La definición sobre quién operará Señal Picada – Punta Barda, en el oeste de Río Negro, continúa en pausa. Aunque YPF ya cedió su participación como parte del proceso de salida de campos maduros, el cambio de manos todavía requiere el aval del gobierno provincial, encabezado por Alberto Weretilneck. Esa decisión es particularmente relevante para Catriel, donde la actividad económica local está directamente ligada al desempeño de los yacimientos cercanos.

El peso del bloque no es solo geográfico. De acuerdo con los registros oficiales de 2019, Señal Picada cerró ese año con una producción de 4.124 barriles por día, mientras que el bloque completo Señal Picada – Punta Barda promedió 5.585 barriles diarios. Tomando como referencia un precio internacional en torno a los 60 dólares por barril, ese nivel de producción equivale a unos 2,03 millones de barriles anuales, con un flujo económico del orden de los 121 millones de dólares al año solo para el bloque.

Si se proyectan esos volúmenes a 2025 bajo escenarios de declino, el impacto sigue siendo considerable. Con una hipótesis conservadora de caída acumulada del 20% respecto de 2019, la producción anual estimada rondaría 1,63 millones de barriles, lo que representa cerca de 97 millones de dólares al año con precios similares. En un escenario más pesimista, con una merma del 40%, el bloque podría ubicarse en torno a 1,22 millones de barriles anuales, equivalentes a unos 73 millones de dólares. Aunque se trata de ejercicios estimativos, permiten dimensionar que aun con declino el área sigue moviendo decenas de millones de dólares por año.

La comparación con el cuadro provincial refuerza esa magnitud. Hoy Río Negro aporta alrededor de 21.000 barriles diarios, cerca del 2,8% de la producción nacional de petróleo convencional. El valor de un año de producción del bloque Señal Picada – Punta Barda en su pico reciente equivale a más de una cuarta parte de lo que genera actualmente todo el crudo rionegrino en un año.

En paralelo al debate por el futuro de Punta Barda, el contexto regulatorio también está en movimiento. El Gobierno nacional decidió poner fin a las retenciones a las exportaciones de petróleo convencional, a partir de un acuerdo sellado primero con Chubut y luego extendido a otras provincias productoras. El esquema prevé retenciones nulas por debajo de los 65 dólares, una escala del 0 al 8% entre 65 y 80 dólares, y una alícuota del 8% por encima de ese rango.

En ese tablero, Río Negro mantiene una postura más cautelosa y analiza el impacto fiscal y político antes de definir si se suma al nuevo régimen. La provincia, que discute a la vez temas de infraestructura, financiamiento y reformas laborales con la Nación, evalúa cómo articular la eventual baja de retenciones con sus propias políticas de regalías y cánones en áreas maduras.

El debate no se limita al plano fiscal. El 14 de noviembre, la secretaria de Hidrocarburos rionegrina, Mariela Moya, participó en Buenos Aires de una reunión del comité ejecutivo de la OFEPHI, donde las provincias productoras y representantes empresariales analizaron propuestas para sostener la producción convencional. Allí se discutió un posible régimen de incentivos, con foco en competitividad, actividad y empleo en todas las cuencas.

Al mismo tiempo, el mapa empresarial del convencional se reacomoda. Petróleos Sudamericanos viene ampliando su presencia en cuencas maduras: recientemente adquirió el 30% que Compañía General de Combustibles (CGC) tenía en las áreas La Ventana y Río Tunuyán, en Mendoza, y pasó a operar el 100% de esas concesiones. El acuerdo, firmado el 3 de noviembre con vigencia desde el 1°, incluyó un pago de 30.000 dólares más IVA y un saldo equivalente a 40.000 barriles de petróleo a liquidarse en 48 meses, según informó la empresa a la Comisión Nacional de Valores.

Esa operación se suma al traspaso de seis áreas mendocinas —Barrancas, Vizcacheras, La Ventana, Mesa Verde, Ceferino y Río Tunuyán— que el gobierno de Mendoza ya autorizó en el marco del Plan Andes, el programa con el que YPF ordena la salida de campos maduros. Con esas decisiones, Petróleos Sudamericanos consolidó un esquema operativo sin socios en parte del norte mendocino.

El contraste con la situación de Punta Barda es evidente: mientras otras jurisdicciones completan sus traspasos y ajustan sus marcos fiscales para retener inversiones, en Río Negro sigue pendiente la definición sobre uno de los bloques que más aportó a la producción provincial en la última década. Para Catriel, el resultado de esa decisión marcará en buena medida el volumen de trabajo disponible para contratistas, proveedores y mano de obra local en los próximos años.

En un escenario donde el convencional busca recuperar competitividad frente a Vaca Muerta, y donde la Nación y las provincias negocian incentivos y retenciones, el futuro de Señal Picada – Punta Barda será una pieza central para entender cómo se reordenará la actividad en el oeste rionegrino y qué rol asumirán las empresas que hoy apuestan a extender el ciclo de los campos maduros.