Vaca Muerta

La forma de Vaca Muerta en sus 42 concesiones

El gobierno provincial definió su nuevo modelo para otorgar áreas de explotación. ¿Qué características deben tener las concesiones no convencionales? La estrategia para hacer más dinámica a la industria del shale.

Que la producción de hidrocarburos en Neuquén tenga cada vez más presencia del shale, y en menor medida del tight, tiene como uno de sus principales motivos las concesiones que otorgó el gobierno provincial en los últimos años. Un total de 42 áreas fueron otorgadas por la Provincia bajo la etiqueta de Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH), focalizando que las inversiones estén orientadas a desarrollar la formación geológica de Vaca Muerta.

Una de las claves de este modelo para acelerar al shale neuquino fue licitar áreas más chicas que permitan dinamizar la actividad, con proyectos que tengan objetivos más específicos, y plazos más cortos para las etapas piloto. Las dos últimas concesiones otorgadas, Bajo del Toro Norte para Equinor e YPF y Mata Mora Norte para Phoenix Global Resources, fueron en el marco de esta mirada de implementar una nueva etapa para Vaca Muerta. Ambos bloques se subdividieron para desarrollar la superficie y tendrán un ritmo distinto bajo los términos de la resolución 53 del Ministerio de Energía y Recursos Naturales.

El decreto nacional 929/13 creó la figura de la Explotación No Convencional: la producción de hidrocarburos en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra, arenas compactas y otras condiciones de baja permeabilidad. Y en Loma Campana empezó todo: el acuerdo entre YPF y Chevron salió como concesión provincial por 25 años más la prórroga por 10 años, para llegar a los 35 años con un esquema de estabilidad fiscal como se pretendía.

Aquel decreto todavía está vigente y tiene una serie de beneficios que fueron incumplidos por el gobierno nacional. Aquellas empresas que invirtieran 1000 millones de dólares como mínimo en un plazo determinado podían exportar el 20% de la producción de petróleo con retenciones cero y contar con la libre disponibilidad de divisas.

Ni Chevron ni Petronas, socia de YPF en el otro proyecto que ingresó a este plan, La Amarga Chica, pudieron acceder a los beneficios. Con la modificación de la ley nacional, en 2014, los montos de inversión se bajaron hasta 250 millones de dólares y presentar los proyectos en una comisión tripartita.

Los primeros pozos con objetivo shale eran exploratorios, pero con las concesiones provinciales y los incentivos que salieron luego le dieron más volumen a la actividad. Se dice que YPF y Chevron absorbieron el costo de la curva de aprendizaje. Los momentos después los fue marcando el mercado: primero con muchos proyectos en la ventana del petróleo, siguieron las iniciativas no convencionales de gas con el tight en áreas como Lindero Atravesado de Pan American Energy, El Orejano de YPF y Dow y Río Neuquén de YPF.

“Llegamos a las 42 concesiones que tenemos de hoy, en las cuales la Provincia, en los últimos años, siempre fue buscando la forma de cambiar el paradigma previo, a partir de concesiones de superficies no muy extensas, poder discutir un plazo inferior de los pilotos para acelerar, y ver cómo también acelerar la inversión de predesarrollo o desarrollo”, explicó Alejandro Monteiro, ministro de Energía y Recursos Naturales de Neuquén, en diálogo con +e.

Hidrocarburos - CENCH 2022.jpg

“Con ese objetivo, generamos el formato para el otorgamiento de CENCH, con la resolución 53, ratificada por decreto provincial. Esa norma busca ser más exigente con el nivel de inversión que se le pide a una empresa para acceder a una concesión, en función al nivel de recursos estimados y en la superficie que se desriskea en la etapa piloto, pero se le pide a la empresa un esfuerzo exploratorio mayor. Después, las empresas tienen que presentar el plan de desarrollo con compromisos de inversión que la Provincia lo aprueba o rechaza de acuerdo a las condiciones y nivel de desarrollo que nos plantean”, detalló.

Estos aspectos constituyen lo que el gobierno provincial denomina como la nueva etapa en el desarrollo de Vaca Muerta. “Está la curva de aprendizaje de las empresas, que mejoraron operativamente y en los resultados de explotación, pero también la curva de aprendizaje del estado, en lo que tiene que ver con la administración y en cómo le sacamos el mayor provecho en nivel de inversiones y de actividad en los bloques que damos en concesión”, afirmó Monteiro.

Neuquén _ YPF y Equinor Bajo del Toro.jpg

La producción de petróleo y gas viene rompiendo récords gracias al porcentaje cada vez mayor que tiene Vaca Muerta en la actividad. La producción diaria de petróleo en diciembre alcanzó los 244.586 barriles, de los cuales el 87% fueron de crudo no convencional. En relación al gas, la producción fue de 78,99 millones de metros cúbicos por día, siendo el 77% de ese volumen de origen no convencional (shale y, en menor medida, tight)

Las 42 concesiones significan un tercio de la superficie de Vaca Muerta. El modelo está dando resultados, que se miden en la producción, pero tiene un límite: el transporte. Es clave para el futuro del shale neuquino el nuevo gasoducto y la ampliación del sistema de oleoductos.

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