Del shale al Atlántico: Río Negro suma producción y logística al boom de Vaca Muerta

Río Negro aporta entre el 2,3% y el 2,6% del petróleo nacional y se mantiene como la quinta provincia productora del país, según indicó el medio Energía360. El shale de Phoenix ya explica cerca del 40% del crudo rionegrino, mientras VMOS la posiciona como pieza logística clave para la salida atlántica del petróleo no convencional de la Cuenca Neuquina.

Lee también: Otro avance de Río Negro sobre Vaca Muerta: otorgó tres áreas a Tango Energy

La provincia no solo produce petróleo: también empieza a probar su potencial no convencional y se prepara para aportar infraestructura, logística y salida atlántica al crudo de Vaca Muerta. En ese cruce entre producción, transporte y exportación aparece una oportunidad que puede redefinir el peso energético de la provincia.

Si bien no tiene el volumen de Neuquén, Chubut o Santa Cruz, conserva un lugar relevante dentro del mapa hidrocarburífero argentino y empieza a sumar un dato que cambia la lectura: el shale de Vaca Muerta ya impacta sobre su producción diaria.

La radiografía actual muestra dos planos que conviven. Por un lado, una base histórica de producción convencional y tight, sostenida por campos maduros, tareas de mantenimiento, recuperación de pozos y actividad de distintas concesionarias. Por otro, una nueva etapa no convencional que todavía es incipiente, pero que ya modificó la curva provincial a partir de los desarrollos de Phoenix Global Resources en Confluencia Norte y Confluencia Sur.

Según información oficial, en Río Negro operan 12 empresas con 35 concesiones hidrocarburíferas otorgadas por el Estado provincial. La actividad hidrocarburífera es considerada como uno de los complejos económicos de mayor peso dentro de su Producto Geográfico Bruto, con valor estratégico para la economía rionegrina.

El último dato oficial provincial corresponde a noviembre de 2025. En ese mes, la producción alcanzó 3.735 metros cúbicos diarios, equivalentes a 23.491 barriles por día. Según la provincia, ese nivel representó una mejora interanual del 2% y marcó una recuperación respecto de años anteriores.

Ya en 2026, los registros publicados muestran que Río Negro se movió entre los 20.500 y 23.500 barriles diarios, según el mes analizado. En febrero, la provincia aportó 22.767 barriles diarios, equivalentes al 2,60% del total nacional, y se ubicó como la quinta provincia productora de petróleo del país.

En marzo, la producción rondó los 20.500 barriles diarios. De ese total, 7.750 barriles por día fueron aportados por apenas siete pozos orientados a Vaca Muerta, lo que representa cerca del 38% de todo el petróleo extraído. Ese dato es central: con pocos pozos, el no convencional ya empezó a mover la aguja provincial.

Convencional, tight y no convencional: tres formas distintas de producir petróleo

Hay que diferenciar entre tres tipos de producción: convencional, tight y no convencional. No son lo mismo, no requieren la misma inversión y tampoco tienen el mismo impacto sobre la curva productiva.

La producción convencional es la forma histórica de explotación petrolera. El crudo se encuentra acumulado en una roca reservorio con suficiente porosidad y permeabilidad, lo que permite que fluya hacia el pozo con mayor facilidad. En general, son campos con muchos años de actividad, donde las empresas buscan sostener o recuperar producción mediante nuevos pozos, mantenimiento, recuperación secundaria o intervenciones de workover.

La producción tight se ubica en un punto intermedio. El hidrocarburo está alojado en rocas más compactas, con baja permeabilidad. Eso significa que el petróleo o el gas está presente, pero le cuesta moverse hacia el pozo. Para producirlo, suele ser necesario estimular la formación, muchas veces mediante fractura hidráulica, aunque con una lógica distinta a la del shale.

