Río Negro y Neuquén suelen ser dos provincias hermanadas por múltiples aspectos, pero en lo que hace al petróleo y el gas convencional eso está cambiando. El peso de Vaca Muerta generó cambios en el enfoque de la visión del gobierno de Rolando Figueroa que, lejos de apuntar los cañones a las prórrogas petroleras como busca la gestión de Alberto Weretilneck, comenzará a exigir una serie de cuidados ambientales que podrían desalentar las extensiones de los campos maduros.
La base de esto es que la foto del sector de los hidrocarburos es diametralmente opuesta entre Neuquén y Río Negro. Mientras en Río Negro la producción es netamente convencional, y se aguardan con expectativas los primeros tres pozos hacia Vaca Muerta que entrarán en producción en octubre, en Neuquén el peso del shale es tal que oculta en sus mieles el peor desplome del sector convencional de todo el país.
Aunque poco o nada se lo mencione, ya que lo habitual es hablar de los récords de producción de Vaca Muerta como el marcado el mes pasado, la producción convencional de Neuquén languidece. En junio pasado, todas las áreas del convencional de Neuquén aportaron apenas 23.482 barriles de crudo por día, mientras una década atrás la producción era de 92.253 barriles diarios.
Esto es una caída del 74,5%, mucho más grande que la baja del 51% que experimentó Río Negro en el mismo período, al pasar de 39.000 a 19.000 barriles por día extraídos.
Pero en Neuquén fue Vaca Muerta la que ocultó ese desplome, ya que mientras en 2014 el shale era apenas el 14% de la producción provincial y el 86% restante era el convencional, hoy el 94% de la producción petrolera de Neuquén viene del no convencional y los campos maduros aportan apenas un 6%.
El dato
27 concesiones
tienen vencimiento al 31 de diciembre del 2028 en Neuquén, la fecha tope para reconvertir las áreas a No Convencionales.
En este escenario es en el que 27 concesiones petroleras de Neuquén están llegando al fin de su plazo, ya estirando en 2009 durante el gobierno de Jorge Sapag.
Si bien Provincia puede apelar nuevamente a la ley provincial 2615 del 2008 para renegociar otra prórroga de 10 años, el gobierno de Figueroa quiere poner el caballo del cuidado ambiental por delante del carro.
Según confiaron fuentes al tanto de estos cambios, la definición de Neuquén es que ante un pedido de prórroga de un bloque convencional se solicitará a la petrolera que presente un “informe de integridad de activos” como punto previo a un plan de inversión.
El nombre del informe parece simple, pero en realidad no solo implica un relevamiento exhaustivo de cada una de las plantas, tanques, ductos y pozos que poseen las áreas -algunas con más de 100 años de actividad- sino que además implica implícitamente un plan no solo de saneamiento sino de cuidado ambiental a futuro, antes de que sucedan los incidentes.
El término escogido, de integridad de activos, representa un cambio sobre los clásicos pedidos de saneamiento ambiental, ya que se sanea algo que ya tuvo un incidente, mientras que con el estudio de integridad se conoce de antemano qué caños, plantas y tanques podrían tener un incidente en un tiempo, y se exigirá por ende un plan de ataque para evitarlo, multiplicando así esos costos.
Para concesiones en las que la mayor producción es del fondo de la olla y los pozos entregan más de un 97% de agua que además debe tratarse, este requerimiento es casi la estocada del final.
“Las regalías de Vaca Muerta te permiten ponerte exquisito y no pensar en hacer caja hoy, sino en el futuro”, contó una fuente del sector que remarcó “Neuquén no puede tener los ingresos de Vaca Muerta y a la vez tener pozos petroleros medio abandonados en los dos golf de la ciudad”.
Este es el escenario que enfrentan las 27 concesiones que tienen fecha de vencimiento hasta el 31 de diciembre de 2028, una fecha que no es casual ya que es el mismo día que la reciente Ley Bases fijó como plazo final para la reconversión del convencional al no convencional, una gestión que implica un nuevo período de 35 años y no de 10 como son las prórrogas.
De los 27 bloques, hay seis que forman parte del Proyecto Andes de YPF, el plan de venta de campos maduros de la petrolera de bandera y por el cual cuatro áreas ya firmaron contratos de cesión con las firmas Quintana Energy y la UTE Bentia Energy e Ingeniería SIMA.
En estos cuatro casos las empresas están obligadas a solicitar una prórroga de las concesiones ya que, al buscar el cambio de titular no pueden pedir primero la reconversión.
En los 23 casos restantes el gobierno neuquino espera un abanico de opciones: desde empresas que apuesten al convencional y soliciten las prórrogas con todos sus requisitos, a otras que opten por devolver las áreas pero sin poder eludir hacerse cargo del pasivo ambiental.
Pero también se especula con un nuevo doble horizonte que podría abrirse con la reconversión de bloques hacia Vaca Muerta, pero en forma fraccionada, generando una multiplicación de pequeñas áreas que pasarían a manos de la Provincia para que defina su futuro.
Una maniobra de doble pinza en la que por un lado se ampliaría la actividad en Vaca Muerta, mientras por el otro se apunta a generar un nuevo sector del convencional, con bloques mucho más pequeños que den espacio al ingreso de nuevas empresas a su operación.
Un doble efecto si las áreas se reconvierten al no convencional
La alternativa de sortear las nuevas exigencias ambientales al reconvertir las áreas a concesiones no convencionales (Cench) para explotar Vaca Muerta es en la óptica de la Provincia lo que en la industria llaman un win-win, un doble ganar.
Y es que por un lado, Provincia se garantiza ampliar el mapa de Vaca Muerta, ya que después de todo hace exactamente un año que Vaca Muerta no suma una nueva concesión.
Y a la vez, la expectativa del gobierno es que las empresas no reconviertan el 100% de la superficie de los actuales campos maduros, dejando un remanente de nuevas áreas más pequeñas que Provincia podrá licitar por su cuenta y con las que apuntan al ingreso no solo de las clásicas firmas del convencional sino también a pymes de la región.
Esto se debe a que a la hora de reconvertir una área convencional, si bien la petrolera tendrá un nuevo plazo de 35 años, hay una norma provincial que cobra un bono, y muy alto, por las hectáreas en las que no se haya explorado el shale, es decir donde no se hicieron pozos no convencionales.
Fuente: EnergiaOn
