El club de superpetroleras globales esquiva la Argentina y no entra en Vaca Muerta

Argentina está en un punto de inflexión. En mayo, por primera vez, Vaca Muerta le ganó al campo con el petróleo como principal producto exportado. Un hito que amenaza con alterar la tradicional relación de fuerzas con el agronegocio local que, históricamente, aportó más del 70% de las divisas genuinas que ingresan al Banco Central. Una posición que le otorgó un poder de veto político capaz de forzar devaluaciones o correcciones del tipo de cambio oficial ante la constante tensión entre la competitividad exportadora y el traslado de la devaluación a los precios de consumo interno. Los jugadores energéticos empiezan a disputarle ese puesto, aunque es un poder que todavía se reparte de forma mayoritariamente local.

Blindar y apurar el desarrollo de la Cuenca Neuquina funcionó como una política de Estado ininterrumpida desde la firma del acuerdo fundacional de YPF con Chevron en 2014. Si bien la gestión de Javier Milei se arroga la aceleración del proceso actual, el salto exportador responde a la maduración y el sostenimiento de sucesivas herramientas de incentivo fiscal y de infraestructura a lo largo de la última década. El eslabón más reciente de esta cadena es el Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), un marco legal diseñado para garantizar estabilidad jurídica, fiscal y cambiaria por 30 años que beneficia por igual a los capitales de origen local como a las corporaciones extranjeras.

Aún así, los más grandes jugadores del sector energético global continúan ausentes en la geografía neuquina. Al contrastar el mapa operativo de la formación con el ranking global de las 30 mayores compañías de petróleo y gas del mundo por capitalización de mercado, la evidencia es que solo un puñado tiene pie en la Argentina. Las firmas líderes como la estatal saudí Saudi Aramco (la número uno mundial con una valuación de US$ 1,729 billones), la estadounidense ExxonMobil (número dos, valorada en US$ 689.090 millones), la gigante asiática PetroChina (número cuatro, US$ 336.440 millones) o corporaciones occidentales de la talla de ConocoPhillips, BP, Equinor y ENI no poseen operaciones propias en los bloques no convencionales.

Algunas participan en alianza con firmas locales como BP con Pan American Energy (PAE) o ENI en el proyecto Argentina LNG con YPF. Equinor y ConocoPhillips vendieron años atrás sus activos a Vista Energy. Pero, la presencia internacional se reduce a la mencionada Chevron (número tres, US$ 413.440 millones), Shell (número cinco, US$ 255.870 millones), la francesa TotalEnergies (número seis, US$ 190.430 millones) y la proveedora de servicios SLB (Schlumberger) en el puesto 23. El resto del mapa global observa la evolución de los yacimientos desde Wall Street.

Las razones del freno internacional. La resistencia de las multinacionales a desembarcar de forma masiva en el país encuentra su explicación en variables que exceden largamente la calidad geológica de la roca. Ante la consulta de este medio, Daniel Dreizzen, director de la consultora especializada Aleph Energy, analizó la matriz de condicionantes técnicos y financieros que hoy actúan como un embudo para la llegada de las petroleras gigantes. El especialista remarcó que el potencial local está directamente condicionado por variables exógenas y endógenas: “Las dos variedades principales en el mundo son los precios mundiales en relación al riesgo país”.

De acuerdo a Aleph Energy, el desarrollo local de los hidrocarburos está atrapado en un sistema de semáforos financieros. Si las condiciones financieras de operación se mantienen en un rango “bajo” –caracterizado por la continuidad del cepo cambiario generalizado y un riesgo país en torno a los 750 puntos básicos–, el resultado de la producción será bajo, sin importar que los precios internacionales del petróleo toquen un escenario alto de US$ 90 por barril y el GNL cotice a US$ 13 por millón de BTU.

Para que la Argentina logre saltar a un escenario de desarrollo “alto” –capaz de duplicar su producción e inyectar el total del saldo incremental a los mercados de exportación– el país requiere una normalización financiera absoluta: eliminación total del cepo cambiario para el flujo de divisas y un índice del JP Morgan perforando el piso de los 250 puntos básicos, alineado con precios internacionales medios de US$ 70 el crudo.

La pirámide estructural de condiciones elaborada por la consultora ubica al RIGI apenas en la mitad de la escala de necesidades básicas del sector. Si bien el régimen especial resuelve los aspectos legales superficiales, las corporaciones globales exigen “condiciones de operación financieras normales y estables”, lo que implica la libre disponibilidad de utilidades y la remisión de dividendos a las casas matrices sin aduanas cambiarias.