La producción no convencional, asociada en este caso al shale de Vaca Muerta, implica otro salto técnico. Allí el petróleo está atrapado en la roca madre, con permeabilidad extremadamente baja. Para extraerlo se necesitan pozos horizontales, múltiples etapas de fractura hidráulica, arena, agua, logística y una operación industrial más intensiva.

En pocas palabras, el convencional es el petróleo de los yacimientos históricos; el tight es petróleo o gas en rocas compactas que requieren estimulación; y el shale no convencional es el desarrollo de mayor intensidad técnica, donde Vaca Muerta aparece como la gran apuesta para cambiar la escala productiva. Esta diferencia es clave para no mezclar planos. Río Negro tiene varias petroleras extrayendo crudo, pero la producción efectiva de petróleo de Vaca Muerta desde la provincia está concentrada, por ahora, en Phoenix Global Resources.

Phoenix y los siete pozos que cambiaron la curva

El principal cambio en la producción rionegrina viene de Phoenix Global Resources. La compañía logró poner en producción pozos shale en Confluencia Norte y Confluencia Sur, dos bloques ubicados sobre la continuidad de Vaca Muerta hacia territorio rionegrino.

Phoenix se convirtió en el mayor productor de petróleo de Río Negro luego de poner en marcha su primer PAD shale en Confluencia Sur. La compañía reportó más de 5.000 barriles diarios en pruebas en ese bloque y, sumado Confluencia Norte, superó los 7.000 barriles diarios en activos rionegrinos. Ese volumen ya representaba más del 25% del crudo total provincial hacia fines de 2025.

El desarrollo incluyó cuatro pozos horizontales en Confluencia Sur, con ramas laterales de 3.000 metros y 105 etapas de fractura hidráulica. Según la información publicada por Energía 360, la ejecución de ese PAD completó el compromiso exploratorio asumido por Phoenix en Confluencia Norte y Sur: siete pozos horizontales, sísmica 3D sobre 228 km² y una inversión asociada superior a USD 110 millones.

En enero de 2026, otro dato volvió a poner a Phoenix en el centro de la escena. El Gobierno provincial informó que un pozo operado por la compañía en Confluencia Sur alcanzó una producción de 2.700 barriles diarios. Ese rendimiento se apoyó en un crudo más denso que el Medanito tradicional, el uso de arena local y un diseño de fractura con menos etapas, un dato relevante para la eficiencia operativa del desarrollo rionegrino.

El impacto fue claro. En enero de 2026 Río Negro alcanzó 23.536 barriles diarios, el mejor registro para ese mes en los últimos cinco años. El no convencional ya explicaba el 36% del total, mientras el convencional y el tight seguían en retroceso.

Ese punto define el cambio de etapa. El repunte no vino de una recuperación generalizada de todos los campos maduros, sino del aporte shale de Phoenix. Por eso, la compañía aparece hoy como el actor que transformó el potencial geológico de Vaca Muerta en producción concreta dentro de la provincia.

El otro 60%: campos convencionales, tight y producción madura

Si los siete pozos shale explican cerca del 38% de la producción provincial, el resto proviene mayormente de áreas convencionales y tight. Allí aparece el mapa más tradicional de Río Negro: campos maduros, workovers, recuperación de producción y operadoras con presencia histórica o reciente en concesiones provinciales.

No se trata de un bloque homogéneo ni de una sola empresa. Ese volumen se distribuye entre distintas concesionarias que operan en la Cuenca Neuquina dentro de la provincia. Entre las empresas con seguimiento técnico provincial aparecen Phoenix Global Resources, Capex, Petróleos Sudamericanos, JCR, Medanito y Madalena Energy, además de otras operadoras con información actualizada ante la Secretaría de Hidrocarburos.

Durante 2025 se perforaron 11 pozos nuevos: siete con objetivo convencional y cuatro con objetivo no convencional. También se realizaron 30 intervenciones de workover, es decir, trabajos técnicos sobre pozos existentes para recuperar, sostener o mejorar su producción. Para 2026, la provincia proyectó siete pozos convencionales, dos no convencionales y 37 workovers.

