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 socia de Techint en 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 construye 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.