Una licitación clave por 15 áreas reveló el avance de Continental, Phoenix, GeoPark y otras empresas que empezaron a apostar fuerte en la cuenca sureña. Mientras crecen las inversiones, la infraestructura y las ciudades del área productiva corren detrás del ritmo de la producción

Neuquén: los nuevos jugadores en Vaca Muerta

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La apertura de sobres de la Ronda 1/2026 del Plan Exploratorio Neuquén, el miércoles pasado, funcionó como fotografía de un fenómeno que viene creciendo en los últimos meses: petroleras independientes de Estados Unidos, firmas colombianas y brasileñas, una generadora eléctrica que debuta en el upstream y una trama de proveedores en expansión redibujan el mapa de la cuenca.

Sobre la licitación, de los quince bloques puestos en juego —Águila Mora Noreste, Cerro Avispa Norte, Cerro Avispa Sur, Cerro Partido Este, Chasquivil Sur, Corralera Noreste, Corralera Noroeste, Corralera Sur, Curamhuele, El Corte, La Hoya, La Tropilla I, Pampa de las Yeguas Noreste, Santo Domingo II y Totoral Este—, ocho recibieron ofertas. En los siete restantes, entre ellos Curamhuele, Cerro Avispa Norte y Sur, Cerro Partido Este, El Corte, La Hoya y Totoral Este, no hubo interesados.

En total se presentaron diez ofertas, una de ellas bajo un esquema asociativo entre dos compañías, que en conjunto sumaron once firmas nacionales e internacionales. Lo que se conoció esta semana corresponde únicamente al «sobre A» de cada oferta, es decir, los antecedentes técnicos de los oferentes. Para seguir con el proceso, el directorio de GyP evaluará esa documentación y recién después habilitará la apertura de los «sobres B», que contienen las propuestas económicas y definirán qué empresas se quedan con cada área. La adjudicación definitiva se espera antes de fin de año.

El proceso no es un simple llamado a capitales: exige domicilio físico en la ciudad de Neuquén, inscripción en el Registro Provincial de Empresas Hidrocarburíferas, estándares ambientales y de seguridad, y compromisos explícitos de fortalecimiento de proveedores neuquinos y aportes de infraestructura si el proyecto llega a la etapa de explotación.

Qué es el Plan Exploratorio Neuquén

La Ronda 1/2026 es la primera convocatoria del Plan Exploratorio Neuquén (PEN), el programa con el que la gestión de Rolando Figueroa busca poner en valor bloques que hasta ahora estaban reservados a favor de GyP y que cuentan con información geológica disponible por su cercanía a áreas donde ya existe desarrollo hidrocarburífero.

El esquema fue anunciado por el propio gobernador en mayo, durante una gira energética con epicentro en Houston, ante inversores internacionales. El diseño del PEN invierte la lógica de otras licitaciones: no hay una sola variable para determinar al ganador de cada bloque, sino un esquema de puntaje que combina distintos compromisos. GyP participará como socia con un carry de entre el 10% y el 20% —definido por cada oferente— y las empresas deberán ofrecer regalías con un piso del 15%, con posibilidad de competir hasta tres puntos adicionales.

También se exige un bono de acceso con un piso de 500 mil dólares. El operador adjudicado asume el riesgo geológico y el costo de la etapa exploratoria; si el proyecto avanza hacia la explotación, GyP mantiene su participación sin haber puesto capital de riesgo en la primera etapa. El secretario de Energía y Recursos Naturales, Gustavo Medele, sintetizó el objetivo: darle a nuevas empresas la posibilidad de asociarse con una compañía provincial alineada a los objetivos estratégicos de la provincia.

Los que salieron a la cancha en la primera ronda

El dato saliente de la apertura de sobres fue la alianza entre Phoenix Global Resources (PGR), la petrolera que conduce el exYPF Pablo Bizzotto y que responde mayoritariamente al grupo suizo Mercuria, y Continental Resources, la compañía del magnate estadounidense y pionero del no convencional Harold Hamm. Juntas presentaron propuestas por seis de los ocho bloques con ofertas, en momentos en que Continental negociaba además la adquisición de una participación accionaria directa del 50% en PGR.