Ese dato muestra que la producción convencional todavía pesa. Río Negro no es únicamente Vaca Muerta. Su producción diaria sigue dependiendo en buena medida de campos maduros, intervenciones de recuperación, mantenimiento de pozos y actividad de distintas concesionarias.

En ese mapa, Capex aparece como uno de los actores con expansión reciente en áreas convencionales. La empresa amplió su participación en Loma Negra y La Yesera, donde además es operadora. Ese tipo de movimientos sostiene el perfil convencional de la provincia mientras el shale empieza a ganar protagonismo.

El punto fino del informe es este: el petróleo no puede explicarse solo por el shale, pero tampoco puede entenderse hoy sin Vaca Muerta. Río Negro está en una etapa de transición, con una matriz todavía apoyada en campos convencionales y tight, pero con un crecimiento potencial cada vez más asociado al no convencional.

TanGo Energy, Vista y la segunda ola del shale rionegrino

La siguiente etapa del shale empieza a tomar forma con TanGo Energy Argentina, la compañía conducida por Pablo Iuliano. La provincia aprobó tres concesiones de explotación no convencional en las áreas Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque, ubicadas sobre la formación Vaca Muerta.

La medida fue oficializada mediante el Decreto provincial 509/26. Las áreas serán desarrolladas bajo un esquema compartido entre TanGo Energy y Vista Energy, con participación del 50% para cada compañía en el desarrollo shale.

La primera etapa contempla una inversión inicial de USD 66 millones para una fase piloto de seis pozos. El objetivo será probar el potencial de los reservorios, reducir incertidumbre técnica y definir si las áreas pueden avanzar luego hacia una etapa de mayor escala.

Iuliano definió el plan como una estrategia para “desriskear el shale de Río Negro”, una expresión técnica que en la industria se utiliza para describir el proceso de reducir el riesgo geológico, técnico y económico antes de escalar una operación no convencional.

La diferencia con Phoenix es clara. TanGo Energy ya está en el mapa de concesiones y pilotos, pero todavía no debe contarse como productora de petróleo de Vaca Muerta desde Río Negro. Su peso real dependerá de los resultados de los próximos pozos y de la capacidad de transformar permisos, pilotos e inversiones en producción efectiva.

Loma Guadalosa: el primer proyecto no convencional de la provincia

Otro dato importante es Loma Guadalosa. En septiembre de 2025, Energía360 publicó que Pan American Energy y TanGo Energy pusieron en marcha el primer proyecto no convencional de Río Negro, con una inversión inicial de USD 36 millones destinada a un plan piloto en Vaca Muerta.

El proyecto contempla dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral, a ejecutarse en un plazo de tres años. El primero está previsto para 2026 e incluye además un pozo vertical de 3.000 metros de profundidad. Según los resultados del piloto, el desarrollo podría escalar hasta 44 pozos horizontales adicionales.

La provincia oficializó el ingreso de Continental Resources a Loma Guadalosa. El plan piloto aprobado mantiene una inversión inicial de USD 36 millones, con dos pozos horizontales de 3.000 metros de rama lateral en Vaca Muerta y un pozo vertical piloto. El primer pozo está previsto para este año, el segundo para 2027 y la evaluación de resultados para 2028.

Loma Guadalosa es relevante porque muestra que el shale rionegrino ya no depende solo de Phoenix. Hay una segunda línea de proyectos que busca probar productividad, sumar socios técnicos y abrir una etapa de mayor competencia. Pero, al igual que en el caso de TanGo y Vista, todavía se trata de pilotos y concesiones, no de producción efectiva consolidada.

Cuánto aporta Río Negro al petróleo argentino

Con los datos disponibles, Río Negro aporta una porción moderada del petróleo nacional. En febrero de este año, con 22.767 barriles diarios, representó el 2,60% del total argentino y se ubicó como la quinta provincia productora.

