Pluspetrol suma el RIGI para producir 100.000 barriles y busca salida portuaria

Pluspetrol y Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) obtuvieron la aprobación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar el área Bajo del Choique-La Invernada, en Vaca Muerta. El proyecto contempla una inversión de US$12.400 millones durante 25 años y apunta a alcanzar una producción superior a 100.000 barriles diarios de petróleo y 12 millones de metros cúbicos diarios de gas. El desafío inmediato será transformar ese volumen en producción efectivamente exportable mediante oleoductos, estaciones de bombeo y terminales portuarias.

La aprobación fue comunicada durante la Argentina Week realizada en París y convirtió al desarrollo de Pluspetrol en el mayor proyecto petrolero admitido hasta ahora dentro del RIGI. La iniciativa casi duplica en monto al proyecto de Tecpetrol en Los Toldos II Este, que había sido aprobado por US$6.400 millones.

Según Fuente original, la información se basa en Pluspetrol obtuvo el RIGI en Vaca Muerta: 100.000 barriles diarios en busca de puerto.

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El anuncio tiene una dimensión energética, fiscal y logística. El área se encuentra en el norte de Neuquén, cerca de Rincón de los Sauces, lejos de la costa y de los principales puntos de embarque de crudo. Por ese motivo, el crecimiento de la producción no dependerá solamente de la perforación y del procesamiento dentro del yacimiento: también estará condicionado por la disponibilidad de capacidad en la red de transporte y por el avance de las terminales de exportación.

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Pluspetrol suma RIGI producir 100: Un proyecto que multiplicaría la producción actual del bloque

Bajo del Choique-La Invernada produce actualmente unos 27.000 barriles diarios de condensado y alrededor de 1,3 millones de metros cúbicos diarios de gas. La meta anunciada para el desarrollo completo implica llevar el petróleo a casi cuatro veces el nivel actual, además de multiplicar varias veces el volumen de gas asociado.

Para alcanzar esa escala, Pluspetrol prevé perforar más de 620 pozos horizontales y utilizar tres equipos dedicados, con un ritmo estimado de aproximadamente 41 pozos por año. El plan se organizaría en dos etapas. La primera tendría como objetivo llegar a 50.000 barriles diarios de petróleo y 6 millones de metros cúbicos diarios de gas. La segunda llevaría esos volúmenes al máximo previsto durante el período de producción.

La empresa adquirió el área a ExxonMobil en 2024 por US$1.700 millones y presentó la solicitud de adhesión al RIGI en abril. La aprobación establece un marco de reglas fiscales y cambiarias de largo plazo, un aspecto relevante para una inversión que requiere desembolsos sostenidos en perforación, instalaciones de superficie, tratamiento de hidrocarburos y transporte.

Plantas, pozos y capacidad de procesamiento

El programa incluye cuatro plantas de procesamiento y producción, junto con ductos de evacuación destinados a conectar las instalaciones del bloque con el sistema troncal de transporte. La infraestructura deberá acompañar una operación continua, con capacidad para manejar variaciones de presión, calidad del crudo, mantenimiento de equipos y eventuales restricciones en las rutas de salida.

La participación de GyP será del 10%. La compañía estatal neuquina no solo integra el proyecto productivo, sino que también participa en la infraestructura necesaria para llevar los hidrocarburos hasta los mercados externos. Esta articulación entre producción provincial, empresas privadas y sistemas de transporte es uno de los rasgos centrales del nuevo escenario de Vaca Muerta.

Duplicar Norte será el primer enlace decisivo hacia la red troncal

La principal obra asociada a la evacuación del crudo es Duplicar Norte, el proyecto de Oleoductos del Valle (Oldelval) que conectará Rincón de los Sauces con la estación de bombeo ubicada en Allen, Río Negro. El ducto tendrá 24 pulgadas de diámetro y una extensión aproximada de 207 kilómetros.

