Tras la firma del acuerdo que se oficializó el lunes entre la Provincia y la empresa estatal GyP con YPF y su subsidiaria YSUR, Neuquén ya tiene en marcha 19 concesiones no convencionales, que contemplan inversiones por casi 5.600 millones de dólares durante las etapas de piloto exploratorio, y que ascenderán a unos 120 mil millones de dólares si esas tareas resultan exitosas y se pasa a la fase de desarrollo masivo.

El lunes, el gobernador Omar Gutiérrez y el titular de YPF, Miguel Gutiérrez, rubricaron la reconversión de los contratos entre la petrolera nacional y la neuquina en relación a las áreas Pampa de las Yeguas I y La Ribera I y II. Se convirtieron en dos concesiones de explotación con objetivo no convencional -sin participación de GyP-, por un plazo de 35 años. YPF y sus socios deberán invertir 220 millones de dólares en dos pilotos durante los próximos 5 años.

Mientras que por otro lado, se reconvirtieron los contratos de las áreas Aguada de Castro, Bajo del Toro, Cerro Arena, Cerro Las Minas, Chasquivil, Las Tacanas, Loma del Molle, Pampa de las Yeguas II y Salinas del Huitrín, en permisos de exploración con objetivo no convencional. La petrolera nacional tendrá 4 años para explorar esos bloques junto a sus socios, con quienes se comprometió a invertir 232 millones de dólares.

Además, restituyó el total de su participación a GyP en las áreas Cerro  Avispa, Cerro Partido, Loma del Mojón, Los Candeleros, Santo Domingo I, Santo Domingo II,  Cortadera, Huacalera, Buta Ranquil I, Buta Ranquil II, Rio Barrancas,  Chapúa Este, Corralera y Mata Mora.

Como contraprestación por el otorgamiento de los permisos, concesiones y extensión de los plazos para la ejecución de los pilotos, YPF pagará a la provincia 30 millones de dólares. El acuerdo debe ser aprobado por la Legislatura.

De esta forma, YPF redujo un 16% su presencia sobre Vaca Muerta, para concentrarse en las zonas con mayor potencial. La compañía había obtenido 25 áreas en las rondas licitatorias de la gestión de Jorge Sapag, y no tenía espaldas financieras para desarrollarlas a todas. Ahora, GyP evaluará volver a licitar los bloques o salir a buscar socios al mercado internacional.

De las 19 concesiones no convencionales que aprobó la Provincia hasta el momento, dos las hizo antes de la reforma de la Ley de Hidrocarburos, que se definió a fines de 2014.

Una es Loma Campana, el polémico y emblemático desarrollo de YPF y Chevron en Añelo. La concesión fue otorgada bajo el marco del decreto nacional 929/2013 que permitía, para ese entonces, la solicitud de concesiones no convencionales. Fue una norma hecha a medida del acuerdo entre ambas petroleras, y que después sirvió de modelo para la reforma de la ley de Hidrocarburos. Hasta hoy, Loma Campana tiene 450 pozos en producción que aportan unos 4 mil m3 día de petróleo.

El otro proyecto previo a la reforma, es El Orejano, donde YPF y Dow Chemical ya terminaron el piloto y tienen conectados 29 pozos, que ya producen 1,5 millones de m3 día de gas. Se trata del principal proyecto gasífero que hay en marcha en Vaca Muerta. El CEO de Dow, Gastón Remy, anunció que en los próximos cuatro años piensan invertir 2.000 millones de dólares para el desarrollo del campo.

La empresa con más proyectos en marcha en Vaca Muerta y otras formaciones no convencionales es YPF, con ocho concesiones: Loma Campana (shale oil), El Orejano (shale gas)  La Amarga Chica (shale oil), Bajada de Añelo (shale oil), Bandurria Sur (shale oil), Pampa de las Yeguas I (shale gas) y La Ribera I y II (shale gas). 

Pan American Energy (PAE) tiene dos concesiones: Lindero Atravesado, donde logró incrementar en dos años la producción gasífera de los 500 mil m3 diarios a los 3,7 MMm3 actuales gracias a la perforación de formaciones tight, y Bandurria Centro (shale oil).

La angloholandesa Shell desembarcó en Neuquén atraída por Vaca Muerta. Su subsidiaria O&G Development obtuvo la concesión de dos de los mejores bloques en el corazón petrolífero del shale neuquino: Cruz Lorena y Sierras Blancas. Hacia fin de año comenzará a aportar producción de crudo cuando termine la construcción de instalaciones de superficie.

La gigante Exxon, la petrolera más grande del mundo, opera Bajo del Choique – La Invernada (shale oil), donde ya realizó un pozo con resultados promisorios. A raíz de ello, trajo a Neuquén a su subsidiaria XTO, una empresa estrella en la explotación del shale en los EE.UU., que ya comenzó a perforar otro pozo.

La francesa Total Austral obtuvo la concesión por 35 años de Rincón la Ceniza y La Escalonada; y la argentina Tecpetrol se quedó con Fortín de Piedra y Punta Senillosa.

La alemana Wintershall tiene Aguada Federal en sociedad con GyP y Bandurria Norte, ambas en la ventana de shale oil de Vaca Muerta.

Por otro lado, Petrobras logró la concesión de Río Neuquén, uno de los yacimientos de tight gas más prolíficos de la cuenca. Tanto es así que la compañía brasileña vendió todos sus activos en Argentina a Pampa Energía, pero se quedó con un tercio del bloque. La empresa de Marcelo Mindlin mantuvo un 33,33%  y le traspasó un porcentaje similar a YPF, que operará el área.

Pese al escenario de crisis por los precios del barril a nivel mundial, el mapa petrolero neuquino cambia a pasos agigantados a la luz de los resultados exploratorios en Vaca Muerta y del potencial gasífero de las formaciones tight. Hoy el mayor volumen de actividad lo  concentra YPF, más allá de la sensible baja de las inversiones –proyectada en un 25%- que dispuso para este año. Se trata de la única empresa que encaró un desarrollo masivo de shale oil, mientras que operadoras como PAE, la ex Petrobras y Total han logrado interesantes avances en la producción de gas no convencional.  

Más allá de los progresos de la petrolera bajo control estatal, los movimientos que hagan las gigantes Exxon y Shell podrían significar un verdadero boom en Vaca Muerta. Los tiempos que tarde en llegar la decisión de encarar el desarrollo masivo por parte de esas empresas dependerán de la cotización del barril y de la reducción de costos locales. Por lo pronto, en los próximos 3 a 5 años, la mayoría se concentrará en tareas exploratorias y en conseguir pozos más baratos y más productivos.