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Las inversiones que buscan apuntalar el convencional

El grueso de la inversiones en la cuenca neuquina las concentra Vaca Muerta. Neuquén y Río Negro ya recibieron ofertas para reactivar pozos maduros. El detalle de los planes de ambas provincias.

La producción convencional de la cuenca neuquina arrastra un declino sin pausa desde 1998 en petróleo y desde 2004 en gas. En busca de movilizar la actividad en yacimientos maduros, las provincias de Neuquén y Río Negro pusieron en marcha este año planes para - a través de beneficios fiscales- generar inversiones en pozos de baja productividad o paralizados.

En el caso de Neuquén, el Programa de Reactivación Hidrocarburífera, establece como incentivo un crédito fiscal de hasta el 50% de la inversión realizada que puede utilizarse como pago a cuenta del impuesto a los Ingresos Brutos.

Ya hay cuatro petroleras que presentaron sus proyectos con una inversión global de 6,3 millones de dólares para incrementar la producción en 28 pozos en campos maduros y de baja productividad.

Se trata de las áreas Los Bastos, operada por la empresa Tecpetrol; Coirón Amargo Norte, operada por Vista Oil & Gas Argentina; Centenario Centro, operada por la empresa Pluspetrol y las áreas Cerro Bandera, Anticlinal Campamento y Al Sur de la Dorsal, operadas por Oilstone Energía.

En total, se realizarán 31 intervenciones de pozos convencionales (23 petrolíferos, 5 gasíferos y 3 inyectores), el abandono definitivo de 6 pozos y la electrificación del área Coirón Amargo Norte.

En términos de producción, los seis proyectos presentan un incremental en la producción proveniente de reservorios convencionales, de un estimado total de 694 mil barriles de petróleo y 500 mil barriles equivalentes de petróleo (BOE) de gas. La inversión comprometida, de 6.349.660 dólares, tendrá un costo fiscal de más de 2,8 millones de dólares. Ese nivel de actividad involucrará aproximadamente a más de 300 empleos directos e indirectos.

“Dado el grado de adhesión y las propuestas recibidas, se plantea la posibilidad de nuevas versiones para el futuro”, indicaron a +e Fabricio Gulino, director provincial de Exploración, Explotación y Transporte de Hídrocarburos, y Mauricio Ferraris, director provincial de Economía de la Energía.

“Algunas compañías manifestaron su intención de participar pero se vieron limitadas por procedimientos internos y tiempos de aprobación”, agregaron los funcionarios de la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos.

Como es costumbre desde 2012, el grueso de la actividad en el usptream de Neuquén se concentra en Vaca Muerta. En 2021, el gobierno prevé que las inversiones capitalizables ascenderán a los 3.790 millones de dólares en toda la provincia. De los cuales, sólo el 4% del total, unos 157 millones de dólares, corresponderían a proyectos convencionales.

“Sin embargo, debe considerarse que el nivel de desarrollo de dichas áreas, y su consecuente forma de trabajo, lleva a que gran parte de los esfuerzos no sean clasificados como inversiones capitalizables, sino como gastos. Tal es el caso de ciertas intervenciones en pozos productores”, explicaron Ferraris y Gulino.

Mientras Vaca Muerta empuja la producción de petróleo de Neuquén a los niveles más altos en 17 años y revierte el declino del gas, la convencional no para de caer. Si se toma en cuenta el periodo 2017-2019, se puede observar un promedio de caída del convencional del 11 al 15% para petróleo y del 8 al 10%.

Río Negro

El petróleo convencional tiene su particular anclaje en Río Negro, que avanzó en una serie de acuerdos en el marco de los incentivos que impulsó la provincia en los complicados días del 2020. En ese tiempo, cuando la salida de la pandemia por coronavirus parecía lejana, el Ejecutivo avanzó en legislaciones que tentaban a las empresas.

Fuentes de la Secretaría de Hidrocarburos rionegrina consultadas por +e detallaron algunos de los compromisos que avanzaron. El más importante es el de Petróleos Sudamericanos. La empresa que recientemente anunció un cambio de mando a un grupo de inversores argentinos apunta a la zona de Barranca Los Loros, con 22 pozos. Allí desembolsará 1.900.000 dólares.

Petróleos Sudamericanos.jpg

En el área Medanito, le suma ocho pozos más donde se le sumará aproximadamente 1.080.000 dólares. En la zona norte de la misma superficie, que es extensa, se le añaden siete pozos más con una inversión estimada de 1.034.000 dólares.

Además de este acuerdo, que se presentará en los próximos días, avanza la negociación con Capex e YPF. Para la empresa que trabaja en el área Loma Negra, se están garantizando la explotación de cinco pozos (workover y pulling) por un monto de inversión 3.150.000 dólares.

La firma de bandera, en cambio, tiene una propuesta para Señal Picada-Punta Barda de cuatro pozos. 1.153.000 dólares es la inversión calculada. Las dos firmas estiman iniciar trabajos el año que entra.

El plan rionegrino ofrece beneficios sobre la producción incremental como la reducción de la alícuota de regalías, del cánon de explotación, exención de hasta el 100% de los Ingresos Brutos y del impuesto a los sellos en los contratos.

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