Qué van a comprar los proyectos de Neuquén

Es accionista de VMOS y de Southern Energy: puso capital en las dos salidas —crudo por el Atlántico y gas licuado por el Golfo— porque su producción crece a la velocidad de la evacuación y no a la del pozo. Su plan se lee mirando los ductos y la costa.

Para armar un negocio de GNL con socios internacionales hace falta que el retorno se pueda cobrar afuera: la libre disponibilidad de divisas es lo que convierte el proyecto en algo que una major está dispuesta a firmar. Sin eso, el gas de Vaca Muerta se queda en el mercado interno y el plan exportador no existe.

Es la mayor productora independiente de shale y accionista de VMOS: puso capital en la salida y no sólo en el pozo, que es la respuesta correcta cuando la restricción se mudó al transporte. Su producción crece a la velocidad a la que crece la evacuación.

Como independiente sin negocio de refinación, cobra el precio de exportación casi puro: su ritmo de perforación es de los que más rápido reacciona a un cambio de netback, para arriba y para abajo.

Escaló comprando los activos de ExxonMobil y proyecta más de 600 pozos en Bajo del Choique: el ritmo real de esa perforación lo fija el netback del pozo, no el monto anunciado, y con él se mueve la demanda de arena, agua y equipos.

El desarrollo lleva carry obligatorio del 10 % de Gas y Petróleo del Neuquén: hay un socio provincial adentro de la operación, y es la vía por la que la provincia captura renta y empuja contratación local sin pasar por el régimen federal.

Es la segunda productora de gas del país, y el gas no convencional no vale nada sin por dónde sacarlo: por eso Los Toldos II Este incluye planta de procesamiento, compresión y ductos propios de evacuación antes de perforar a escala.

Su desarrollo lleva carry obligatorio del 10 % de Gas y Petróleo del Neuquén: la provincia captura renta por una vía que el régimen federal no estabiliza, y queda con voz sobre compras y contratación local dentro de la operación.

Su apuesta está en el negocio exportador por las dos vías, crudo por VMOS y gas por Southern Energy: las dos son evacuación. Mientras la capacidad de sacar el producto sea la restricción, es ahí donde se concentra su gasto, y no en agregar pozos.

Como segunda productora de petróleo del país, su ritmo de perforación se mueve con el netback: cada mejora de precios relativos en el pozo corre el margen y adelanta actividad, con la demanda de arena, agua, equipos y logística detrás.

Es el caso testigo de la regla en el dataset: decuplicó su capex en Rincón de Aranda cuando se aseguró la salida del crudo. No fue el precio lo que movió la inversión, fue la evacuación — primero se resuelve por dónde sale, después se perfora.

Rincón de Aranda tiene tres etapas con fecha en el acto: CPF, ductos y 50 pozos hasta 2028; 70 pozos hasta 2031; 139 pozos hasta 2041. La primera compra obra civil y planta; las siguientes, perforación y logística repetida.

Su mercado es la etapa de fractura, y la cantidad de etapas la decide el netback del pozo: cuando el margen mejora se adelantan pozos y con ellos arena, agua, químicos y transporte; cuando empeora, el primer gasto que se posterga es el de fractura.

Aunque el precio acompañe, si la capacidad de evacuación está al tope la actividad de fractura se frena igual: el operador no perfora lo que no puede sacar. Por eso la demanda de servicios de pozo se lee mirando los ductos, no sólo el barril.

Es la mayor compañía de servicios petroleros del mundo y una de las dos dominantes en fractura en Vaca Muerta: su volumen de trabajo es el número de etapas, y ese número lo fija el netback del pozo, no el anuncio de inversión del operador.

Si la evacuación se llena, el operador deja de perforar aunque el precio acompañe, y la fractura es lo primero que se posterga. La demanda de servicios de pozo se lee mirando los ductos tanto como el barril.

Perdió los tubos del gasoducto San Matías frente a Welspun con una oferta 28 % por debajo de la suya: es el caso testigo de la apertura rompiendo un cuasi-monopolio siderúrgico. El que compra tubos hoy elige, y el proveedor local de servicios alrededor del tubo ya no depende de un solo comprador.

Su demanda de tubulares sigue el número de pozos, y ese número lo fija el netback: cada mejora de precios relativos en el pozo adelanta perforación y con ella el consumo de OCTG. Su doble rol —tubos y fractura— la deja expuesta al mismo ciclo por dos lados.