Esa operación crea una plataforma conjunta con Mercuria y con una participación minoritaria del empresario José Luis Manzano, a través de su holding Integra Capital.

Manzano no es un recién llegado: su trayectoria en hidrocarburos se remonta a Andes Energía, luego transformada en Phoenix, y se proyecta hoy sobre un portafolio mucho más amplio que el shale: a través de Integra Tierras Raras, el grupo solicitó en 2026 cinco permisos de exploración de uranio sobre cerca de 49.500 hectáreas en la Línea Sur de Río Negro, en los distritos de Valcheta y Los Menucos. Aunque el foco reciente se concentró en Río Negro, Integra mantiene antecedentes de exploración de uranio también en Chubut, en un contexto de reactivación nacional del mineral estratégico vinculado al Plan Nuclear del gobierno de Javier Milei.

Es que el empresario mendocino, exministro del Interior en la década de 1990, construyó en paralelo posiciones en distribución eléctrica (Edenor), gas (Metrogas, cuya controlante acaba de adquirir), litio en el noroeste argentino, cobre en San Juan, medios de comunicación y, junto a Mercuria, la compra de los activos de Shell/Raízen en el país. Su presencia en la Ronda 1 no es solo petrolera: es la de un jugador que busca integración vertical y diversificación en recursos críticos de la transición energética.

Entre las firmas locales, Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) ofertó por tres áreas —La Tropilla I, Águila Mora Noreste y Santo Domingo II—, un movimiento relevante porque la compañía tiene una extensa trayectoria en producción convencional y generación renovable pero todavía no opera desarrollos no convencionales en la cuenca.

Aldyl Argentina, dirigida por el empresario Julián Arostegui, con antecedentes en operaciones petroleras en Venezuela y en el negocio inmobiliario, ofertó por tres bloques con el objetivo declarado de consolidarse como un nuevo operador del upstream argentino con capacidad propia de inversión y desarrollo.

También se presentaron Bentia Energy, la petrolera del exministro de Energía de la Nación Javier Iguacel, que buscó ampliar su presencia en la cuenca con una oferta por un bloque; JPM Energía, encabezada por Gustavo Nagel, exdirector de la propia GyP, que ofertó por Pampa de las Yeguas Noreste; Patagonia Resources, del Grupo Neuss -que ya tuvo problemas con el sindicato petrolero de Santa Cruz por la falta actividad en las áreas que heredó de YPF-; Selva María Oil, vinculada al grupo Vila-Manzano; e Ingeniería Multipiping, firma de ingeniería de Mendoza que además de proveer servicios a la industria buscó dar el salto a operadora. Completó el cuadro la colombiana Geopark Argentina, que llegó a la licitación apenas meses después de haber reingresado formalmente a la cuenca neuquina.

Los desembarcos que vienen redibujando la cuenca neuquina

La licitación de GyP es apenas la punta visible de un recambio societario que viene de más atrás. Desde fines de 2025, Vaca Muerta sumó un número récord de operadores nuevos, en su mayoría a través de la reorganización de activos que impulsó Pluspetrol tras comprarle a ExxonMobil buena parte de su cartera neuquina en diciembre de 2024. La petrolera argentina, que necesitaba financiar sus proyectos insignia, la Calera y Bajo del Choique-La Invernada, se convirtió así en la puerta de entrada de tres inversores internacionales.

El primero fue Continental Resources. Hamm, considerado uno de los padres del fracking moderno en Estados Unidos y asesor informal de Donald Trump en temas energéticos, se reunió con Javier Milei en septiembre de 2025 y semanas después cerró la compra del 90% de la concesión Los Toldos II Oeste a Pluspetrol -el 10% restante quedó como carry de GyP-, marcando su primer ingreso a la cuenca neuquina. La operación abrió una relación que escaló rápido: Continental anunció después un acuerdo con Mercuria, el grupo suizo que controla a Phoenix, para desplegar 4.000 millones de dólares en los próximos cinco años y llevar la producción conjunta de la plataforma de más de 28.000 barriles equivalentes diarios a más de 100.000 hacia 2030.

