Cómo es el plan para que las petroleras reutilicen el agua contaminada de Vaca Muerta

La provincia de Neuquén abrió una discusión ambiental de alto impacto para Vaca Muerta al analizar la posibilidad de que el agua contaminada que emerge de los yacimientos deje de ser considerada un residuo después de recibir tratamiento.

El nuevo código ambiental de Neuquén busca reducir el consumo de agua y podría beneficiar a grupos petroleros como YPF, Vista, Tecpetrol, Pan American Energy, Pluspetrol, Pampa Energía, Chevron, TotalEnergies y las demás operadoras no convencionales.

Si la iniciativa avanza, todas estas empresas tendrían la posibilidad de reutilizar parte del líquido y reducir tanto las nuevas captaciones de los ríos como los costos de trasladarlo y enviarlo a pozos sumideros.

De todos modos, el alcance de la medida depende del tipo de perforación, el agua utilizada, el tratamiento aplicado y el cumplimiento de las futuras condiciones provinciales.

El planteo tomó impulso después de que el gobierno de Rolando Figueroa decidió encarecer el valor del agua destinada a la explotación no convencional y ordenó elaborar incentivos para su reutilización.

Con el nuevo canon, recuperar el líquido disponible dentro de los yacimientos puede resultar más conveniente para las operadoras que captar nuevos volúmenes de los ríos y transportarlos hasta la meseta.

En ese contexto, representantes de Produced Water Society propusieron, durante una presentación ante la Comisión de Medio Ambiente de la Legislatura neuquina, crear una categoría intermedia.

La organización sin fines de lucro dedicada a mejorar la gestión, el tratamiento, la reutilización y la disposición del agua producida en la industria energética, propuso que la alternativa alcance al agua tratada a la que se le hayan retirado hidrocarburos y metales hasta los niveles que determine la regulación, aunque conserve una salinidad que impida equipararla con el agua dulce.

De todos modos, la definición del régimen permanece en manos del gobierno provincial, que deberá establecer qué calidad debe alcanzar el líquido, qué destinos serán permitidos y quién responderá por su reutilización.

El agua, un recurso cada vez más caro

El debate cobró fuerza desde julio pasado, a partir de cuando las petroleras deben pagar por cada metro cúbico captado el equivalente al precio de 2,5 litros de gasoil grado 3 comercializado por YPF en Neuquén capital, mientras que a partir de enero de 2027, la referencia aumentará a tres litros.

El nuevo esquema fue establecido por la Disposición 260/2026 de la Subsecretaría de Recursos Hídricos y ratificado mediante el Decreto provincial 792/2026.

La administración de Figueroa justificó la medida en la emergencia hídrica vigente desde octubre de 2025 y en la presión creciente que soportan las fuentes superficiales y subterráneas.

También se sostuvo que el canon anterior había perdido incidencia dentro de la estructura de costos petroleros y que con su actualización se busca que las empresas encuentren un incentivo económico para recuperar el agua disponible en sus áreas y sustituir nuevas extracciones.

Por eso, la política provincial para reducir el consumo de agua en Vaca Muerta declaró prioritaria la recuperación, recirculación y reutilización del recurso.

También instruyó a la Subsecretaría de Recursos Hídricos a elaborar condiciones preferenciales para los proyectos que destinen parte del líquido a actividades industriales, agropecuarias, forestales, ambientales o sociales.

El decreto, sin embargo, no autorizó esos destinos ni definió sus parámetros técnicos, condiciones que deberán incorporarse al régimen específico encargado por el Poder Ejecutivo.

Lo que sí queda claro es que la escala del consumo explica la importancia de la decisión al tenerse en cuenta que cada pozo recibe numerosas etapas de estimulación a lo largo de su rama horizontal y requiere decenas de miles de metros cúbicos de agua, aunque la cantidad cambia según su extensión, el número de etapas y el diseño utilizado por cada operadora.