Oldelval prevé iniciar los trabajos en noviembre. Según el cronograma informado, la primera capacidad estaría disponible hacia fines de 2026 y la capacidad plena se alcanzaría en marzo de 2027. El sistema aportaría una capacidad final de transporte de hasta 220.000 barriles diarios, un volumen significativo para absorber el crecimiento de distintos desarrollos del norte neuquino.

La obra será financiada en un 80% mediante contratos de transporte bajo la modalidad take or pay. Pluspetrol, Chevron, Tecpetrol y GyP reservaron capacidad y asumieron compromisos de pago aun cuando eventualmente no utilicen todo el espacio contratado. Ese esquema permite respaldar la inversión en el ducto y reducir el riesgo de construir una infraestructura sin demanda asegurada.

La expansión resulta relevante porque la producción de Vaca Muerta está avanzando más rápido que algunas rutas tradicionales de evacuación. La falta de capacidad puede generar cuellos de botella, obligar a reorganizar los programas de perforación o aumentar la dependencia de alternativas ferroviarias y carreteras, que no tienen la misma escala ni eficiencia para transportar grandes volúmenes de crudo.

De Allen a Puerto Rosales y Punta Colorada

Una vez que el petróleo llegue a Allen, podrá integrarse con el sistema que conduce hacia Puerto Rosales, en el sur de la provincia de Buenos Aires. También podrá conectarse con el proyecto VMOS, el oleoducto y la terminal de exportación que se construyen en Punta Colorada, sobre el Golfo San Matías, en Río Negro.

La combinación de esas obras busca ampliar la capacidad de evacuación y diversificar las salidas al exterior. Puerto Rosales cuenta con una trayectoria operativa y una infraestructura vinculada al movimiento de hidrocarburos, mientras que Punta Colorada representa una nueva alternativa de gran escala para cargar buques tanque directamente desde la costa rionegrina.

Oldelval calcula que la cuenca puede evacuar actualmente hasta 730.000 barriles diarios, frente a una producción cercana a 600.000 barriles por día. Con Duplicar Norte y VMOS, la capacidad total del sistema podría elevarse hasta aproximadamente 1,3 millones de barriles diarios. Dentro de esa expansión, los 100.000 barriles diarios previstos por Bajo del Choique-La Invernada representarían cerca del 8% de la capacidad proyectada.

La dimensión portuaria es determinante porque cada incremento sostenido de la producción requiere una operación coordinada entre yacimientos, plantas de tratamiento, ductos, almacenamientos intermedios, estaciones de bombeo, terminales y buques. Cualquier retraso en un eslabón puede limitar el rendimiento del resto de la cadena, incluso cuando exista capacidad de extracción disponible.

Un productor que también participa en las rutas de salida

Pluspetrol tendrá una posición particular dentro de este proceso. La compañía producirá el crudo y, al mismo tiempo, participa como accionista en las dos principales obras que pueden conducirlo hacia la exportación: Oldelval y VMOS.

En Oldelval comparte la estructura accionaria con YPF, Chevron, Pan American Energy, Pampa Energía y Tecpetrol, empresas que también figuran entre los principales usuarios del sistema. En VMOS, su participación la vincula con el desarrollo de una terminal que podría modificar el mapa de exportación de petróleo argentino.

Esta integración puede favorecer la planificación de largo plazo, porque alinea parte de los intereses de los productores con los de la infraestructura de transporte. Sin embargo, también exige una coordinación rigurosa en materia de inversiones, mantenimiento, asignación de capacidad, seguridad operativa y cumplimiento de los cronogramas de obra.

El RIGI acelera inversiones, pero no reemplaza la infraestructura

El régimen aprobado ofrece previsibilidad para proyectos de gran magnitud y extensa maduración. En el caso de Pluspetrol, el horizonte de 25 años permite ordenar inversiones que incluyen cientos de pozos, instalaciones de procesamiento y contratos de transporte de largo plazo.

La aprobación, de todos modos, no resuelve automáticamente los desafíos físicos del desarrollo. El RIGI puede mejorar las condiciones regulatorias y financieras, pero la producción necesita caminos, energía para las operaciones, equipos de perforación, servicios especializados y una red de evacuación capaz de operar sin interrupciones prolongadas.