El segundo fue Geopark. La petrolera colombiana, con sede en Bogotá y conducida por Felipe Bayón, había negociado en 2024 una alianza con Phoenix que finalmente no prosperó. Recién en 2025 encontró la vía de reingreso: le compró a Pluspetrol el 100% de los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste por 115 millones de dólares, con GyP quedando con un 5% en el segundo. Bayón definió la operación como el paso que convirtió a la empresa en operadora formal de Vaca Muerta, con equipos ya en terreno y un plan de inversiones que se acerca a los 1.000 millones de dólares.

El tercero fue Fluxus, el brazo petrolero de J&F, uno de los conglomerados privados más grande de Brasil, dueño de marcas como Swift y con negocios que van de la celulosa a los servicios financieros. Fluxus cerró con Pluspetrol y la provincia la compra de tres bloques -Centenario Bloque 1 y Centenario Bloque 2, convencionales, y Centenario Centro, no convencional- con un compromiso inicial de 21,3 millones de dólares para reactivar 54 pozos entre 2026 y 2027. Según su CEO en el país, Ricardo Savini, esa cifra podría escalar hasta 100 millones de dólares según los resultados. La operación incluyó además una turboexpander para producir GLP, insumo que hoy Neuquén y Río Negro importan desde Bahía Blanca.

Fuera del circuito de Pluspetrol, dos movimientos completan el nuevo mapa. Central Puerto, la mayor generadora eléctrica privada del país -controlada por Guillermo Reca, la familia Miguens-Bemberg y el banquero Eduardo Escasany-, debutó en el negocio de los hidrocarburos en abril al comprar el 100% de Patagonia Energy, hasta entonces controlada por el empresario Federico Tomasevich.

La operación le dio control sobre los bloques convencionales Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, de unos 110 kilómetros cuadrados, que la empresa proyecta reconvertir hacia el no convencional; forma parte de una estrategia de diversificación que en los últimos años también incluyó activos forestales, minería de litio y oro, y la escisión de Ecogas.

En el flanco este de la formación, TanGo Energy -ex Aconcagua Energía, hoy co-controlada por Vista Energy y Trafigura-, conducida por el exCEO de YPF Pablo Iuliano- recibió tres concesiones no convencionales en Río Negro (Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque) por 35 años. Iuliano, quien lideró el área de no convencionales de YPF en los años fundacionales de Loma Campana, proyecta un piloto de seis pozos con 66 millones de dólares y, si los resultados acompañan, una plataforma de hasta 60.000 barriles diarios en cinco años, con intención de presentar un RIGI.

En el segmento del gas natural licuado, YPF sumó como socias del proyecto Argentina LNG a la italiana Eni y a la emiratí XRG, mediante la venta de participaciones en la sociedad UPCO ARLNG I, en un esquema que apunta a una decisión final de inversión antes de que termine el año.

La trama de proveedores que sostiene al shale

El crecimiento de las operadoras no se explica sin la cadena de proveedores que ejecuta la perforación y la fractura en el terreno. Pluspetrol elevó a más de 21.600 millones de pesos el capital de SPI, su propia empresa de servicios petroleros, que ya integra el grupo de cinco compañías que concentran la actividad de estimulación de pozos en la cuenca junto con Halliburton, SLB, Tenaris y Calfrac, en un movimiento que responde a la necesidad de sostener el salto de Bajo del Choique-La Invernada, que pasó de 5.600 barriles diarios a fines de 2024 a 25.000 durante 2025, con el objetivo de llegar a 70.000 en 2027.

En paralelo, el Instituto Vaca Muerta, la escuela de oficios inaugurada en marzo en el Polo Tecnológico de la capital neuquina, sumó como empresas socias a PECOM, Clear, Duralitte, Grupo Horizonte, NOV y SIAM, hasta completar diecinueve firmas de servicios comprometidas con la formación de mano de obra especializada en perforación, fractura, instrumentación y mantenimiento.

