Se trata de las áreas que licitó Gas y Petróleo del Neuquén (G&P). Si bien se administrarán bajo la Ley Nacional de Hidrocarburos, el modelo cambiará por los yacimientos no convencionales.
El gobierno provincial está en plena tarea de dar forma a las concesiones sobre las áreas exploratorias que lanzó la empresa provincial Gas y Petróleo del Neuquén (G&P) entre 2008 y 2010. La aparición de Vaca Muerta cambia el escenario y el modelo de los contratos con las operadoras.
Si bien el esquema normativo se mantiene bajo la Ley Nacional de Hidrocarburos Nº 17319 –que establece una concesión durante 25 años más una prórroga de 10 años– se reducirá la superficie a concesionar de las áreas.
“Estamos tomando líneas de acción en cada una de las áreas, en función de los descubrimientos y cantidad de acreaje. Hay compañías que tienen mucho acreaje y no tienen las espaldas financieras como para poder desarrollarlo todo, por eso va a haber reversiones de porcentajes de áreas en función de las inversiones que presenten las empresas”, indicó el ministro de Energía, Guillermo Coco.
Y explicó: “La ley es la misma, pero el concepto es distinto. En el convencional la operadora tenía un área de 1000 km² y buscaba la trampa de gas o petróleo, hacía un pozo exploratorio y si resultaba descubridor, luego hacía un desarrollo en ese yacimiento y mientras tanto se le daba la concesión del resto del área para que pudiera seguir buscando trampas”.
“En el caso de Vaca Muerta no hay mucho más que investigar, porque las condiciones del resto del área van a ser similares al lugar del pozo descubridor”, agregó Coco. Y señaló que mientras que en los yacimientos tradicionales se podía poner bajo comercialidad un 10 al 20% del área, con Vaca Muerta esa cifra se eleva hasta el 80% en condiciones de ser explotada, con lo cual “cambia el concepto de las concesiones, aunque no cambie la ley”.
“Tendremos mayores reversiones y la provincia volverá a licitar esos bloques o explotarlos con su empresa provincial”, añadió.
Vencimientos
Entre 2014 y 2016 vencen los permisos exploratorios de las áreas marginales adjudicadas en las tres licitaciones que lanzó G&P.
La compañía neuquina posee 73 áreas, de las cuales 54 están en actividad: 3 bajo el derecho de concesión de explotación y 51 con permisos exploratorios que deberán ser negociados si las empresas declaran su comercialidad. De esas 51 áreas, 50 operan bajo contratos de UTE, donde la empresa provincial mantiene entre el 5 y el 10% de la participación.
En varias de ellas se denunciaron descubrimientos de hidrocarburos, y se encuentran en análisis la posibilidad de declarar la comercialidad. Se espera que antes de fin de año varias tengan contratos de concesión.
También queda por renegociar las áreas provinciales y algunas que otorgó el Estado nacional y que no entraron en las prórrogas de la ley 2615.
Otros de los temas que ya está en las conversaciones son las concesiones renegociadas que vencen entre 2026 y 2027. Aquí la tarea no es sencilla porque la ley nacional no permite nuevas prórrogas y las petroleras reclaman períodos superiores a los 30 años para que el negocio no convencional sea rentable.
Si entre este año y el próximo una compañía decidiera encarar un cluster en Vaca Muerta –que demandaría miles de millones de dólares de inversión inicial–, le quedarían poco más de 10 años de concesión para recuperar los desembolsos y obtener ganancias.
“Las operadoras que tienen ya una visión más acabada de lo que representa Vaca Muerta y los recursos que tiene la roca van a necesitar prolongar los tiempos que tienen las concesionarias en esas áreas, en función de ello hay que estudiar las alternativas”, explicó el ministro.
El funcionario indicó que “las compañías manifiestan esa inquietud” y que hoy la única posibilidad sería que una vez que venzan las concesiones, las empresas se asocien a G&P, salvo que el Congreso Nacional determine un nuevo esquema legal.
La Mañana de Neuquén