La comparación muestra la escala del desafío. En marzo, Neuquén produjo 609.817 barriles diarios y explicó cerca del 70% del petróleo argentino. El total nacional se ubicó en 877.452 barriles por día, impulsado principalmente por Vaca Muerta. Frente a ese volumen, una producción rionegrina cercana a 20.500 barriles diarios ubica la participación provincial alrededor del 2,3%.

El número varía según el mes, pero permite trazar una lectura razonable: Río Negro se mueve en torno al 2,3% al 2,6% del crudo nacional. No es una participación dominante, pero sí relevante para una provincia que combina producción propia, actividad convencional, desarrollo shale incipiente e infraestructura logística de escala nacional.

El dato estratégico está en la tendencia. Si los pilotos no convencionales avanzan y Phoenix sostiene nuevas campañas, Río Negro podría defender su lugar como quinta provincia petrolera y eventualmente mejorar su participación dentro del total nacional.

VMOS y el rol logístico de Río Negro en la salida del crudo

La radiografía petrolera rionegrina no puede separarse del proyecto Vaca Muerta Oil Sur. La obra conectará la producción de la cuenca con Punta Colorada, en la costa atlántica, y convertirá a Río Negro en una pieza logística clave para la evacuación y exportación del crudo no convencional.

Energía 360 informó que el proyecto contempla 437 kilómetros de oleoducto, con cañerías de 30 pulgadas. La traza se divide en dos tramos: 110 kilómetros entre Allen y Chelforó y 327 kilómetros desde Chelforó hasta Punta Colorada. El sistema tendrá una capacidad inicial de 180.000 barriles diarios, escalable a 550.000 y hasta 700.000 barriles por día en etapas posteriores, con conexión hacia una nueva terminal de exportación en Punta Colorada.

El Gobierno provincial, por su parte, informó que en Punta Colorada se construyen seis tanques de almacenamiento y que el objetivo es comenzar a exportar petróleo en diciembre de este año. Gustavo Chaab, CEO del Consorcio VMOS, estiró la fecha para los primeros meses del 2027.

Este punto cambia la dimensión del análisis. Río Negro no solo aporta producción propia al sistema petrolero argentino. También aporta territorio, infraestructura, logística, almacenamiento y salida portuaria para el crecimiento exportador de Vaca Muerta. Ese rol logístico no compite con su identidad productora: la complementa. La provincia puede consolidarse como una jurisdicción con producción hidrocarburífera propia, desarrollo shale incipiente, actividad convencional sostenida y una posición estratégica para conectar la cuenca con los mercados externos.

Una provincia en transición petrolera

La fotografía actual muestra una provincia con peso moderado en el total nacional, pero con señales concretas de cambio. Río Negro no compite en volumen con Neuquén, que concentra la mayor parte del desarrollo de Vaca Muerta. Tampoco desplaza a Chubut o Santa Cruz, provincias con mayor producción petrolera. Pero empieza a construir una posición más compleja dentro del mapa energético argentino.

Hoy, su aporte nacional ronda entre el 2,3% y el 2,6%, según el mes analizado. Su producción se mueve entre los 20.500 y 23.500 barriles diarios en los últimos registros disponibles. La mayor parte todavía viene de campos convencionales y tight, pero el shale ya se volvió decisivo: siete pozos de Phoenix explicaron cerca del 40% del crudo provincial en marzo.

El desafío es convertir ese primer salto en una curva sostenida. Para eso, Río Negro necesita más pozos, más operadoras, más pilotos, más infraestructura, más servicios y una política energética capaz de ordenar el crecimiento.

La provincia ya tiene una base petrolera, empieza a probar su potencial no convencional y suma una ventaja logística central para el desarrollo exportador de la cuenca. La combinación entre producción propia, shale incipiente e infraestructura de salida puede definir su nuevo lugar dentro del petróleo argentino.