Vaca Muerta en Río Negro entra en etapa comercial: Confluencia tendrá casi US$ 500 millones de inversión

Con el decreto 917/26, la Provincia dio por cerrada la etapa exploratoria de Confluencia Norte y Confluencia Sur, unificó ambos bloques y le otorgó a Phoenix Global Resources una concesión de explotación no convencional por 35 años. Es el primer bloque rionegrino que completa la exploración de Vaca Muerta y pasa a producción comercial.

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Los siete pozos que Phoenix Global Resources perforó en el noroeste de Río Negro, a metros del límite con Neuquén, dejaron de ser exploratorios. Con la publicación del decreto 917/26 en el Boletín Oficial, el Gobierno provincial aprobó la declaración de “comercialidad” de las áreas Confluencia Norte y Confluencia Sur, las unificó bajo un único bloque denominado “Confluencia” y le otorgó a la compañía una Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) por 35 años y aprobó un plan para el período 20227-2031 que prevé la perforación de 40 pozos horizontales y una planta de tratamiento propia, con una inversión de US$ 494,4 millones.

En el corto plazo, está previsto un Plan Piloto sumará un pad de caracterización de dos pozos horizontales, con una inversión de unos US$ 13 millones.

“Este paso confirma que Río Negro tiene recursos, planificación y capacidad técnica para avanzar en el desarrollo de Vaca Muerta. Dejamos atrás una etapa de exploración exitosa y empezamos una nueva fase, orientada a transformar ese conocimiento en producción, inversión e infraestructura”, sostuvo la secretaria de Hidrocarburos, Mariela Moya.

El primero que llega desde la exploración

La concesión de Confluencia no es la primera CENCH que otorga Río Negro, pero sí la primera que corona un ciclo exploratorio completo sobre Vaca Muerta en territorio rionegrino.  

En mayo, el decreto 509/26 le había concedido a TanGo Energy tres áreas no convencionales —Entre Lomas, Jarilla Quemada y Charco del Palenque—, aunque se trató de la reconversión de concesiones convencionales existentes.

Confluencia, en cambio, recorrió todo el camino: la Provincia adjudicó ambos bloques en 2023, por el decreto 779/23, a Kilwer S.A., subsidiaria de Phoenix, en una licitación en la que el área vecina Cinco Saltos Norte quedó desierta. Desde entonces, la empresa registró y procesó 228 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y perforó siete pozos horizontales —tres en Confluencia Norte y cuatro en Confluencia Sur—. Según el decreto, la inversión exploratoria rondó los US$ 123 millones, por encima del compromiso original de casi US$ 90 millones.

Pozos que ya cambiaron la estadística 

La comercialidad no se declara sobre una hipótesis: Confluencia es hoy el único bloque de Río Negro que produce petróleo de Vaca Muerta, y su peso en la producción provincial ya es visible. Los tres primeros pozos, en Confluencia Norte, entraron en ensayo a mediados de octubre de 2024 con unos 4.000 barriles diarios, cerca del 20% del crudo rionegrino de ese momento.

Un año después, el pad de cuatro pozos de Confluencia Sur superó los 5.000 barriles diarios en período de prueba y llevó la producción conjunta de ambos bloques por encima de los 7.000 barriles, con lo que Phoenix pasó a ser el principal productor de petróleo de la provincia.

El último dato consolidado que circuló públicamente es de enero de este año: Río Negro promedió 23.536 barriles diarios, de los cuales 8.501 salieron de los pozos a Vaca Muerta. Es el 36% del petróleo provincial, uno de cada tres barriles. Ese aporte frenó la caída del convencional: la producción había bajado a 20.087 barriles diarios en 2024, subió a 22.116 en 2025 y enero de 2026 resultó el mejor enero desde 2020.

El rendimiento por pozo también se destacó. Uno de los de Confluencia Sur, el PET.RN.CoS.x-3(h), superó los 3.100 barriles diarios, y el bloque llegó a aportar casi 9.000 barriles por día con apenas siete pozos en producción.
El decreto se apoya en esos resultados: la etapa exploratoria permitió verificar la continuidad de la formación entre ambos bloques y acreditar condiciones productivas compatibles con un desarrollo comercial. 

Un solo bloque y una planta del lado rionegrino

La unificación deja un área de 272,22 kilómetros cuadrados que, según la Provincia, permitirá optimizar el desarrollo, mejorar la eficiencia operativa y ordenar la planificación de las inversiones. Pero el punto con más impacto territorial es la planta. Hasta ahora, el crudo de Confluencia se acondiciona del lado neuquino: en la inspección que la Secretaría de Ambiente y el Departamento Provincial de Aguas hicieron en noviembre de 2024, las autoridades recorrieron la planta EPF de Mata Mora, en el bloque vecino de Neuquén, donde Phoenix procesa el petróleo antes de despacharlo por ducto.

La Planta de Tratamiento de Confluencia incluida en el plan de explotación llevaría parte de ese proceso a suelo rionegrino. En agosto, el CEO de Phoenix, Pablo Bizzotto, había adelantado que la empresa avanzaba con la licitación de esa instalación.

El horizonte, además, va más allá de los cinco años. El proyecto contempla un escenario de desarrollo de largo plazo de hasta 205 pozos —incluidos los siete ya perforados—, con inversiones globales estimadas en más de US$ 3.000 millones a lo largo de unos 13 años.

“Para la Provincia es muy importante que el desarrollo se haga con control, con información técnica y con una mirada de largo plazo. La energía tiene que ser parte del rumbo de Río Negro: más actividad, más infraestructura y más oportunidades para los rionegrinos”, afirmó Moya.

Lo que cobra la Provincia 

Además de los ingresos habituales por regalías, la concesión traerá ingresos directos para Río Negro, debido a que Phoenix deberá pagar un Bono de Comercialidad de US$ 5,05 millones y un Aporte de Infraestructura de US$ 650.000, lo que suma US$ 5,7 millones, además de US$ 1,3 millones en concepto de Responsabilidad Social Empresaria. A eso se agregarán las regalías sobre la producción futura.

“Este tipo de instrumentos permiten que el desarrollo energético también genere recursos concretos para la provincia. Río Negro defiende sus recursos y trabaja para que cada avance productivo tenga impacto real en el territorio”, remarcó la secretaria.

Del otro lado está el control. La concesión deberá cumplir los requerimientos de la Secretaría de Ambiente y Cambio Climático y del Departamento Provincial de Aguas, que intervinieron en la evaluación. Cada proyecto en el área necesitará su estudio de impacto ambiental previo y deberá ajustarse a las condiciones fijadas en gestión de residuos, contingencias, monitoreo de suelo, agua y aire, control de acuíferos, tratamiento del agua de producción y uso del recurso hídrico.