Qué van a comprar los proyectos de Río Negro

Llevó el shale al lado rionegrino de la cuenca en Confluencia: probar que la formación produce comercialmente ahí es una decisión de netback, porque cada pozo del borde está más cerca de la línea de rentabilidad que uno del centro neuquino.

El desarrollo rionegrino depende de por dónde sale el crudo, y esa salida es el corredor que termina en Punta Colorada. Su actividad se lee mirando la capacidad del corredor tanto como el precio del barril.

Cobra tarifa de charter a veinte años en modelo tolling: ese contrato largo es lo que vuelve financiables los buques, y es también lo que le da horizonte a la proveeduría de costa —la demanda de servicios no se apaga cuando termina la obra, dura lo que dura el charter.

Su calendario es el calendario del proyecto: Hilli en 2027 y MK II en 2028. Todo lo que la obra terrestre, el gasoducto y los amarres tienen que entregar se ordena contra esas dos fechas, y un proveedor puede leer su ventana ahí sin esperar ningún anuncio.

Es la mitad de la UTE que construyó VMOS y perdió la obra del gasoducto San Matías frente a la UTE Víctor Contreras-SICIM, con una oferta ~15 % más barata: el incumbente local dejó de ganar por defecto en el corredor. Para un proveedor eso significa que el comprador de cada obra puede cambiar de una licitación a la otra.

Su mercado son las fases de tendido y montaje, no las de operación: entra cuando empieza la obra pesada y sale antes de la puesta en marcha. Quien le vende a ella tiene esa misma ventana y no la del proyecto entero.

Ganó la obra del gasoducto San Matías a Techint-SACDE con una oferta ~15 % más barata: es la segunda derrota del incumbente en el corredor, después de los tubos. La competencia abierta bajó el precio de la obra y cambió quién firma las órdenes de compra aguas abajo.

Como EPC de pipelines entra en la fase de tendido y soldadura, entre mayo de 2026 y abril de 2028 en San Matías. Lo que compra en la zona —logística, campamento, ensayos, movimiento de suelos— se compra dentro de esa ventana.

Tomó el relevo del convencional rionegrino: un campo maduro es el primero que sale de la línea de rentabilidad cuando el margen se achica y el primero que vuelve cuando mejora. Su actividad es la lectura más sensible del netback de toda la cuenca.

Un activo convencional maduro no compra obra nueva: compra mantenimiento, workover, reparación de instalaciones y servicios de superficie. Es otro mercado que el del shale, con proveedores más chicos y de cercanía, y está abierto hoy.

Es el mayor constructor de ductos del país y en el corredor rionegrino perdió dos licitaciones seguidas: la del gasoducto San Matías y, del lado de los tubos, la de Welspun. La protección que topeaba el mercado dejó de operar, y el incumbente ahora gana o pierde por precio.

Construyó los 437 km de VMOS y ganó Duplicar Norte: su ventana es la de tendido y montaje. El proveedor que le vende entra en esa fase, no en la de operación del ducto que construyó.

Es la otra cara de la apertura: una constructora argentina de cuenca, con base en Añelo, que aliada a una EPC internacional le ganó la obra al incumbente. El hueco que abre la competencia no lo capturó sólo el importado — lo capturó también el local que se asoció bien.

Socia al 49 % de la UTE del gasoducto San Matías: su ventana es la obra de tendido, mayo de 2026 a abril de 2028, y es el escalón al que le vende la proveeduría chica de la cuenca.

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.

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.

Tiene contratada la obra submarina de Southern Energy, que es una fase con fecha propia: tiene que estar completa antes de la instalación del primer buque, prevista para 2027. Y lo que ella compra alrededor —transporte, alojamiento, maquinaria, catering, ensayos y servicios ambientales— se compra en San Antonio Oeste dentro de esa misma ventana, no antes ni después.

Es una contratista colombiana ganando obra marina en la costa rionegrina: el escalón donde un proveedor local entra no es contra ella sino debajo de ella, en lo que no se importa —logística, gente, ensayos, servicios de campamento.

Es el contratista lead del transporte, la instalación de los amarres soft yoke y el hook-up de las dos unidades: su ventana es ingeniería desde enero de 2026, primer amarre en 2027 y segundo en 2028. Fuera de esas fechas no compra nada, y adentro subcontrata —Jumbo Offshore es su subcontratista de izaje—, que es por donde entra un proveedor argentino.

Gerencia la construcción del gasoducto dedicado, así que su ventana es la de la obra: mayo de 2026 a abril de 2028. El gerenciamiento entra antes que el tendido y sale antes que la puesta en marcha, y es el escalón donde se deciden las contrataciones de los tramos.

La obra que gerencia existe para resolver el cuello de evacuación del gas neuquino: mientras no esté, lo que limita la producción no es el precio sino la cañería. Ese es el motivo por el que la obra tiene fecha y no se posterga.

Entra como subcontratista de izaje pesado y pilotaje en una sola fase, la instalación de los amarres: primer amarre en 2027 y segundo en 2028. Es el ejemplo de que dentro de un proyecto hay escalones de subcontratación, y que el proveedor chico le vende al contratista, no al titular.

Tiene los servicios marítimos de la terminal por diez años: remolque de metaneros, logística offshore y traslado de tripulaciones. Es demanda que empieza cuando la obra termina y dura una década, con proveedores de cercanía en el Golfo San Matías.

Un contrato de servicios a diez años es lo que permite comprar remolcadores y sostener dotación: sin ese horizonte no hay inversión de equipo, y con él aparece una proveeduría marítima rionegrina que hoy no existe.

Fabrica los dos sistemas de amarre soft yoke, así que su entrega cae en una fase precisa —ingeniería desde enero de 2026, instalación en 2027 y 2028— y no antes. Es equipo de importación: lo que queda para la proveeduría local no es fabricarlo sino todo lo que rodea a su montaje.

Son los primeros amarres de su tipo en aguas argentinas: cuando entren en servicio van a exigir inspección y mantenimiento especializado que hoy nadie presta en el país. Ese es un hueco de servicio que nace con el activo y dura veinte años.

Ganó los tubos del gasoducto San Matías a Tenaris con una oferta bastante más barata: es el caso testigo de la apertura importadora rompiendo el cuasi-monopolio siderúrgico local. El efecto para el proveedor satélite es doble — el paquete de obra baja de precio, y el que fabricaba acá tiene que competir o cambiar de mercado.

Su venta cae en la fase de tendido del ducto, entre mayo de 2026 y abril de 2028: el tubo se compra al principio de la obra. Lo que queda para la proveeduría local no es el tubo sino todo lo que lo rodea —transporte, acopio, revestimiento, ensayos y soldadura.

Convierte el metanero Fuji LNG en la segunda unidad flotante, y esa conversión tiene que estar antes de que el buque entre a fines de 2028: su ventana está fijada por el calendario del proyecto y se ejecuta en China, no en la costa argentina.

La segunda unidad existe porque hay gas que no tiene por dónde salir: la conversión del buque es la respuesta industrial al mismo cuello que motiva el gasoducto dedicado. Si la conexión terrestre se atrasa, el buque llega antes que el gas.