Clear Petroleum, por su parte, amplió su oferta con tecnología para la operación de tubulares, en un mercado donde, según reconocieron ejecutivos de Vista y Pluspetrol en distintos foros del sector, todavía faltan proveedores especializados pese a que el suministro de insumos básicos no presenta, por ahora, mayores inconvenientes. JPM Energía, con su socio Jon McCreary de JMAC Energy Services, llega precisamente desde el mundo de los servicios de agua y logística de fractura, y busca ahora operar con ese know-how estadounidense adaptado a la cuenca.

Techos de productividad, cuellos de botella y la saturación del boom

El crecimiento productivo ya choca con los límites físicos del sistema. En junio la producción de petróleo en Neuquén alcanzó un récord de 648.114 barriles diarios, con un salto interanual del 32,6% en el primer semestre. Ese ritmo llevó a Oldelval a rozar su techo de 530.000 barriles diarios hacia la costa, lo que obligó a una ampliación de 200.000 barriles adicionales puesta en marcha en agosto.

La gran apuesta es el Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS), una obra de 3.000 millones de dólares y casi 600 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, que avanza al 70% y debería empezar a operar entre fines de 2026 y principios de 2027.

Según BBVA Research, transformar este ciclo en exportaciones plenas exige entre 15.000 y 20.000 millones de dólares adicionales en oleoductos, gasoductos, terminales y licuefacción, pese a los más de 16.000 kilómetros de gasoductos troncales existentes. Obras como el Gasoducto San Matías y la ampliación del Perito Moreno están en danza, pero el diagnóstico es claro: el principal desafío de Vaca Muerta dejó de ser productivo y se volvió logístico. La meseta de conexión de pozos -un pozo de shale pierde hasta el 73% de su caudal entre el sexto y el duodécimo mes- ya depende más de la capacidad de evacuación que de la perforación misma.

A los ductos se suma otro cuello de botella crítico: la arena de fractura. Cada pozo demanda entre 11.000 y 15.000 toneladas, en su mayoría provenientes de Entre Ríos, a más de 1.200 kilómetros. El consumo pasó de 5,5 millones de toneladas en 2025 a proyecciones de 8 a 9 millones para 2027. Sobre ese corredor circulan entre 1.500 y 2.000 camiones diarios, con una flota de más de 4.000 unidades; el 70% del costo final de la arena es logístico. Cada set de fractura opera con apenas dos o tres días de stock: cualquier demora detiene la operación. El riesgo de un fenómeno de El Niño hacia fines de 2026 agrega fragilidad a una cadena que todavía se resuelve de manera individual y no coordinada.

La misma velocidad transformó a Añelo en un caso testigo de crecimiento sin planificación. Entre 2010 y 2022 su población creció 142% y hoy recibe cerca de 1.500 nuevos habitantes por año. Otras estimaciones la ubican en más de 17.000 residentes permanentes, a los que se suman unos 25.000 trabajadores diarios. El déficit habitacional alcanza el 60%, más por calidad de las viviendas que por falta de lotes. El intendente Fernando Banderet pidió que las familias no se muden sin trabajo confirmado. Más del 60% de los mayores de 18 años no terminó el secundario, lo que empuja a muchos hacia empleos de servicios mientras escasea el personal calificado. La oferta de alojamiento corporativo también resulta insuficiente.

El fenómeno es provincial: más de 13.000 personas cambiaron su domicilio a Neuquén en el primer semestre de 2026. El gobierno calcula un déficit de infraestructura cercano a los 4.000 millones de dólares. Rincón de los Sauces, con 24.000 habitantes estables, puede superar las 50.000 personas en días de alta actividad y ya enfrenta saturación de camas.

Cuando Figueroa celebró la Ronda 1/2026 recordó que “los neuquinos no somos espectadores de nuestro propio recurso: somos socios”. La llegada de Continental, GeoPark, Fluxus, Central Puerto y TanGo Energy amplió el tablero. Pero los cuellos de botella de oleoductos, arena y camiones, y el crecimiento desordenado de Añelo, muestran que el segundo objetivo: traducir las inversiones en rutas, viviendas, escuelas y servicios todavía corre varios pasos detrás del primero.

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