Neuquén despega

Son 1.152 pozos, el mayor conteo comprometido del país, sobre un plateau declarado de 240.000 barriles diarios en 2032. A esa densidad de pads el riesgo principal deja de ser perforar y pasa a ser la interferencia: un pozo hijo mal espaciado o mal secuenciado despresuriza al padre y se lleva producción que ya estaba pagada. Es diagnóstico continuo —monitoreo microsísmico, trazadores, historia de presiones, reingeniería del espaciamiento— y en la cuenca lo resuelven los equipos técnicos de las multinacionales de servicio, no una oferta independiente que el operador pueda contratar por separado.

El consumo de agua dulce de la cuenca pasó de unos 5 millones de litros por mes en octubre de 2020 a unos 100 millones en octubre de 2023, y una sola fractura puede pedir hasta 30 millones de litros. Multiplicado por 1.152 pozos, el problema deja de ser de camiones y pasa a ser de infraestructura fija: captación, acueducto, bombeo y piletas de regulación dimensionadas para un desarrollo que dura una década. El nicho de agua y residuos mide el tratamiento y el reúso del flowback; el transporte troncal del agua dulce hasta la locación no tiene quien lo cuantifique ni oferente local a esa escala.

El modelo real de captura de renta de Neuquén, leído en los decretos de concesión, no es sólo la alícuota: es regalía del 12% más bono de compensación, más bono de infraestructura, más participación de la estatal GyP, más pólizas de caución. Sobre un compromiso de USD 25.000 M cada una de esas garantías es un instrumento a estructurar, renovar y ajustar durante toda la vida del proyecto. Es un servicio financiero-asegurador que exige conocimiento regulatorio específico de la provincia, y hoy lo emiten aseguradoras de Buenos Aires sin contraparte técnica local.

La estatal Gas y Petróleo del Neuquén entra como socio minoritario sin desembolso operativo equivalente, lo que significa que su resultado depende enteramente de los costos que declara el operador. Un socio carried que no audita firma lo que le presentan. Con GyP sosteniendo participación en catorce concesiones no convencionales, la auditoría técnica de costos, cost-recovery y programas de inversión por cuenta del socio minoritario es un servicio recurrente y con un conflicto de interés incorporado: no lo puede prestar quien ya trabaja para el operador. Ningún nicho del mapa lo cubre.

El proyecto declara un pico de 100.000 barriles diarios pero también de 12 millones de metros cúbicos por día de gas, y ese gas asociado no es un subproducto que se pueda diferir: si no hay dónde separarlo y acondicionarlo, la restricción termina cayendo sobre el petróleo, que es lo que paga. La provincia ya tiene medido el nicho de tratamiento y compresión, pero este proyecto todavía no figura entre los que lo alimentan y el volumen comprometido es de los mayores de la cartera. La ventana es la construcción, no la operación.

La concesión corre a 35 años sobre unos 380 pozos. Eso instala una obligación que casi nadie está costeando hoy: el taponamiento y la restauración de cada locación al final de su vida útil, que en una concesión larga se provisiona desde el principio o aparece como pasivo escondido. La diferencia con el nicho de cementación y abandono, que mide la ejecución de la obra, es que acá lo que falta es lo previo: cuantificar el pasivo, auditarlo periódicamente y estructurar su garantía. Es servicio profesional recurrente durante tres décadas y no tiene oferente local.

Tecpetrol opera con el 90% y la estatal GyP acompaña con el 10% sin desembolso operativo equivalente. Igual que en el resto de las concesiones no convencionales, el resultado del socio minoritario queda definido por los costos que declara el operador, de modo que la auditoría independiente de esos costos y de los programas de inversión es un servicio con demanda estructural y con un conflicto de interés que lo separa del mercado habitual: no lo puede prestar quien ya le factura al operador.

