Quintana Energy se queda con un bloque de YPF que ocupa buena parte del norte rionegrino, pero la operación no depende solo de las petroleras: hay dos firmas provinciales que todavía no dijeron que sí, y una fecha que apura todo. Qué se juega la provincia.
Quintana Energy y Compañía TSB acordaron quedarse con el 100% de las concesiones de Señal Picada-Punta Barda, un bloque de 865,6 kilómetros cuadrados entre Río Negro y Neuquén. La operación, enmarcada en el Plan Andes de YPF, todavía necesita el visto bueno de las dos provincias.
La firma que opera el yacimiento de gas Estación Fernández Oro (EFO), en Allen, amplía así su negocio petrolero con dos áreas convencionales que YPF puso en venta para concentrarse en Vaca Muerta.
El dato tiene una lectura propia en el norte rionegrino: la noticia se conoció la misma semana en que Tango Energy empezó a perforar sus dos primeros pozos no convencionales en Charco del Palenque, a pocos kilómetros de Catriel. Una empresa compra campos maduros que YPF deja atrás; otra busca medir cuánto rinde Vaca Muerta del lado de Río Negro.
Solo un tercio de los pozos sigue extrayendo
Los números del bloque permiten ver el tamaño del desafío. Señal Picada y Punta Barda reúnen 806 pozos registrados, pero apenas 281 están en extracción efectiva: poco más de un tercio del inventario.
Señal Picada aporta 604 pozos, de los cuales 220 producen, con la formación Quintuco explicando el 93% del total. Punta Barda registra 202 y mantiene 61 activos, con Loma Montosa como origen del 94%. Los datos surgen del sistema EnergyIA.ar, citado por EconoJournal, y no discriminan cuántos pozos quedan de cada lado del límite provincial.
La superficie también reparte el peso: de los 865,6 kilómetros cuadrados del bloque, 462,7 están en Río Negro y 402,9 en Neuquén. Cuando YPF lo puso en venta, EconoJournal informó una producción de 4.022 barriles diarios de petróleo y 86.000 metros cúbicos diarios de gas.
El paquete incluye además la concesión de transporte entre la planta de tratamiento PTC Catriel Oeste y la Unidad Automática de Medición El Medanito, de modo que los nuevos titulares sumarían a los pozos el tramo hasta el punto de medición.
El tercer intento de YPF por cerrar la salida
Quintana y TSB son el tercer grupo que llega a esta instancia desde que YPF inició su retirada del área. La primera había sido Velitec, asociada con Sean Rooney, expresidente de Shell Argentina, que luego se retiró. Según Viento Sur Noticias, la Provincia no garantizó la extensión de la concesión a esa empresa.
El 23 de mayo de 2025, YPF firmó la cesión con Petróleos Sudamericanos, sujeta a las aprobaciones provinciales. La información difundida ahora no explica por qué esa operación no se completó.
El plazo pesa en la negociación: Diario Río Negro informó que la concesión vence el 13 de noviembre de 2027, y lo publicado sobre el nuevo convenio no aclara si hubo prórroga. La Provincia ya renegoció otras áreas con compromisos de inversión. Quintana lo atravesó en EFO, que operará hasta 2036 con 12 perforaciones, intervenciones en 22 pozos y un gasoducto proyectados.
Ese yacimiento aporta el 30% del gas rionegrino y supera los 1.000 pozos en producción, según EconoJournal. Si llegan las autorizaciones de Río Negro y Neuquén, la compañía sumará a esa posición un bloque presentado en 2025 como uno de los más productivos de la provincia.
Convencional en caída, shale en ascenso
La operación llega en pleno cambio de la matriz petrolera provincial. El Gobierno rionegrino reconoce en el convencional una tendencia descendente desde 2013, con una caída promedio cercana al 6% anual.
En enero de 2026, en cambio, siete pozos de Phoenix Global Resources aportaron 8.501 de los 23.536 barriles diarios de la provincia: el 36%.
Para intentar frenar ese declino, Río Negro reglamentó en agosto un régimen que baja las regalías al 6% sobre la producción adicional generada por nuevas inversiones. “Río Negro decidió incentivar producción que hoy no existe”, explicó la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.
El beneficio rige hasta diez años o hasta el vencimiento de la concesión, lo que ocurra primero. Para Señal Picada-Punta Barda, esa condición vuelve a poner en primer plano la fecha de 2027.
Tango adelanta su prueba en Vaca Muerta y mira a Medanito
Tango debuta como operadora en Vaca Muerta con dos pozos horizontales en Charco del Palenque, un bloque de 147 kilómetros cuadrados entre Catriel y Sargento Vidal, sobre el límite con Neuquén. En toda su historia el área registró 34 pozos, la mayoría convencionales.
El piloto demandará unos 32 millones de dólares y, según informó la empresa, los pozos entrarían en producción en enero de 2027. El compromiso con la Provincia ubicaba esa etapa entre 2027 y 2028.
“Pero pensamos adelantarnos y hacer los primeros pozos este año”, había anticipado a El Cronista el CEO de la compañía, Pablo Iuliano.
Charco del Palenque es una de las tres concesiones no convencionales otorgadas por el decreto 509/26, junto con Entre Lomas y Jarilla Quemada. El piloto completo prevé seis pozos y 66 millones de dólares, y la producción shale de esas áreas se repartirá en partes iguales entre Tango y Vista Energy.
Los resultados definirán el paso siguiente. La empresa proyecta hasta 66 pozos más en ese bloque, más de 130 en los tres, inversiones de entre 200 y 250 millones de dólares anuales y su ingreso al RIGI. Son proyecciones de la compañía, condicionadas a lo que muestre el piloto.
La referencia provincial sigue siendo Phoenix, que en octubre obtuvo por el decreto 917/26 una concesión de 35 años en Confluencia, con 40 pozos y 494,4 millones de dólares previstos para los primeros cinco años.
Si el piloto da resultado, Tango planea usar la capacidad ociosa de la planta de Medanito como principal centro de tratamiento de su crudo no convencional. El Medanito figura también en la cesión de YPF como punto de llegada del ducto, aunque ninguna de las empresas vinculó públicamente ambos proyectos.
Las dos jugadas muestran perfiles distintos. La apuesta shale de Quintana está por ahora en Mendoza, donde proyecta 44 millones de dólares y pozos piloto horizontales; en Río Negro crece con gas tight y campos maduros. Tango, en cambio, busca en la provincia su primer desarrollo no convencional como operadora.
Lo inmediato son dos definiciones: la autorización del traspaso en Río Negro y Neuquén, y los primeros datos de Charco del Palenque.
