Servicios de midstream, almacenamiento y canal GyP
El núcleo del midstream —el transporte por ducto— es un oligopolio regulado e integrado (Oldelval, VMOS, TGS): no se ataca. La jugada está en los bordes que los propios ductos abren al crecer. Entre la saturación de Oldelval (mayo-dic 2026) y el arranque de VMOS hay una ventana corta de trucking puente a ~USD 15/bbl: el ~USD 172 M/año del recuadro es el ritmo anualizado del pico de esa ventana —un piso defendible, no una renta perpetua de doce meses—, y por eso la cuña que queda se corre al O&M de ductos y tank farms y a entrar como socio técnico-financiero del carry de GyP en las 15 áreas nuevas. El que se posiciona hoy con activos flexibles captura el desajuste 2026 y queda parado para la próxima ola.
Lo que mueve este nicho no es una reforma que lo cree, sino el boom de ductos del RIGI: VMOS y la ampliación de Perito Moreno (TGS) son proyectos RIGI, y al multiplicar las salidas de crudo y gas generan la demanda de O&M, ingeniería y servicios satélite — y, en la transición, la ventana de trucking. Sobre eso, el régimen provincial abarata radicar los activos físicos del servicio (tank farms, bases de O&M): la Ley 3502 y la Ley 378. El núcleo regulado no se ataca; se le vende servicio por los bordes que su propio crecimiento abre. Cada norma abre en el panel de reformas de la portada, con su estado y su fuente primaria.
habilitaInvierta en Neuquén: el 'RIGI neuquino' que empieza en USD 500.000La Ley 3502 da exención de IIBB/Sellos y estabilidad fiscal desde USD 500.000: capitaliza los tank farms y las bases de O&M que se radican en cuenca.ver la reforma →habilitaPromoción industrial: tierra a precio fiscal y exenciones por convenioLa Ley 378 da suelo a precio fiscal en parques industriales para las bases físicas del servicio (tankaje, O&M).ver la reforma →habilitaLey Bases: nace el RIGIEl RIGI aprobó VMOS y la ampliación de Perito Moreno (TGS): es el motor que genera la demanda de O&M, ingeniería y servicios satélite del midstream.ver la reforma →tocaNeuquén pone reglas de entrada para operar en Vaca Muerta: registro y patrimonio mínimoEl Registro Provincial de Empresas Hidrocarburíferas es la puerta de homologación para operar activos críticos: inscribirse es el primer trámite de entrada.ver la reforma →Este mercado no flota solo: lo arrastran megaproyectos concretos. Estos son los que mueven la demanda de este nicho — cada uno con su inversión y su estado.
Oleoducto para evacuar y exportar crudo de Vaca Muerta. Capacidad base 377.400 barriles/día. Aprobado como 'Proyecto de Exportación Estrategica de…
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ver el proyecto →Quién reparte el mercado, por dónde se entra, qué se paga y qué lo puede romper.
está
mercado
Monopolio del troncal Allen-Puerto Rosales; tarifa regulada; dueños = operadoras. Duplicar Norte (RIGI): USD 400 M, 209 km de 24", +220k bbl/d (obra a fin-2026, a régimen hacia mar-2027).
Ducto Allen-Punta Colorada 437 km, USD 3.000 M (financ. USD 2.000 M, 14 bancos), 51% avance a inicios 2026; arranca entre dic-2026 y comienzos de 2027 con 180k bbl/d -> 390k en H2-2027 (escala a ~550k a régimen); 2 monoboyas SPM.
Perito Moreno USD 700-800 M (21->35 MMm3/d) + NGL USD 3.000 M (573 km, 2,7 Mt/año, export USD 1.200 M/año).
780.000 m3 tras ampliación (~USD 500-600 M); inauguro primeros 3 tanques + muelle (2025).
Puerta de entrada: Ronda 1/2026, 15 áreas, bono piso USD 500k.
No competir contra Oldelval/VMOS/TGS en transporte: son monopolios regulados con capacidad ship-or-pay ya vendida. Entrar por los bordes que el crecimiento abre:
Trucking puente + tank farm de cabecera (Allen) en la ventana de saturación (may-dic 2026), con activos flexibles/arrendados — el sobrante sale a ~USD 15/bbl.
Tank farm de terceros (no cautivo de una operadora) aguas arriba, monetizando throughput, handling y blending — no solo el alquiler del tanque.
O&M y operación de ductos y facilities sobre los ~USD 4.000 M de capex midstream activo (Duplicar Norte, VMOS, Perito Moreno): se compite por contrato, no por concesión. (La integridad/inspección y la medición fiscal son su propio nicho: ver el nicho de integridad de ductos.)
Entrar por el canal GyP como socio técnico-financiero (farm-in) y abastecer las 15 áreas nuevas de la Ronda 1/2026.
El núcleo (transporte por ducto) es oligopolio regulado integrado verticalmente: Oldelval ~65%+ del crudo, VMOS (futuro dominante en exportación), TGS en gas; capacidad ship-or-pay ya vendida. No direccionable. estim
Direccionable: los bordes — trucking puente en la ventana de saturación, tank farms de terceros, O&M e ingeniería de ductos, y el canal GyP (farm-in en las 15 áreas de la Ronda 2026). estim
El piso defendible (~USD 172 M de trucking) es ventana corta; la cuña perpetua se corre a O&M de ductos/tank farms y a socio técnico del carry GyP. tesis
derrame
Empleo de transporte y operación de terminales/tanques; el canal GyP abre la puerta a PyMEs como socias del Estado provincial. tesis
calculamos
Concentración Alta en el núcleo (ductos: oligopolio regulado integrado verticalmente, capacidad ship-or-pay ya vendida); baja en los satélites (trucking spot, tank farms, O&M).
