“La presión económica termina siempre acelerando los proyectos”, resumió Hipólito Salvatori, secretario de Ambiente de Neuquén, durante una entrevista en «El Fondo del Pozo», al referirse a la fuerte suba del canon del agua para el uso industrial en Vaca Muerta. Según confirmó el funcionario, la totalidad de las petroleras presentaron proyectos para generar desarrollos productivos y en diciembre se pondrán en marcha las primeras pruebas piloto.
“Se tuvo que tomar la determinación desde el Gobierno provincial de decir: aumentamos el canon. ¿Y qué pasó? Vinieron todos con proyectos”, detalló Salvatori, quien afirmó que hasta el momento “las empresas no tenían ningún incentivo económico para reutilizar el agua que toman de los ríos”.
En junio pasado, Neuquén sancionó el Decreto 792/26, con el cual triplicó el valor del metro cúbico de agua para la explotación no convencional y estableció un nuevo esquema para que las operadoras impulsen “desarrollos productivos sustentables”. El objetivo principal de la norma no solo es cuidar el recurso, sino también promover “prácticas de reúso, recirculación y aprovechamiento de agua en aquellas actividades que presentan elevados niveles de consumo y cuentan con capacidad técnica para su implementación”.
Los cambios introducidos por la gestión neuquina buscaron también enviar una señal económica agresiva para que las petroleras eviten la inyección de flowback (agua de retorno de fractura) en pozos sumideros y comiencen a financiar tecnologías de reúso.
Un canon atado al gasoil
Hasta ahora, el valor del agua cruda se actualizaba periódicamente por decisión administrativa de la provincia. Salvatori explicó que la reforma buscó transparentar y despolitizar el cálculo: “Para que deje de estar atado a la decisión de un funcionario de turno, se decidió vincularlo a un commodity de la industria. Así es una actualización mucho más sencilla y no se tiene que pasar por una polinómica que dependía de la cuenca, los volúmenes y un montón de parámetros”.
El canon quedó atado al precio del gasoil Premium de YPF: 2,5 litros por metro cúbico actualmente y 3 litros desde el 1° de enero, lo que equivale hoy a unos $ 8.500 por metro cúbico. La suba implica un costo de agua para fractura cercano a los US$ 320.000 por pozo, cifra que a partir de enero se elevaría a unos US$ 400.000.
“Si a mí me sale más barato tomar el agua cruda del río y tiene muchas más bondades que tratar el agua que ya tengo, obviamente voy a tomar el agua cruda. No había ningún tipo de incentivo”, argumentó Salvatori.
La polinómica de las rutas, ahora para repartir hectáreas
Según detalló el secretario de Ambiente en El Fondo del Pozo, las petroleras deben presentar dos iniciativas paralelas: un desarrollo productivo sustentable y un piloto de reúso de agua.
La cantidad de hectáreas que le corresponde desarrollar a cada empresa se definió mediante una fórmula polinómica, la misma que se utilizó para el acuerdo de pavimentación de rutas en la provincia. “Es una fórmula consensuada con las empresas que ya dio resultado en las rutas. Se está utilizando la misma polinómica y de ahí surge el prorrateo para ver cuántas hectáreas tiene que desarrollar cada una”, aclaró.
De esta manera, las operadoras que deberán irrigar mayor superficie serán YPF, Vista, PAE y Shell, siguiendo el orden de su nivel de actividad en la Cuenca Neuquina. “Son las más grandes. Están presentando proyectos sumamente interesantes que agregan valor en la provincia”, remarcó.
Cultivos, hidroponia y tecnología de riego
Según dijo Salvatori, los proyectos productivos aprovecharán la infraestructura hídrica que hoy abastece a las operaciones de fractura, una red que “irá quedando ociosa a medida que los desarrollos se desplacen hacia nuevas áreas en los próximos 5, 7 o 10 años”. Entre las iniciativas presentadas por las compañías se destacan plantaciones de alfalfa, pistachos y vides, así como desarrollos agrícolas bajo hidroponia y atmósfera modificada. En todos los casos, el riego será estrictamente tecnificado mediante sistemas de aspersión, pivot o goteo.
Los pilotos comenzarán su ejecución efectiva en diciembre, con la meta de tener desarrollada para octubre de 2027 la totalidad de las hectáreas exigidas por Neuquén.
Como contrapartida, Salvatori explicó que a las empresas que cumplan no se les aplicará el aumento del canon previsto para enero (que llevaría el metro cúbico al equivalente a 3 litros de gasoil Premium), sino que mantendrán congelado el valor de la última actualización hasta que se concreten los proyectos en octubre del próximo año.
Flowback y la experiencia del Permian
En paralelo, Neuquén busca reducir drásticamente el uso de pozos sumideros. Salvatori confirmó que varias petroleras ya presentaron proyectos para reutilizar agua de flowback, mientras que otras avanzan en el tratamiento del agua de producción. La meta inicial de la provincia es que la industria alcance un mínimo del 10% de reúso del flowback, para luego ir escalando los porcentajes requeridos.
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Sobre este punto, Guillermo Aversano, gerente de la Produced Water Society (PWS) Argentina, relató cuál fue la experiencia en la cuenca del Permian, la principal formación no convencional de Estados Unidos, donde ya se superó el 60% de reúso para fractura. «Empresas como Exxon fijaron una meta de entre 90% y 95% para 2030”, afirmó.
Respecto a la ecuación de costos, Aversano precisó que el circuito completo en EE.UU. (captar, trasladar, almacenar e inyectar en pozos sumideros) ronda los US$ 2,5 por barril de agua. “Con el reúso, una vez que el agua está en superficie, el costo baja entre un 40% y un 50%”, aseguró.
Asimismo, el ejecutivo de PWS marcó una diferencia respecto del modelo neuquino: en el Permian se aplicó un canon directo a la inyección en sumideros y no a la captación de agua dulce, lo que funcionó como el principal motor para masificar el tratamiento y el reúso industria.
, Laura Hevia