La empresa estima que el proyecto generará 2.350 empleos directos y 4.640 indirectos. También proyecta trabajar con un promedio de 200 proveedores directos y unas 900 contrataciones indirectas. La actividad podría crecer un 10% desde 2028, cuando se incorporen más equipos de perforación. Estas cifras reflejan que el impacto excede la locación petrolera y alcanza a talleres, transporte terrestre, metalmecánica, servicios ambientales, mantenimiento y provisión de insumos.

En términos productivos, Pluspetrol calcula una extracción acumulada de 794 millones de barriles equivalentes y hasta US$2.200 millones anuales en divisas por exportaciones. Esas proyecciones dependerán de que el desarrollo alcance los volúmenes previstos y de que exista capacidad comercial y logística para colocar el petróleo en los mercados de destino.

Más proyectos petroleros presionan sobre ductos y terminales

La aprobación se produjo en un contexto de expansión de las inversiones en hidrocarburos no convencionales. Antes de este anuncio, el RIGI sumaba 23 proyectos aprobados por US$49.766 millones y otras iniciativas por US$159.480 millones se encontraban en evaluación, según la información difundida en el marco de la Argentina Week.

Además, TotalEnergies anticipó que solicitará el régimen para el proyecto San Roque, en Neuquén, por unos US$5.000 millones. Pan American Energy también informó que busca ingresar al esquema con una inversión de US$1.200 millones para Cerro Dragón. La eventual incorporación de nuevos proyectos aumentaría la presión sobre los sistemas de transporte y sobre la disponibilidad de sitios de almacenamiento y carga.

La discusión legislativa del denominado Súper RIGI, orientado a sectores todavía poco desarrollados, agrega otro elemento de incertidumbre regulatoria. Para los actores logísticos, el punto central será conocer qué inversiones avanzan efectivamente, en qué plazos y con qué compromisos de capacidad en oleoductos y terminales.

El crecimiento de Vaca Muerta también puede modificar la relación de la Argentina con los mercados internacionales de energía. Una mayor producción exportable permitiría aumentar los embarques de crudo, mejorar el ingreso de divisas y fortalecer la actividad de los puertos especializados. Al mismo tiempo, exigirá controles ambientales, gestión de riesgos, mantenimiento de ductos y protocolos de seguridad acordes con un flujo de hidrocarburos cada vez mayor.

Qué deberá coordinar la cadena logística para mover el crudo neuquino

Para que los 100.000 barriles diarios proyectados lleguen al mercado, será necesario sincronizar la puesta en marcha de los pozos con la capacidad de las plantas, el llenado de los ductos, la operación de las estaciones de bombeo y la programación de buques. La disponibilidad nominal de un oleoducto no equivale necesariamente a capacidad comercial permanente: también deben considerarse paradas de mantenimiento, calidad del crudo, mezclas, almacenamiento y ventanas de carga.

En el caso de Puerto Rosales y Punta Colorada, los operadores deberán coordinar turnos de buques, inventarios, conexiones terrestres y sistemas de respuesta ante emergencias. Para los exportadores, contar con dos rutas potenciales puede reducir la exposición a una interrupción puntual, aunque la eficiencia dependerá de las tarifas, la distancia, la capacidad contratada y el grado de avance de cada proyecto.

La información original fue publicada por GlobalPorts en su cobertura sobre Pluspetrol y el RIGI en Vaca Muerta. En el seguimiento de este proceso también será relevante observar la evolución de las obras logísticas vinculadas con el transporte de hidrocarburos y de la infraestructura energética argentina.

La aprobación del RIGI transforma el proyecto de Bajo del Choique-La Invernada en una hoja de ruta concreta de inversión, pero su resultado dependerá de una cadena completa: perforar, procesar, transportar, almacenar y embarcar. En Vaca Muerta, producir más petróleo y contar con una salida portuaria eficiente ya forman parte del mismo desafío estratégico.