El ducto cobra tarifa regulada, pero el ducto no es el cliente del servicio satélite. Cuatro puertas distintas, cada una con su comprador real:
Los productores sin capacidad firme suficiente en el ducto (YPF, Vista, PAE, Pampa, Pluspetrol) contratan flotas terceras; el segmento de transporte por camión está atomizado, sin actor dominante verificable — la identidad del contratante no figura en primaria.
Productores sin capacidad de almacenamiento propia; el incumbente cautivo de la terminal de exportación es Oiltanking Ebytem (Puerto Rosales, 780.000 m³). El pulmón intermedio de cabecera está menos cubierto — pero el storage fee es benchmark internacional, sin precio local publicado.
Oldelval, VMOS S.A. y TGS contratan el servicio; la obra de ampliación se adjudica a un EPC (Techint ganó Duplicar Norte, ~USD 400 M). Al EPC se le venden servicios de obra, no la concesión. La integridad/inspección y la medición fiscal son su propio nicho (ver el nicho de integridad de ductos): acá es O&M + ingeniería, sin doble-contar.
GyP entra con carry 10-20%; la Ronda 1/2026 abre 15 áreas (bono piso USD 500k, ofertas 19-ago-2026, oficial). El nuevo entrante co-invierte y/o abastece integralmente las áreas nuevas, que no tienen infraestructura propia — la estructura está verificada, pero el gasto a terceros es estimación.
No es 'qué lo rompe': es el tablero para entrar en el momento justo. El trucking puente y el tank farm de cabecera se activan justo cuando la cuenca produce más de lo que el ducto puede evacuar — y la misma señal avisa cuándo rotar del trucking corto al O&M perpetuo.
La producción de crudo crece mes a mes contra una capacidad de Oldelval (~540.000 bbl/d) que satura may-jun 2026; mientras VMOS no arranque (dic-2026/inicios 2027), cada barril por encima de la capacidad sale en camión a ~USD 15/bbl. La brecha producción-evacuación es el termómetro DIRECTO del nicho —distinto del 'pozos perforados/mes' de OCTG (que mide consumo de insumo al perforar) y del stock de pozos en producción de la generación eléctrica—: acá pesa el volumen de crudo que necesita salida. Y su cierre (VMOS + Duplicar Norte a régimen, 2027) es la señal de cuándo rotar del trucking corto al O&M de ductos y tank farms.
Secretaría de Energía — dataset oficial mensual de producción por pozo, agregable a cuenca Neuquina (vía la API CKAN del dataset oficial); el umbral de re-restricción y el cronograma de los tres ductos se siguen por evento ↗Para anticipar el cierre de la ventana: el cronograma de las tres salidas —VMOS arranca entre dic-2026 y comienzos de 2027 con 180k y escala a ~550k bbl/d, Oldelval Duplicar Norte suma 220k a fin-2026, TGS Perito Moreno del lado gas— marca cuándo la brecha se cierra y el trucking spot se contrae. Se relevan por anuncio (cadencia irregular), vía prensa sectorial (Shale24, Mejor Energía). prob ↗
VMOS (dic-2026) y Oldelval Duplicar Norte (fin-2026) sacan el crudo por ducto; el trucking puente spot se acorta antes de lo previsto. estim
Oldelval es de las operadoras; más integración deja menos servicio a terceros. tesis
El número de portada es el piso defendible: el único tramo del midstream con unidad y precio verificados en fuente. Se arma bottom-up desde tres variables. El resto del midstream (tank farms, O&M e ingeniería de ductos, carry de GyP) no es fórmula: son contratos y benchmarks.
Los otros tres tramos —tank farms, O&M e ingeniería de ductos, y servicios al carry de GyP— no son fórmula: son contratos y benchmarks sin dato local. Sumados llevan el techo exploratorio del midstream a ~USD 410-745 M/año, pero ese rango no es tamaño de mercado (60-65% son benchmarks sin precio local) — por eso la portada reporta el piso verificado, no el techo.
El número se apoya en unas pocas variables. Cambiá una de ellas y se recalcula solo; cada una lleva su sello de frescura — cuánto conviene revisarla. estim
Cada cifra se contrasta contra su fuente antes de publicarla. Acá mostramos qué la sostiene — y dónde termina el dato verificado y empieza nuestra estimación.
Reportamos como tamaño solo el piso que tiene unidad y precio verificados: el trucking puente de crudo, 31.450 barriles por día a USD 15 cada uno = ~USD 172 M, con la tarifa de ducto de Oldelval tomada de su resolución oficial. El techo exploratorio del midstream completo (USD 410-745 M) se apoya en referencias sin dato local, así que lo dejamos como contexto y no como cifra de mercado. El núcleo de ductos es un oligopolio regulado que ni contamos: la oportunidad está en los bordes.
11fuentes registradas8oficiales u organismos7de confiabilidad altaCada dato del sitio linkea a su fuente.
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