Vaca Muerta

El detalle del nuevo decreto que busca acelerar las inversiones en Vaca Muerta

El gobernador Gutiérrez ratificará por decreto una resolución que comenzó a aplicarse en las últimas concesiones no convencionales. Según los planes oficiales, se busca acelerar el desarrollo de los bloques en Vaca Muerta y combatir la especulación inmobiliaria.

El gobernador Omar Gutiérrez ratificará por decreto una resolución que comenzó a aplicarse en las últimas concesiones no convencionales otorgadas y que -según los planes oficiales- apunta a acelerar el desarrollo de los bloques en Vaca Muerta y combatir la especulación sobre el negocio del shale.

Se trata de la Resolución 53/2020 y su modificatoria 142/2021, que causó resistencia entre las petroleras porque establece el pago de un nuevo Bono de Extensión de Área.

"Sobre mediados de 2019 ya se empezaban a notar avances fuertes en el desarrollo de Vaca Muerta en distintos bloques, entonces vimos que habíamos entregado más de 30 concesiones no convencionales, y había pocas que avanzaban en el desarrollo”, explicó a +e el ministro de Energía de Neuquén, Alejandro Monteiro.

Señaló que la nueva normativa, que se comenzó a aplicar el año pasado, está relacionada con el “aprendizaje del Estado como dueño y administrador del recurso” y el inicio de una nueva etapa en la explotación de Vaca Muerta.

“Muchas veces las compañías tienen varias concesiones en distintas ventanas de Vaca Muerta, y van eligiendo -según un criterio económico y financiero- poner foco en algunas y el resto se demora”, dijo Monteiro.

“Entonces nos autoimpusimos condiciones para el otorgamiento de concesiones. La Ley de Hidrocarburos dice que la superficie de las concesiones tiene que reflejar la trampa productiva. Eso está escrito pensando en el convencional, donde hay un hidrocarburo entrampado, pero en el caso del no convencional eso no existe, sino que hay una formación. De alguna manera tomamos el piloto como el equivalente a la trampa (geológica)”, detalló.

El ministro de Energía explicó que la forma de conocer el volumen de recursos económicamente viables de producir en una superficie en Vaca Muerta es través de la perforación de un plan piloto. Generalmente se lleva a cabo sobre una parte del área, en un período máximo de cinco años, y posibilita a las petroleras demostrar la comercializad del yacimiento.

Ahora, con la nueva reglamentación, cuando una compañía solicita una concesión no convencional a 35 años se abren dos posibilidades:

  • Proponer más actividad con un criterio geográfico para desriskear toda la superficie del área, de acuerdo a parámetros técnicos que se establecieron en la norma, y recibir la concesión del 100% de la superficie;
  • O proponer un proyecto piloto más conservador pero pagar un Bono de Extensión del Área a la Provincia, que se calcula de manera similar al bono de reserva que incluye la Ley de Hidrocarburos para las prórrogas de concesiones y la conversión de concesiones convencionales a no convencionales. Se trata del equivalente a un 2% de los recursos esperados del bloque, porcentaje que pude ser menor de acuerdo al acceso a infraestructura de transporte, o grado de desarrollo de áreas vecinas, entre otros criterios.

“Por más de que las empresas en aquel momento se quejaron bastante, la fortaleza que tiene la norma, es que el bono no es obligatorio, es optativo en la medida que no tengan mucha actividad”, indicó Monteiro.

Alejandro Monteiro 002.jpg

La resolución ya se aplicó en las concesiones de Los Toldos II Este, de ExxonMobil; Aguada de Cánepa, de Pan American Energy; Mata Mora, de Phoenix Global Resources; y Bajo del Toro, de YPF y Equinor.

“El objetivo que se busca con la norma es acelerar el desarrollo de Vaca Muerta exigiendo más actividad en el piloto. Si se propone un piloto robusto con una buena cantidad de pozos, la empresa después tiende a tener que mantener esa producción porque además tiene que hacer inversiones en instalaciones de tratamiento y evacuación”, comentó el ministro de Energía.

Si el resultado del piloto es bueno, la rápida declinación de los pozos shale hace que las concesionarias deban mantener el ritmo de perforación para sostener los niveles de producción.

“Entendemos que es lo que corresponde para esta nueva etapa del desarrollo de Vaca Muerta y cómo tenemos que ir trabajando nosotros como administradores de los recursos de la provincia y las empresas para llevar adelante las concesiones”, agregó Monteiro.

Y señaló que de esa forma se desalienta el negocio inmobiliario sobre las áreas que consiste en “comprar algo barato y esperar que alguien te lo compre caro. Por eso lo que hicimos es aumentarle el valor de venta del Estado. El precio que pone el Estado cuando otorga la concesión es la actividad que exige en la etapa piloto y el bono. El precio que termina pagando una empresa por hacerse del acreaje, inicialmente es la actividad obligatoria que tiene que llevar adelante. Lo que hicimos fue aumentar ese valor y lo que hace es disminuir la especulación inmobiliaria sobre las áreas”.

COMPROMISOS DE INVERSIÓN

Además, la nueva regulación provincial establece otro cambio sustancial para las inversiones. Una vez terminada la etapa piloto, durante la fase de desarrollo, las concesionarias deben presentar todos los años sus compromisos de actividad para el año siguiente.

“Incorporamos como exigencia para el otorgamiento de concesiones no convencionales a futuro, que antes del 15 de diciembre de cada año, una vez que terminó el plan piloto, la empresa tiene que traer un compromiso de actividad para el año siguiente”, dijo el ministro de Energía.

“Lo que presente lo tiene que cumplir, la autoridad de aplicación puede no aprobar ese compromiso o pedir la readecuación”, señaló.

En esta nota

Comentarios