Durante su exposición ante la Legislatura neuquina, Juan Ignacio Pepe, integrante del comité técnico de Produced Water Society, indicó que un equipo de fractura puede usar cerca de 19.000 metros cúbicos de agua por día mientras se encuentra operativo.

Los representantes de la organización agregaron que alrededor del 30% del volumen inyectado retorna durante las semanas posteriores, aunque aclararon que la proporción varía entre los pozos y no incluye necesariamente toda el agua de producción que puede continuar emergiendo durante la vida útil del yacimiento.

En el mismo sentido, un trabajo de la especialista Adriana Mariel Giuliani sobre “El rol del Estado en la explotación de Vaca Muerta”, recoge estimaciones sectoriales de entre 45.000 y 60.000 metros cúbicos para completar un pozo no convencional, equivalentes a entre 45 millones y 60 millones de litros.

Qué vuelve de los yacimientos, según los expertos

Los expertos también aseguran que la explotación no convencional requiere inyectar agua, arena y aditivos químicos a alta presión para abrir la roca y permitir la salida del petróleo y el gas y aseguran que parte de ese líquido regresa a la superficie durante las semanas posteriores a la operación y es conocido como agua de retorno.
A ese volumen se suma el agua de producción, presente naturalmente en las formaciones geológicas y extraída junto con los hidrocarburos.

Señalan que, aunque ambas corrientes pueden mezclarse, no tienen necesariamente el mismo origen ni la misma composición.

El agua que retorna después de la operación puede conservar restos de los productos utilizados en los pozos, mientras que la procedente del subsuelo suele presentar concentraciones elevadas de sales y también puede arrastrar hidrocarburos, metales y otros componentes.

La composición cambia según el área, la geología, los productos empleados, el tiempo transcurrido desde la perforación y la etapa productiva y por eso es que no existe una calidad única para todos los líquidos generados en Vaca Muerta.

Como esas diferencias condicionan su destino, el tratamiento necesario para volver a utilizar el agua en otra operación petrolera no es necesariamente suficiente para aplicarla sobre suelos, cultivos o proyectos forestales.
La frontera entre residuo y recurso

De hecho, Produced Water Society llevó esa diferencia al encuentro con los diputados provinciales al punto que su presidente internacional, Steve Coffee; el titular de la representación argentina, Guillermo Aversano, y Pepe sostuvieron que el agua generada por la actividad puede tratarse y aprovecharse nuevamente.

Pepe propuso analizar una categoría intermedia entre el agua que alcanza una calidad equivalente a la de río y aquella que continúa sometida al régimen de residuos.

Según explicó, los tratamientos disponibles pueden retirar hidrocarburos y metales pesados aunque el líquido mantenga niveles elevados de salinidad.

Agregó que esa condición impediría considerarlo agua dulce, pero no necesariamente descartaría su empleo en determinados procesos industriales.
La propuesta permitiría ampliar la reutilización dentro de los yacimientos y reducir el volumen destinado a pozos sumideros.

El ahorro detrás del tratamiento del agua

La organización también mencionó que una planta grande de tratamiento de crudo, podría aportar unos 4.500 metros cúbicos diarios para reutilización y que ese volumen permitiría sustituir cerca del 30% del agua captada para la operación utilizada como referencia por los especialistas.

Produced Water Society estimó que, con el nuevo canon, tratar y reutilizar el agua podría representar alrededor de la mitad del costo de captar un volumen nuevo, aunque se aclaró que el resultado depende de la composición, el proceso requerido, la cantidad recuperada y la distancia entre las instalaciones.

Las compañías también podrían reducir los gastos de bombeo desde los ríos, el transporte mediante camiones o ductos flexibles y la disposición en formaciones subterráneas.

Pero para que exista una reducción ambiental comprobable, en la presentación se aclaró que el agua reutilizada deberá reemplazar efectivamente volúmenes que, de otro modo, serían extraídos de fuentes públicas.

