En Vaca Muerta, las petroleras que construyeron su nombre con el gas miran cada vez más hacia el crudo. La ventana de petróleo ofrece hoy una rentabilidad y un flujo de dólares que el gas, atado al consumo interno y a los picos de invierno, no siempre garantiza. Los planes de inversión que se escucharon esta semana en Neuquén muestran hasta dónde llega ese cambio de rumbo.
Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint, puso el suyo sobre la mesa en la AOG Patagonia 2026. Su CEO, Ricardo Markous, detalló una hoja de ruta centrada en el shale oil que apunta a llevar la producción de crudo a un rango de entre 100.000 y 130.000 barriles diarios hacia 2032.
El punto de partida, de todos modos, sigue siendo el gas. “Declina el 50% el primer año, es una fábrica continua”, explicó Markous sobre la lógica del no convencional, donde dejar de perforar significa ver caer la producción en cuestión de meses.
Fortín de Piedra, una fábrica que no puede parar
Para sostener los picos invernales de 24 millones de metros cúbicos diarios en Fortín de Piedra, la empresa desembolsa entre 300 y 350 millones de dólares por año. Ese dinero se va en nuevos pozos que compensan la caída natural de los que ya están en producción y que, sin reemplazo, se agotarían rápido.
Es la cuenta que explica por qué el bloque necesita un equipo de perforación trabajando de manera permanente. Según la propia compañía, de allí sale cerca del 20% del gas que consumen los hogares del país, y en los meses de mayor demanda cualquier demora se nota enseguida en la meseta de producción.
Fortín de Piedra, además, dejó de ser solo gas. Los ingenieros lograron extraer crudo liviano de forma sostenida: el bloque produce hoy 10.000 barriles diarios y la compañía prevé inversiones para llevarlo a 20.000, una muestra de que el viraje hacia el petróleo también alcanza a su yacimiento emblema.
Los Toldos II Este, la apuesta grande
El salto más fuerte está en la ventana de líquidos. Los Toldos II Este, en el hub norte de Vaca Muerta, cerca de Rincón de los Sauces, demanda una inversión inicial de 2400 millones de dólares sobre un total proyectado de 6400 millones. En agosto, el Gobierno aprobó el ingreso del desarrollo completo al RIGI.
La compañía eligió trabajar con módulos grandes y bajos costos operativos. Según Markous, el esquema sigue siendo rentable con un barril a 71 dólares hacia fines de la década. El ejecutivo ya había advertido que una baja del precio del crudo podría tensionar el financiamiento justo cuando el proyecto necesita acelerar.
El desarrollo es intensivo: los equipos atacan cuatro horizontes en simultáneo con pads de ocho pozos. El primer módulo de 35.000 barriles entraría en producción en marzo de 2027 y el segundo, a mediados de ese año, permitiría llegar a los 70.000 barriles diarios inyectados al sistema.
El resto del mapa acompaña. En Puesto Parada, la meta es pasar de los 6.000 barriles actuales a un mínimo de 12.000. En Los Toldos I Norte y Sur, la idea es replicar el modelo de Los Toldos II Este y sumar módulos que permitan superar con holgura la barrera de los 100.000 barriles.
El gas que va al norte
Más petróleo también significa más gas asociado. La inyección de la operadora pasará de los actuales 25 millones a un rango de entre 30 y 35 millones de metros cúbicos diarios, un volumen que va a necesitar mercado y caños para salir de la cuenca.
Una parte de ese gas tiene destino claro. Markous remarcó la importancia de la reversión del Gasoducto Norte frente al declino de Bolivia, que pasó de producir 65 millones de metros cúbicos a 25 millones en pocos años. Las provincias del norte, abastecidas durante décadas por gas boliviano, ahora dependen de lo que llegue desde Neuquén.
Por eso Tecpetrol conserva su operación de gas convencional en la cuenca del Noroeste, en las áreas Ramos y Aguaragüe, en Salta. Son yacimientos maduros, pero siguen siendo clave para atender la demanda regional mientras se terminan las obras que traen el fluido desde el sur.
El directivo destacó además el hito de exportar gas de Vaca Muerta al norte de Chile y a Brasil. Para los próximos años, la empresa anticipa un mercado interno firme, empujado por el consumo de las usinas térmicas, las expansiones industriales de gran escala y los proyectos de GNL.