La resolución que lo aprueba no aprueba y suelta: obliga a acreditar, durante el primer y segundo año, una inversión en activos computables igual o superior al 20%, y a llegar a un piso de USD 2.000 M antes del 1 de julio de 2031, todo bajo fiscalización de la Secretaría de Energía. Sobre un proyecto de USD 4.521 M repartido en tres etapas hasta 2041, cada acreditación es un trabajo técnico-contable recurrente —cómputo y valuación de activos, respaldo documental, defensa ante el fiscalizador— con fecha de vencimiento escrita en la norma. No es el mismo servicio que la gestoría de registro del proveedor: esto es del lado del titular del RIGI, y hoy lo resuelven estudios de Buenos Aires.

Los 259 pozos comprometidos no llegan de golpe: son 50 hasta 2028, 70 más hasta 2031 y 139 hasta 2041. Cada uno arrastra su locación, su camino de acceso y sus ductos de captación, y cada uno se negocia con superficiarios y comunidades del área. Es trabajo de campo continuo durante diecisiete años —relevamiento, mensura, acuerdo, indemnización, inscripción—, con la particularidad de que el tercio final concentra el 54% de los pozos: el que se posiciona ahora atiende una demanda que se triplica. Ningún nicho del mapa lo cuantifica y no hay oferente local dimensionado; lo absorben escribanías y estudios generalistas.

En la cuenca, más del 95% del flowback termina en pozos sumidero en vez de reciclarse, y las cinco plantas de Añelo que concentran el tratamiento recibieron 1.022.290 m³ en 2023 —un 35,2% más que el año anterior— trabajando al límite. Un desarrollo de 259 pozos nuevos vuelca caudal sobre un sistema que ya está saturado. El nicho de agua y residuos mide el TRATAMIENTO y el reúso; la otra mitad del problema no tiene dueño: perforar, habilitar y operar la capacidad de disposición que ese caudal va a necesitar, con el permiso ambiental como cuello de botella real.

La categoría PEELP compromete al proyecto con la exportación de largo plazo, y el alcance aprobado incluye expresamente el tratamiento, almacenamiento y transporte del petróleo. Todo volumen que cruza a exportación pasa por medición fiscal y transferencia de custodia: patrones certificados, calibración trazable y auditoría de un tercero independiente, porque el número define lo que se cobra y lo que se tributa. Catamarca ya tiene el nicho medido para el litio; en Neuquén, con este proyecto entregando a la traza de exportación, la calibración todavía se resuelve con laboratorios de fuera de la provincia.

El proyecto no entra en operación hasta 2029 o 2030, pero el gas rico que va a alimentarlo ya se está produciendo: hoy la cadena exporta como gas un valor que aguas abajo vale mucho más. Esa brecha temporal es el hueco, y está identificado en nuestro propio análisis de midstream: fraccionamiento, almacenamiento de propano y butano y logística de GLP en la ventana intermedia. Quien monte capacidad ahora la usa durante los años en que la fraccionadora todavía no existe, y después queda posicionado como capacidad de respaldo cuando arranque.

Fraccionar 2,7 millones de toneladas anuales de líquidos exige tankaje presurizado y criogénico: esferas, tanques y recipientes a presión con código de fabricación, soldadura calificada y ensayos no destructivos certificados. Es el escalón más alto de la metalmecánica y es exactamente donde la oferta local no llega: la provincia mide que sólo el 27% de la contratación va a empresas neuquinas certificadas contra el 60% que exige la norma, y el escalón de recipientes a presión es de los primeros que se importa. La ventana es la decisión de compra del proyecto, no su operación.

El poliducto que saca los líquidos hacia Bahía Blanca cruza cientos de kilómetros y más de una jurisdicción, y cada tramo es un acuerdo distinto: servidumbre de paso, cruce de rutas, vías y cursos de agua, permisos por provincia y compensación al superficiario. Es trabajo de gestión pura, anterior a la primera soldadura, que condiciona el cronograma entero y que nadie cuantifica en el mapa de nichos. La ventana se abre con la decisión final de inversión y se cierra antes de la construcción.