Además, como los procesos de tratamiento separan sales, lodos y otras corrientes concentradas que continúan requiriendo una disposición controlada, el futuro régimen deberá incluir esos residuos dentro de su sistema de seguimiento.

Qué controles que todavía faltan en Neuquén

La normativa neuquina considera residuos especiales a las sustancias procedentes de la actividad hidrocarburífera.

Las normas obligan a las empresas generadoras a declarar su composición y someter su transporte, tratamiento y disposición final a autorización y fiscalización.

Por eso, para que el agua pueda abandonar esa categoría, la provincia tendrá que establecer límites de salinidad, hidrocarburos, metales y otros componentes según el uso autorizado y también deberá indicar quién tomará las muestras, qué laboratorios realizarán los análisis, con qué periodicidad se repetirán y si los resultados estarán disponibles para el control público.

Del mismo modo, se reclama analizar la trazabilidad del proceso, ya que para las organizaciones sociales, representa otro punto pendiente.

Si el agua tratada es transferida a una compañía diferente o sale del yacimiento, el sistema deberá identificar su origen, la tecnología aplicada, su composición y el receptor final.

Otro punto a debatir y resolver es la responsabilidad que conservarán las petroleras después de entregar el líquido.

En ese sentido, el decreto ordena elaborar incentivos y controles, pero no establece cómo se distribuirán las obligaciones cuando el agua cambie de operador o de actividad.

Al respecto, una investigación sobre los riesgos ambientales de Vaca Muerta difundida por el Instituto Geográfico Nacional identificó 64 pozos a menos de un kilómetro del río Neuquén, 25 próximos al río Negro y 13 pozos no convencionales ubicados a menos de un kilómetro de canales de drenaje.

El trabajo fue realizado por especialistas vinculados con la Universidad Nacional del Comahue y el Stockholm Environment Institute y sus autores cuestionaron la falta de información pública clara y accesible sobre el manejo de los residuos líquidos y sólidos.

En relevamientos efectuados en la zona agrícola de Allen detectaron hidrocarburos en suelos, aunque por debajo de los valores guía establecidos por la normativa rionegrina, y también encontraron cromo total y plomo en aguas subterráneas.

El estudio también registró el reemplazo de suelos agrícolas por plataformas petroleras y la ausencia de zonas de amortiguamiento en algunos sectores.
Como conclusión, recomendó regulaciones más estrictas, monitoreo continuo, acceso público a la información y participación de las comunidades.

A esas advertencias se suman los antecedentes cuestionados por organizaciones ambientalistas comoGreenpeace, que denunció deficiencias en instalaciones destinadas a recibir desechos de Vaca Muerta y utilizó el caso de la causa judicial contra Comarsa para exponer los daños

En 2018, la organización sostuvo que esa planta había almacenado residuos peligrosos sin condiciones adecuadas de impermeabilización y drenaje.

Un año después afirmó que, de unos 300.000 metros cúbicos recibidos durante cinco años, solo se habían procesado 30.000, de acuerdo con los registros citados por la entidad.

Estas denuncias funcionan como antecedentes por mayores controles sobre el almacenamiento, tratamiento y disposición de los residuos petroleros.
Una definición todavía pendiente

La Comisión de Medio Ambiente de la Legislatura respaldó por unanimidad la declaración de interés para una conferencia de Produced Water Society prevista para el 15 y 16 de octubre próximos en la ciudad de Neuquén.

En ese evento, se pondrá como ejemplo el caso de Permian, la cuenca petrolera y gasífera más grande y productiva de Estados Unidos, ubicada entre el oeste de Texas y el sureste de Nuevo México, donde parte del agua generada por los yacimientos se reutiliza dentro de la industria.

De todos modos, se aclara que la aplicación de esa experiencia en Vaca Muerta dependerá de la composición local de los líquidos, la emergencia hídrica, las características de los suelos y la proximidad entre la actividad petrolera y las áreas productivas.