China National Petroleum Corporation (CNPC), uno de los mayores grupos petroleros del mundo, puso su mira sobre la Argentina. Y lo hizo en un negocio crítico para materializar los ambiciosos y promisorios planes de crecimiento de Vaca Muerta: los servicios petroleros. El gigante asiático, que produjo 4,3 millones de barriles diarios en 2025, inscribió en el país dos sociedades: CNPC Chuanquing Drilling Engineering Company (CCDC) y CNPC Bohai Argentina. Dueña de PetroChina, CNPC opera en 30 países. En América latina, está presente en tres: Brasil, Ecuador y Perú. En el primero, tiene el 10% de Libra, considerado uno de los mayores campos offshore del mundo, con picos de producción -hasta ahora-, de 500.000 barriles diarios y reservas estimadas en 12.000 millones de barriles. Ubicado en la Cuenca de Santos, la empresa china participa en el consorcio desde su creación, en 2013. En Perú, en tanto, opera desde 1993. Inició actividad en Ecuador 10 años después. En estos dos países, también está CCDC. Nacida en 2008, tras la fusión de varias empresas, es presentada en su página web como “uno de los proveedores de servicios petroleros más influyentes de China”. Tiene más de 27.000 empleados y por encima de los 600 equipos de operaciones. Por su parte, CNPC Bohai Drilling Engineering Company (BHDC) también se creó en 2008, como resultado de una fusión. Cuenta con más de 30.000 personas en su staff. Brindó servicios de ingeniería en petróleo en más de 20 campos en China, Venezuela, Indonesia, Iraq, Irán, Kuwait, Myanmar y Mongolia. Entre sus especializaciones, está la fractura horizontal, el tipo de perforación que se utiliza en la explotación de no convencionales, como Vaca Muerta. BHDC asegura tener una tecnología de vanguardia, superior al de la industria occidental. “Finalmente vinieron…”, se resigna un competidor local, que recuerda una visita previa. A fines de 2024, ejecutivos del grupo chino estuvieron en Mendoza, donde se entrevistaron con autoridades y recorrieron yacimientos, en un sondeo por la posibilidad de empezar a brindar servicios, tanto en shale como en campos convencionales. Vaca Muerta es una de las mayores reservas de hidrocarburos no convencionales del mundo. De los 878.000 barriles diarios de petróleo que produjo la Argentina en marzo, 602.000 fueron de crudo no convencional. En tanto, de los 142 millones de metros cúbicos diarios (m3/d) de gas, Vaca Muerta aportó 95 millones. De este volumen, 15,5 millones de m3 provinieron del sistema petrolero, según datos oficiales que consolidados por el Instituto de Energía de la Universidad Austral. Se espera que el país llegue a 160 millones de m3/d de gas en 2028 y escalar de 215 millones a 300 millones entre 2030 y 2035, empujada por la mayor producción que representarán, fundamentalmente, los proyectos de exportación de gas natural licuado (GNL). En tanto, la proyección es que, este año, la producción de petróleo del país supere el millón de barriles diarios y Vaca Muerta pase los 1,5 millones entre 2027 y 2028 (algunos ya arriesgan más de 4 millones a mediano plazo). Uno de los cuellos de botella a quebrar para que eso ocurra es la disponibilidad de equipos. Actualmente, hay menos de 40 operando en Vaca Muerta y con costos, todavía, entre 30% y 40% superiores a los del Permian, la meca del shale de los Estados Unidos. Ese es, precisamente, uno de los desvelos del CEO de YPF, Horacio Marín. “¿Por qué tenemos que estar pagando 40% más si el equipo es el mismo?”, planteó el recientemente en un evento, para estupor del CEO local de una empresa internacional de servicios, presente sobre el mismo escenario. En tal sentido, YPF marcó dos hitos. En diciembre, cerró con la noruega Archer un contrato de u$s 600 millones por cinco años. El mes pasado, firmó con el gigante estadounidense Halliburton un convenio para la provisión de servicios integrados de fractura hidráulica. Halliburton desplegará en Vaca Muerta su sistema de fractura eléctrica ZEUS por primera vez fuera de los Estados Unidos. Otros proveedores de servicios activos en Vaca Muerta son SLB (ex Schlumberger), San Antonio y Tenaris, que compró en 2021 los activos de la estadounidense Baker Hughes. Focalizado en Vaca Muerta, hoy es uno de sus negocios de más crecimiento en la región. En la industria, se espera que la llegada de Continental Resources -pionera de la Revolución del Shale de los Estados Unidos- fuera un incentivo para el arribo de más operadoras estadounidenses pero, fundamentalmente, también proveedoras de servicios. En Houston, donde se desarrolla la Offshore Technology Conference (OTC), el CEO de San Antonio, Leandro Ziperovich, vaticinó que, sólo con las empresas que comprometieron inversiones en el RIGI, la demanda crecerá en no menos 15 a 20 equipos para el año próximo. Actualmente, apuntó, hay seis meses de demora en conseguirlos. “Con los precios internacionales actuales, si hay más actividad en el Permian, otra cuenca de los Estados Unidos o en Canadá, habrá presión sobre los precios. Eso hará que aumenten los costos”, señaló, en diálogo con el portal especializado EconoJournal. La inserción de las filiales de CNPC no será sencilla, aventuran en el sector. El tratado de comercio firmado entre la Argentina y los Estados Unidos a fines del año pasado exige “adoptar e implementar medidas para abordar prácticas desleales de empresas dueñas o controladas por terceros países que operen en jurisdicción argentina”. Una cláusula que tiene nombre: China. De hecho, hubo un intento de impugnar la licitación de la Hidrovía con una acusación a uno de los candidatos por, supuestamente, tener proveedores de ese país. “Tener contratistas chinos, hoy por hoy, puede ser un riesgo. Complicaría a quien sale a buscar financiamiento en Nueva York o algún multilateral. Se convertiría en jugar a la mancha”, analiza un conocedor del sector, que especula con la probabilidad de que, en realidad, sean señal de algo mayor: el desembarco de PetroChina como operador.