La mayor generadora eléctrica del país confirmó su desembarco en el negocio de hidrocarburos no convencionales en Neuquén, tras la compra de Patagonia Energy por US$ 50 millones.
Central Puerto dio un paso decisivo en su estrategia de diversificación al confirmar su ingreso al negocio de hidrocarburos no convencionales. Durante la presentación de resultados del primer trimestre de 2026, el CEO Fernando Bonnet anunció que la empresa trabaja en el diseño de un plan piloto para perforar entre dos y tres pozos en las áreas Aguada del Chivato y Aguada Bocarey, en la provincia de Neuquén, dentro de la formación Vaca Muerta.
«Es la primera vez que vamos a entrar en el negocio del petróleo y el gas», afirmó Bonnet frente a inversores y analistas, al trazar los lineamientos de una jugada que marca un cambio de perfil para la compañía, históricamente concentrada en generación eléctrica.
El ingreso a la cuenca se concretó a partir de la adquisición del 100% del paquete accionario de Patagonia Energy SA (PESA), titular de una concesión hidrocarburífera en las áreas de Aguada del Chivato y Aguada Bocarey — una superficie de aproximadamente 27.181 acres (110 kilómetros cuadrados) en la cuenca neuquina. La operación fue cerrada por US$ 50 millones e incluye una concesión convencional vigente hasta 2031.
El plan técnico y los tiempos de ejecución
Para avanzar en el desarrollo no convencional, la compañía ya inició trabajos técnicos junto a una firma estadounidense especializada en shale, con foco en el análisis geológico y la planificación de los primeros pozos exploratorios. Esos estudios servirán como base para evaluar la productividad del área antes de comprometer inversiones de mayor escala.
Aunque todavía no hay una fecha definida para el inicio de las perforaciones, el cronograma preliminar ubica ese hito hacia fines de 2026 o comienzos de 2027. El traslado de equipos de perforación hacia la cuenca neuquina podría demandar entre cuatro y cinco meses, lo que obliga a coordinar con anticipación la ejecución del proyecto en un contexto de alta demanda de infraestructura en Vaca Muerta.
En cuanto a los costos, cada pozo tendría una inversión cercana a los US$ 17 millones, en línea con los desarrollos shale actuales de la industria. Un piloto de tres pozos implicaría, entonces, un desembolso inicial de alrededor de US$ 51 millones —casi equivalente al precio pagado por PESA— antes de cualquier decisión de escalar a una etapa de desarrollo pleno.
Gas propio para abastecer sus propias turbinas
La apuesta por los hidrocarburos no responde únicamente a una lógica de diversificación de negocios. Central Puerto busca asegurar abastecimiento de gas natural para sus centrales térmicas y reducir su dependencia del esquema administrado por CAMMESA y de programas como el Plan Gas. En ese sentido, la empresa confirmó negociaciones con distintos productores para avanzar en la compra directa del recurso.
El transporte, sin embargo, emerge como un cuello de botella estructural. La compañía participó recientemente en una subasta de Transportadora de Gas del Sur (TGS), en la que solicitó 1,6 millones de metros cúbicos diarios de capacidad firme, pero solo obtuvo una porción de ese volumen. «El problema del transporte aparece sobre todo en invierno», advirtió Bonnet.
Resultados sólidos como plataforma de expansión
El movimiento hacia Vaca Muerta se da sobre una base financiera firme. La compañía reportó ingresos por US$ 249 millones en el primer trimestre, lo que representó un crecimiento del 44% frente al trimestre anterior y del 27% en la comparación interanual. El EBITDA ajustado se ubicó en US$ 120 millones, con una mejora del 42% trimestral y del 33% interanual, superando en un 5% las estimaciones de Adcap.
El contexto sectorial también acompaña. En el primer trimestre de 2026, Vaca Muerta consolidó su peso en la matriz nacional: cerca del 70% del petróleo extraído en el país pertenece al segmento no convencional, un número muy distante del 25% que representaba en 2020 y del 5% de 2015. En ese escenario de expansión acelerada, Central Puerto apunta a convertirse en un operador integrado —con generación eléctrica, gas propio y producción de crudo— en uno de los yacimientos más activos del hemisferio sur.
Los próximos meses serán determinantes: la conclusión de los estudios geológicos, la contratación de equipos de perforación y la obtención de los permisos provinciales definirán si los primeros pozos se perforan antes de que termine el año o si el cronograma se corre hacia el verano de 2027.