La producción de petróleo en el denominado “Polo Norte” de Vaca Muerta alcanzó en junio los 79.869 barriles diarios, un volumen que supera individualmente al registrado por Santa Cruz, Mendoza y Río Negro. El crecimiento modifica el mapa productivo de la formación neuquina, históricamente concentrado alrededor de Añelo, y refleja el avance de nuevos desarrollos a medida que se amplían las alternativas para transportar el crudo.
La zona se encuentra entre 150 y 200 kilómetros al norte de Añelo, cerca del límite con Mendoza. Durante los primeros años de la explotación no convencional, el área avanzó con mayor lentitud que el núcleo central de Vaca Muerta. La principal limitación fue la falta de infraestructura suficiente para evacuar el petróleo y el gas producidos en los bloques más alejados de los principales corredores de transporte.
Un nuevo polo de producción petrolera
Según datos difundidos por el sitio especializado Energía ON, el volumen de junio ubicó al Polo Norte por encima de varias provincias con larga trayectoria hidrocarburífera. Con registros correspondientes a diciembre de 2025, Santa Cruz producía 51.451 barriles diarios, Mendoza también 51.451 y Río Negro 23.146. La comparación muestra la escala que alcanzó una región que todavía se encuentra en una etapa de expansión y que reúne la actividad de siete áreas operadas por cinco compañías.
El liderazgo corresponde a Bajo del Choique-La Invernada, operado por Pluspetrol. En junio produjo 39.902 barriles por día, con un aumento interanual del 230%. El segundo lugar fue para El Trapial Este, a cargo de Chevron, que llegó a 22.343 barriles diarios y registró un incremento del 58,66% frente al mismo mes del año anterior.
El resto de la producción se distribuye entre bloques de YPF, Tecpetrol, Vista Energy y un desarrollo conjunto. Narambuena, operada íntegramente por YPF, pasó de una producción prácticamente nula el año anterior a 6.117 barriles diarios en junio. Los Toldos II Este, de Tecpetrol, inició el período sin producción de petróleo y alcanzó 3.912 barriles por día.
También aportaron Bajo del Toro Norte, de YPF, con 3.604 barriles diarios, y La Escalonada, desarrollada por YPF, Pluspetrol, Shell y GyP mediante la sociedad Vaca Muerta Investments, con un volumen cercano. El séptimo bloque es Águila Mora, operado por Vista Energy. En conjunto, la zona está orientada principalmente al petróleo, mientras que el gas asociado representa una proporción menor.
La infraestructura define el próximo salto
El crecimiento del Polo Norte no depende únicamente del rendimiento de los pozos. Su consolidación comercial está vinculada a la capacidad para trasladar el crudo hasta los puntos de procesamiento y exportación. En ese sentido, el proyecto Duplicar Norte, impulsado por Oleoductos del Valle (Oldelval), permitirá incorporar la producción de la zona a la red que conecta con Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires.
A ese sistema se sumará Vaca Muerta Oil Sur (VMOS), cuya puesta en marcha exportadora está prevista para enero de 2027. Oldelval y VMOS aparecen así como las dos vías principales para canalizar parte del petróleo adicional que se espera obtener durante los próximos años. La ampliación del transporte puede reducir restricciones operativas y facilitar nuevas inversiones, aunque también exigirá coordinar la expansión de ductos, almacenamiento, tratamiento y terminales de embarque.
La relación entre producción e infraestructura resulta especialmente relevante en las áreas del norte. Mientras los pozos pueden incrementar rápidamente sus volúmenes, los oleoductos requieren obras de mayor plazo y compromisos de inversión sostenidos. Sin esa capacidad de evacuación, una parte del potencial geológico podría quedar limitada por restricciones logísticas, aun cuando los resultados de perforación sean favorables.
YPF acelera la exploración en Mendoza
La expansión de Vaca Muerta también se proyecta hacia el territorio mendocino, en la denominada lengua o ventana mendocina de la formación. Allí, YPF trabaja junto con la UTE Quintana-TSB en un plan que contempla cinco nuevas perforaciones durante este año, destinadas a reducir la incertidumbre geológica y precisar el comportamiento del reservorio en la provincia.
El programa incluye además un pozo adicional y adelanta perforaciones que originalmente estaban previstas para 2027 y 2028. Parte de los trabajos se concentra en el bloque CN VII A, donde YPF prevé invertir cerca de 30 millones de dólares. Si los resultados confirman las expectativas, CN VII A y Paso Bardas Norte podrían habilitar un desarrollo de aproximadamente 212 pozos horizontales distribuidos en 102 kilómetros cuadrados. Un tercer nivel productivo permitiría sumar otros 122 pozos.
Estos proyectos no parten de cero. El petro físico Juan Carlos Glorioso, exintegrante de YPF y actual consultor en certificación de reservas y recursos hidrocarburíferos, señaló que existen antecedentes de presencia de petróleo en la formación dentro de Mendoza desde la década de 1980. Entre las zonas mencionadas figuran Arroyo Los Menucos, Liu Cullin y Barreales Colorados.
En el pozo Liu Cullin, perforado en 1984, se detectó petróleo pesado durante la perforación y un ensayo posterior acumuló 140 metros cúbicos de crudo. Un año después, el pozo Vega Grande x1 se convirtió, según registros oficiales, en el primer descubridor de petróleo de la Formación Vaca Muerta en Mendoza y mantuvo una producción intermitente. Además, se encuentra a 2.770 metros sobre el nivel del mar, lo que lo convierte en el pozo más alto del país.
La evolución del Polo Norte y las pruebas en Mendoza muestran dos etapas complementarias de la expansión de Vaca Muerta: por un lado, áreas que ya alcanzaron una escala industrial; por otro, sectores donde todavía se busca confirmar productividad y definir la mejor estrategia de desarrollo. El resultado dependerá de la respuesta de los reservorios, del ritmo de las inversiones y de que la infraestructura acompañe el crecimiento previsto.