El impacto en los costos operativos. Al desglosar los costos operativos, la ecuación demuestra que la perforación y puesta en marcha de un pozo aislado (stand alone) requiere un precio internacional del crudo Brent de US$ 51 por barril para ser viable sin el nuevo régimen, cifra que desciende marginalmente a US$ 48 bajo el amparo de los beneficios impositivos aprobados. Sin embargo, el desafío financiero escala drásticamente al evaluar un desarrollo integral, que incluye el tendido de ductos intracuenca, la construcción de plantas de tratamiento y reparaciones de infraestructura de superficie.

En ese escenario de producción masiva, el punto de equilibrio o breakeven exige un Brent de US$ 61 por barril sin incentivos, mientras que el esquema del RIGI apenas recorta esa exigencia de rentabilidad a US$ 57. “Todavía es entre un 35% y 50% más caro perforar un pozo en Vaca Muerta que en el Permian (Texas)”, planteó una fuente de la industria.

Por encima de ese piso, la Cuenca Neuquina todavía debe resolver la ampliación física de la infraestructura de evacuación vial, habitacional y de provisión de agua, además de asegurar la disponibilidad de maquinaria pesada, equipos de fractura de última 

generación y una cadena de valor integrada con recursos humanos calificados. El primer hito en ese sentido será el proyecto Vaca Muerta Oleoducto Sur (VMOS) que tiene como fecha de inauguración a fines del 2026.

Concentración local: cómo se reparte el mapa actual. A la espera del gran capital transnacional, la geografía operativa de la Cuenca Neuquina exhibe niveles de concentración muy marcados bajo el control de operadoras locales y los pocos jugadores extranjeros que decidieron asumir el riesgo soberano. 

El último reporte estadístico de la industria para el segmento No Convencional (NC) a abril de 2026 del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG) refleja cómo se distribuyen las cuotas de mercado en la Cuenca Neuquina. YPF retiene el liderazgo absoluto con el 53% del market share. Detrás se ubica Vista Energy Argentina, con el 13%, consolidada como el principal operador privado de crudo ligero. El negocio restante se fragmenta en porciones menores: Shell Argentina SA posee el 5%, seguida por Pluspetrol SA (4%), Pan American Energy SL (4%), Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL (4%), Chevron Argentina SRL (4%) y Tecpetrol SA (4%). Cierran el cuadro operativo Phoenix Global Resources SA con el 3%, Pampa Energía SA con el 3% y Vaca Muerta Inversiones SAU con el 1%. Las firmas internacionales asociadas a grandes bloques como Total Austral SA operan con participaciones inferiores al 1% bruto en la ventana de líquidos.

Por su parte, la producción de gas natural no convencional muestra un mapa más diversificado debido al peso de las inversiones en infraestructura de compresión. YPF SA encabeza la extracción con el 25% del volumen total, pero es secundada de cerca por Tecpetrol SA (la petrolera del Grupo Techint), que controla el 18% apalancada en el bloque Fortín de Piedra. La empresa Pampa Energía SA ostenta el 13%, mientras que Pluspetrol SA y la francesa Total Austral SA empatan con un 12% de participación cada una. El cuadro mayoritario lo completa Pan American Energy SL con el 10%. Con porciones marginales del 2% se listan Compañía General de Combustibles SA, Pluspetrol Cuenca Neuquina SRL y Chevron Argentina SRL, mientras que Vista Energy y Shell reducen su huella gasífera al 1%. Los datos duros demuestran que ninguna de las 20 principales compañías opera de forma exclusiva: el bloque total de empresas realiza una extracción mixta de ambos fluidos.

La particularidad que tienen los jugadores del Oil & Gas es que, en los últimos años, se organizaron en forma de consorcio privado para llevar adelante grandes proyectos de infraestructura.

La ventana temporal de la transición energética. Los números que maneja la Cámara de Empresas Productoras de Hidrocarburos (CEPH) indican que Vaca Muerta tiene el potencial técnico para arrojar un superávit comercial robusto de más de US$ 48.000 millones para el año 2035, tomando como premisa el mantenimiento de las actuales cotizaciones internacionales de las commodities. El cumplimiento de este escenario está atado a la inyección inmediata de flujos de capital masivos.

El potencial geológico remanente de la Argentina depende hoy exclusivamente del no convencional neuquino, debido al declino irreversible que registran los yacimientos convencionales de las cuencas del Golfo San Jorge y Austral. De acuerdo a las estimaciones, para monetizar el gas y el petróleo antes del cierre de la ventana global se requieren desembolsos de capital de entre US$ 11.000 millones y US$ 25.000 millones anuales de forma sostenida. Para eso, serán clave los proyectos de infraestructura, en marcha con fondos privados. El derrame sobre el empleo argentino, es otra discusión.