Neuquén volvió a ser esta semana la capital de la industria. En el Espacio DUAM, el Encuentro con los CEOs de la AOG Patagonia 2026 reunió a productoras, transportistas y empresas de servicios.
Las tres mesas terminaron respondiendo, cada una a su manera, la misma pregunta: cuánto va a crecer Vaca Muerta y qué hace falta para que ese crecimiento no se trabe en el camino. Las metas de las dos productoras que expusieron suman 230.000 barriles diarios, con horizontes distintos: 100.000 de Pluspetrol en Vaca Muerta y cerca de 130.000 de Tecpetrol hacia la próxima década.
Pluspetrol prevé invertir cerca de u$s 2.000 millones en 2027 y producir 100.000 barriles diarios solo en Vaca Muerta. Julián Escuder, country manager de la compañía, lo definió como un "año bisagra". El motor es Bajo del Choique-La Invernada, el bloque que le compró a ExxonMobil a fines de 2024. Desde entonces pasó de 5.600 a 50.000 bpd, y seis de los diez mejores pozos medidos el mes pasado en la formación corresponden a esa área.
El proyecto obtuvo la aprobación del RIGI por u$s 12.400 millones a 25 años. Incluye cuatro plantas y suma 85.000 bpd de capacidad en 30 meses. Como parte de las instalaciones de evacuación temprana saldrán de servicio, la capacidad de tratamiento final del bloque quedaría en 110.000-115.000 bpd. La Calera, el bloque de gas y líquidos que opera en sociedad con YPF, llegaría a 50.000 bpd de líquidos y 17 MMm³/d de gas en enero de 2028.
Con la venta de sus últimos activos convencionales, entre ellos El Corcobo, que pasó a manos de Pecom, la compañía queda a un paso de producir solo shale. Financia el plan con recursos propios y emisiones de deuda por más de u$s 2.000 millones.
Tecpetrol, por su parte, avanza en Los Toldos II Este. El proyecto entró al RIGI con unos u$s 6.400 millones y un programa de 380 pozos junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP). El desarrollo contempla dos módulos: uno de 35.000 bpd desde marzo y otro a mitad de año. En Fortín de Piedra inyecta hasta 24 MMm³/d en invierno, con inversiones de u$s 300-350 millones anuales. Produce unos 10.000 bpd de crudo y planea duplicarlos. En Puesto Parada ronda los 6.000 bpd. Ricardo Markous, CEO de la compañía, proyectó cerca de 130.000 bpd en la próxima década.
Markous sumó una advertencia sobre precios. El barril ronda hoy los u$s 110, pero la curva de futuros con la que trabaja Tecpetrol lo ubica en u$s 71 a fines de 2030. Por eso la compañía eligió módulos de bajo costo: el proyecto tiene que cerrar con el precio que la curva marca para dentro de cuatro años.
Los caños, el nuevo límite que se impone
Si las productoras discutieron cuánto, las transportistas discutieron por dónde.
Ricardo Hösel, CEO de Oldelval, contó que la capacidad de transporte de la cuenca ronda los 750.000 a 800.000 bpd, el mismo nivel que se produce hoy. Duplicar Plus llegó el mes pasado a su máxima capacidad, y la compañía lo está extendiendo con repotenciación de estaciones de bombeo y polímeros para sumar entre 150.000 y 200.000 bpd hasta que entre el VMOS. Ese oleoducto, según Hösel, arrancaría en el primer trimestre de 2027 con 200.000 bpd y llegaría a 550.000 a fin de año.
Duplicar Norte es un ducto de 207 km entre Auca Mahuida y Allen, con una inversión de u$s 400 millones y 200.000 bpd de capacidad. Tendría capacidad temprana en diciembre y definitiva en febrero de 2027, y Oldelval ya trabaja con sus clientes en la próxima ampliación, que debería estar lista hacia 2029. Con el VMOS, la cuenca llegaría a una capacidad de evacuación de cerca de 1,5 millones de bpd hacia 2030 o 2031.
La ampliación del Gasoducto Perito Moreno suma 14 MMm³/d en el tramo Tratayén-Salliqueló, que pasa de 21 a 35 MMm³/d. Oscar Sardi, CEO de TGS, contó que la compañía vendió el 100% de esa capacidad y que la obra tiene que estar operativa el 1 de mayo, a tiempo para el invierno de 2027. El proyecto de líquidos supera los u$s 3.000 millones y contempla 43 MMm³/d de procesamiento y un poliducto de 570 km a Bahía Blanca. Sardi contó que esta semana el Gobierno le asignó el RIGI y advirtió que, si la planta no se ejecuta a tiempo, se restringe la posibilidad de producir petróleo y gas húmedo.
Horacio Pizarro, CEO de TGN, recordó que Bolivia producía hace diez años 60 MMm³/d y hoy produce 25. Esa caída invirtió el flujo del sistema: el gas que antes bajaba desde el norte ahora sube desde Neuquén. La reversión del Gasoducto Norte pasaría de 15 a 29 MMm³/d. El Gasoducto Manuel Belgrano unirá Tratayén con La Carlota y transportará 13 MMm³/d desde el primer día. El troncal costará del orden de u$s 1.500 millones, sin contar las obras en el resto del sistema de TGN, y si todo va bien estaría listo en abril de 2029.
Sets eléctricos, motores a gas y una búsqueda que no termina
Del lado de los servicios, el debate pasó por la eficiencia, la electrificación y el talento. Calfrac opera dos sets de fractura y va por un tercero. Está migrando equipos para que bombeen a gas y suma coiled tubing y cementación.
Halliburton está por arrancar Zeus, su primer set de fractura totalmente eléctrico, que presentó como el primero de ese tipo en operar fuera de Estados Unidos. Es la primera de las cuatro flotas eléctricas que comprometió con YPF. Tenaris ya opera tres sets de fractura y tres de coiled tubing, y adelantó una operación que alimenta sus bombas con gas de pozo sin tratar, con meta de 80% de sustitución de diésel. SLB apuntó a mayor capacidad y productividad, con récords de etapas por día, y está convirtiendo sus sets de diésel para que funcionen con mezcla de gas. Los cuatro coincidieron en que el talento es hoy el principal desafío.
Pecom invirtió unos u$s 900 millones este año y pasó de 7.000 a 30.000 bpd con Manantiales Behr, el yacimiento chubutense que le compró a YPF en febrero. Con El Corcobo, en Mendoza y La Pampa, hacia fin de año llegaría a los 50.000 bpd. Los de El Corcobo son barriles que Pluspetrol suelta para concentrarse en shale. Por ahora, el no convencional lo mira "de lejos".