En la actualidad, la provincia de Neuquén cuenta con 34 concesiones no convencionales, 13 de las cuales tienen el vencimiento de sus proyectos piloto en poco tiempo.

Las concesiones fueron otorgadas luego de la entrada en vigencia de la nueva ley de Hidrocarburos, la 27.007, en 2014 se desencadenó un importante número 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, precisa la nota de Victoria Terzaghi en el diario “Río Negro.

Es que 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.

De las 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).

Ante las indefiniciones, el gobierno neuquino quiere que las operadoras definan sus proyectos para estos pilotos. “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”.

Cabe recordar que la ley de hidrocarburos 17319 fija en sus artículos 31, 32 y 33 las facultades que tiene la provincia como titular de los recursos. La provincia de Neuquén solicitará a las operadoras 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”. Y enfatizó que “si una empresa no va a invertir, lo que estamos planteando es que abran sus áreas a otras compañías interesadas”.

Desde las empresas sostienen que hay casos en los que los pilotos no tuvieron los resultados esperados y realizan una serie de maniobras 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 observado la división de los trabajos, dejando pozos sin completar, con lo cual el análisis de su producción también forzará una extensión. Con estas acciones se gana tiempo para que se desarrolle infraestructura que permita bajar los costos y hacer rentable el desarrollo.