Neuquén revisa un tercio de los contratos de Vaca Muerta

Con la entrada en vigencia de la nueva ley de Hidrocarburos, la 27.007, en 2014 se desencadenó en la provincia de Neuquén una catarata de concesiones de áreas no convencionales que contemplan planes pilotos que se extienden en promedio por cinco años y que incluyen planes de inversión no sólo detallados, sino también de cumplimiento obligatorio.

A la fecha son 34 las concesiones no convencionales otorgadas y un tercio de ellas enfrentan, entre este año y el 2021, el vencimiento de sus fases pilotos.

Por primera vez, el gobierno de Neuquén afronta lo que denominan como la etapa “pospiloto” en Vaca Muerta, en la que mientras las empresas deben definir sus planes de desarrollo masivo de la producción, el gobierno provincial endurece las exigencias para evitar que queden áreas sin inversión durante años.

Es que las concesiones no convencionales tienen una extensión de 35 años, por lo que una vez finalizada la etapa de piloto, cuentan con otros 30 años de concesión por delante.

Para algunas operadoras la legislación abre una zona gris, en la que pueden quedar áreas que no reciban inversiones y que terminen funcionando como una suerte de ‘especulación inmobiliaria’ sobre esas tierras y su potencial productivo.

Anticipándose a esa posibilidad, el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro, resolvió poner mano firme y anticipó que “no vamos a permitir que haya áreas que no tengan inversión en el año”.

Para esto, desde Energía se le dio plazo hasta la semana entrante a todas las petroleras para que presenten los planes de inversión 2019-2020 de cada una de las áreas que tienen concesionadas.

“La ley nos habilita a exigir la presentación de los planes anuales de inversión y si alguna empresa presenta un área sin inversión para el año no se lo vamos a aprobar y esa desaprobación es una causal para avanzar en la reversión del área”, remarcó Monteiro en diálogo con “Río Negro Energía”.

De las 34 concesiones no convencionales que Neuquén ha otorgado, 13 se enfrentan al vencimiento de sus etapas pilotos y obligan a las operadoras a definir sus planes de desarrollo masivo.

De esas 13 áreas seis vencen en aproximadamente un año, entre las que se encuentran la mayoría de los bloques en los que ya se anunció el incremento de la actividad como son La Amarga Chica (YPF y Petronas); Bandurria Sur (YPF y Schlumberger), y Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste (Shell).

Pero hay otras áreas que están ingresando en la recta final sin anuncios aún de desarrollos masivos como son Bajada de Añelo (Shell e YPF), La Escalonada y Rincón de la Ceniza (Total y Shell), La Ribera I y II (YPF), Pampa de las Yeguas I (YPF y ExxonMobil), Lindero Atravesado (PAE e YPF), Bandurria Centro (PAE) y Bandurria Norte (Wintershall).

Política de mano dura

“Como provincia tenemos que mejorar la administración de nuestros recursos para que tengan un ritmo interesante de inversión y adecuado también a la realidad de la infraestructura”, detalló Monteiro.

Y agregó que “hay empresas que tienen muchos bloques, incluso bloques muy grandes, y que si bien invierten mucho en otros, y se lo agradecemos, hay más actores queriendo ingresar y hay áreas sin actividad. Entonces hay que buscar la forma de resolverlo sin violar derechos, sino acorde a lo que marca la ley”.

El posicionamiento que ha adoptado Energía es solicitar que haya inversiones en todas las áreas. “Las empresas muchas veces ven sus áreas como un todo, pero nosotros vemos área por área. En total, con convencionales y permisos, tenemos 100 áreas para controlar”, precisó. Y enfatizó que “si una empresa no va a invertir, lo que estamos planteando es que abran sus áreas a otras compañías interesadas”.

Gambetas y papas

Si bien las petroleras presentan al peticionar una concesión lo que sería su inversión total, hay casos en los que los pilotos no tuvieron los resultados esperados, algo que en la industria se conoce como obtener “papas”.

Es esos casos se está observando una serie de maniobras que realizan las operadoras para extender lo más posible sus fases pilotos. En algunos casos se han solicitado permisos para explorar otro horizonte productivo de Vaca Muerta por medio de un pozo, por lo que entre la perforación y el análisis se adiciona entre un año y un año y medio, dependiendo si se trata de petróleo o gas.

También se ha visto la división de los trabajos, dejando pozos sin completar, con lo cual el análisis de su producción también forzará una extensión. Con estas gambetas se gana tiempo para que se desarrolle infraestructura que permita bajar los costos y hacer rentable el desarrollo.

El culebrón del gas se mezcla en la definición del pase a desarrollo masivo

Mientras un tercio de las áreas concesionadas sobre Vaca Muerta se acercan a tener que definir su pase a la etapa de producción intensiva, las vicisitudes en torno al mercado del gas generan un ruido de fondo que afecta esa resolución final.

Los cambios en las reglas del juego de los subsidios a la producción no convencional – que esta semana tuvieron un nuevo episodio con el rechazo al reclamo de Tecpetrol- la caída del precio interno del fluido buscada por el gobierno y la falta de gasoductos para su transporte son una preocupación para las operadoras que se refleja en que la mayoría de los nuevos desarrollos masivos anunciados persiguen la búsqueda de petróleo y no de gas.

En este escenario es en el que más se evidencia la diferencia que hay entre las operadoras de capitales nacionales y las extranjeras, pues son éstas últimas las que han manifestado los mayores reparos ante el incierto escenario.

Días atrás el CEO de la principal petrolera alemana Wintershall, Mario Mehren, fue tajante al respecto y aseguró que “resoluciones que cambian cada tres meses no ayudan en el caso de inversiones que son a diez o veinte años”. Y reveló que recién hacia fines de año podrían estar definiendo si avanzan hacia el desarrollo masivo en conjunto en las áreas Bandurria Norte y Aguada Federal.

Fuentes de la industria sintetizaron lo que sucede: “no es lo mismo una empresa nacional que tiene en el país todas sus áreas, que las internacionales que pueden elegir colocar su inversión en cualquier lugar del mundo que les garantice una mejor rentabilidad”.

Esta situación no escapa a las autoridades del ministro de Energía de la provincia de Neuquén y, según anticipó su titular, Alejandro Monteiro, serán abordadas en la gira que junto al gobernador Omar Gutiérrez realizarán la semana que viene por Estados Unidos.

“Uno de los puntos que vamos a abordar en Houston es un encuentro con las operadoras para analizar las inversiones que tienen en carpeta y tratar de que las aceleren”, anticipó Monteiro.

Y detalló que “la mayoría de las empresas extranjeras están proyectando instalaciones para el tratamiento de grandes volúmenes de producción, por lo que somos optimistas”.

En la recorrida que se realizará por el país del norte está previsto que funcionarios de la petrolera estatal Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) mantengan contacto con operadoras que si bien no están aún presentes en Vaca Muerta, ya han anticipado su interés en poder acceder a áreas productivas o en asociarse a firmas argentinas que estén en actividad.

Uno de estos casos es el del ex directivo de la norteamericana Chevron, Ali Moshiri, quien fundó su propia petrolera, Amos Global Energy.