Fuerte golpe a los campos maduros: el costo del agua para las petroleras en Río Negro salta hasta un 300%

El uso del agua en la industria petrolera de Río Negro acaba de sufrir una reconfiguración tarifaria que enciende las alertas en las gerencias operativas. A través de un paquete normativo reciente, la provincia endureció drásticamente los costos por el uso industrial del recurso hídrico, lo cual implica un golpe que impactará de lleno en la rentabilidad de las operadoras independientes y los campos maduros.

La medida se apoya en el argumento ambiental histórico: al destinarse mayoritariamente a plantas de tratamiento y recuperación secundaria, el uso petrolero del agua se considera consuntivo, degradante y no renovable. Bajo esta premisa, el Departamento Provincial de Aguas (DPA) dictó la Resolución N° 157, mientras que el Decreto N° 152/26 actualizó el cuadro tarifario de la estatal Aguas Rionegrinas (ARSA).

Los números del aumento: 70% en canteras y 294% en red

El nuevo esquema consolida la indexación del agua al precio del combustible, pero con multiplicadores mucho más agresivos que los vigentes desde 2014. El impacto económico se divide en dos grandes frentes operativos:

• Extracción propia (Agua Cruda): Para las petroleras que captan agua de ríos o acuíferos, la fórmula del DPA ajustó el Costo Básico. Antes, equivalía al valor de 1 litro de gasoil; ahora, equivale a 1,70 litros del Gasoil Grado 3 (surtidor ACA Viedma). Esto representa un incremento automático y lineal del 70% en el canon base, el cual, al estar atado al surtidor, seguirá escalando al ritmo de los aumentos de los combustibles.

• Agua a granel (Provisión ARSA): El escenario es aún más crítico para quienes dependen de camiones aguadores. El nuevo decreto establece que a la tarifa base de $1.139,29/m³ se le debe sumar un “recargo petrolero” de $3.352,61. El valor final trepa a casi $4.500 por metro cúbico, lo que se traduce en un sobrecosto del 294% en comparación con lo que paga cualquier otra industria.

Presión crítica sobre el lifting cost

Mientras que los desarrollos de shale logran licuar estos incrementos gracias a la hiperproductividad inicial de la roca no convencional, la realidad de la cuenca rionegrina es distinta. En los yacimientos convencionales con décadas de historia, sostener la producción depende de la recuperación secundaria.

En estos bloques marginales, donde el “corte de agua” suele superar cómodamente el 90%, inyectar inmensas cantidades de fluido es la única forma de barrer los últimos barriles de crudo hacia la superficie. Aunque se reutiliza el agua de formación, la necesidad constante de volúmenes de make-up (agua fresca de reposición) ahora tributará a precios premium.

Para las compañías que operan estos campos maduros, cada centavo cuenta. Un salto tarifario de esta magnitud impacta directamente en el costo de extracción (lifting cost). Si el costo de acondicionar e inyectar el agua supera el margen de ganancia de los pocos barriles que aporta el pozo, el límite económico del yacimiento se adelanta peligrosamente, forzando a la industria a recalcular inversiones y arriesgando el cierre prematuro de pozos marginales.