunta a consolidar una escala de producción autónoma que proyecta alcanzar los 70.000 barriles diarios.

Uno de los casos recientes de esta transformación productiva lo protagoniza Tango Energy. La compañía logró consolidar su inserción en la provincia de Río Negro tras el salvataje de Petrolera Aconcagua Energía (PAESA), la compañía, fundada originalmente por los ex YPF Diego Trabucco y Javier Basso, que había logrado crecer a base de yacimientos convencionales maduros.

La integración en la nueva empresa Tango Energy llegó acompañada de la autorización formal para la cesión de cinco concesiones petroleras y obtener Concesiones de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) extendidas hasta el año 2061. Su estrategia se apoya en un esquema de asociación inteligente con Vista Energy, donde Tango retiene la titularidad y la operación de las áreas, compartiendo la producción de shale oil en partes iguales.

El compromiso de la firma contempla la ejecución de planes piloto proyectados entre 2027 y 2028 en bloques como Charco del Palenque, Jarilla Quemada y un sector mayoritario de Entre Lomas Río Negro. Con un inventario potencial que asciende a los 120 pozos, la operadora inició las primeras perforaciones verticales de estudio petrofísico para extraer testigos de roca, tal como informó recientemente la provincia y la misma compañía al mercado.

Por su parte, la brasileña Fluxus, brazo energético del poderoso conglomerado J&F, ingresó formalmente al esquema de la cuenca neuquina tras adquirir activos estratégicos que pertenecían a Pluspetrol. Las autoridades provinciales oficializaron la transferencia de los bloques convencionales Centenario I y II y, de manera paralela, de la concesión con objetivos netamente no convencionales Centenario Centro. Este movimiento marca el inicio de una nueva etapa para la compañía en la región, apuntando a un doble frente operativo.

El plan de la brasileña Fluxus contempla un desembolso inicial que ronda los US$ 100 millones, destinado específicamente a la ventana de petróleo. La firma trabaja en la reactivación y optimización de decenas de pozos convencionales existentes para estabilizar el flujo de caja inmediato, mientras estructuran el diseño de su primer pozo piloto hacia los horizontes de Vaca Muerta. Esta combinación de reingeniería sobre infraestructura existente y exploración no convencional representa el modelo de transición que las empresas de mediana escala aplican para mitigar el riesgo geológico.

Inversiones y nuevos desarrollos

El desembarco definitivo de la independiente colombiana GeoPark también aporta una velocidad diferente a este segmento de empresas. La compañía consolidó el control absoluto del 100% de la participación y la operación de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste en Neuquén. Con la geología estudiada y el foco puesto en el potencial del shale, la firma decidió acelerar su plan de desarrollo mediante la presentación del proyecto a los beneficios del RIGI.

GeoPark comprometió un programa de desembolsos que supera los US$ 1.000 millones. El objetivo estratégico de la operadora es unificar ambos bloques para implementar un modelo de producción en "modo factoría", basado en la perforación continua de pozos horizontales de largo alcance. Con este despliegue tecnológico, la empresa proyecta un salto exponencial en su producción, planificando pasar de sus actuales 1.500 barriles diarios a una meta de 20.000 barriles por día en un horizonte de tres años.

En una escala diferente por su peso corporativo, pero replicando el manual de la rotación de activos, Compañía General de Combustibles (CGC) se sumó con fuerza a la tendencia. La petrolera del holding de la familia Eurnekian concretó un plan de saneamiento financiero que incluyó la cesión de siete áreas maduras convencionales en diversas cuencas del país. Esta depuración de balances le permitió reducir su ratio de apalancamiento neto por debajo de las tres veces su EBITDA y liberar un flujo de caja estratégico para el upstream.

La entrada de CGC a Vaca Muerta se materializó mediante la adquisición del 49% del bloque Aguada del Chañar en Neuquén, en sociedad con YPF. Esta jugada le garantiza a la empresa una inyección de producción de crudo shale en el corto plazo, diversificando su matriz que históricamente estuvo volcada a la Cuenca Austral. Además, la firma mantiene viva su apuesta exploratoria en Palermo Aike, confirmando su rol como uno de los dinamizadores independientes más importantes del mercado de frontera.

Por último, la denominada "lengua mendocina" de la formación registra sus propios movimientos tras los pozos exploratorios iniciales de YPF. El consorcio conformado Quintana Energy-TSB selló un acuerdo para la prórroga de sus concesiones en Malargüe, con un plan piloto no convencional en el bloque Cañadón Amarillo. El compromiso inicial contempla una inversión de US$ 44 millones para sísmica 3D, un pozo vertical y dos pozos horizontales de 1.500 metros. El consorcio diseñó un plan de desarrollo masivo que podría escalar hasta los US$ 1.350 millones.

Finalmente, entre otros casos vigentes, se puede destacar la apuesta de Capex que consolida esta tendencia de diversificación en la cuenca. La compañía, con una trayectoria enfocada en la optimización de yacimientos maduros convencionales mediante recuperación secundaria y terciaria en la Cuenca del Golfo San Jorge y la Cuenca Neuquina, prueba su estrategia no convencional en el área Puesto Zúñiga. La perspectiva es replicar su eficiencia en el manejo de costos operativos y de infraestructura para financiar campañas exploratorias con horizonte shale.