Neuquén sumó ayer su trigésimo segundo proyecto de hidrocarburos no convencionales con la sesión de explotación del área Coirón Amargo Sur Oeste a la empresa provincial Petróleos del Neuquén (GyP), que actuará en asociación con O&G Developments LTD SA (grupo Shell) y Apco Oil&Gas Internacional.

La subsidiaria de la gigante angloholandesa asumirá el 80 por ciento de la sociedad y estará a cargo de las operaciones en el área, mientras GyP y Apco se repartirán en partes iguales el 20 por ciento restante de la propiedad de la empresa.

El compromiso piloto para Coirón Amargo Sur Oeste consiste en la perforación de tres pozos, que, junto con las instalaciones de superficie, requerirán una inversión de 35 millones de dólares. Con esta concesión, la Provincia sumó 32 proyectos de shale y tight no convencionales en los cinco años que se cumplieron desde que se decidió la explotación de Vaca Muerta, en 2013, con el desembarco de YPF y Chevron en Loma Campana. La etapa piloto de los 32 proyectos concesionados significa 8093 millones de dólares de inversión y la perforación de 546 pozos. Se especula que el paso a desarrollo de los 32 pilotos implicará inversiones por 156 mil millones de dólares, con la perforación de 11.200 pozos. Se denomina piloto a la fase de exploración de cada área, que pasa a desarrollo cuando se decide avanzar de lleno en la explotación.

La concesión número 32 en cinco años fue celebrada por el gobierno provincial, que disfruta las mieles de tener buena parte de sus ingresos atados al dólar por esa la moneda de referencia del petróleo en particular y la industria hidrocarburífera en general.

“Las inversiones son posibles gracias a la previsibilidad jurídica y económica de la provincia”, infló el pecho el gobernador Omar Gutiérrez al anunciar la puesta del plan piloto en Coirón Amargo Sur Oeste. Esa previsibilidad “redunda en más producción y más trabajo para los neuquinos”, sostuvo a renglón seguido el mandatario provincial.

Y ahí nomás Gutiérrez ensayó una remake de su discurso sobre la potencialidad de la formación no convencional más prometedora del mundo fuera de América del Norte. “Neuquén continúa generando este gran polo de desarrollo energético, industrial y económico que es Vaca Muerta. Representa una oportunidad tremenda, que ilumina el desarrollo energético de Neuquén, Argentina y América Latina”, enfatizó el gobernador.

Vaivenes de los inversores

La crisis cambiaria y la conducción del Gobierno en materia petrolera durante la misma determinaron un freno en los planes de inversión previstos para Vaca Muerta. Hay al menos 10 proyectos parados a la espera de las definiciones de Energía respecto del otorgamiento del subsidio al gas previsto en la resolución 46 de Energía.

El horizonte de las inversiones en Vaca Muerta tuvo dos instancias: desde la avanzada en Loma Campana hasta el final del kirchnerismo se avanzó hasta superar los cinco millones de dólares de inversión en 2015, con números crecientes a partir de 2013.

Luego, con el traspaso del poder al macrismo, las inversiones en la formación neuquina experimentaron una depresión en 2016 y una recuperación en 2017 hasta el primer trimestre de este año. Desde entonces, las productoras están agazapadas a la espera de las nuevas reglas para los negocios hidrocarburíferos que reemplazarán a las que impuso el ex ministro Juan José Aranguren y fueron arrasadas por la crisis cambiaria.

En Coirón Amargo Sur Oeste harán pozos de 2000 metros

El proyecto Coirón Amargo Sur Oeste, que será operado por una subsidiaria de Shell, está orientado a la producción de petróleo no convencional en Vaca Muerta. Los pozos tendrán una rama de 2000 metros y 20 etapas de fractura. Cabe recordar que en 2015 el promedio de rama horizontal de los pozos era de 1000 metros.

Si bien el promedio de duración de la etapa piloto es de cuatro años, en esta oportunidad se logró reducir dicho plazo. La etapa piloto de Coirón Amargo Sur Oeste demandará dos años. Entonces, las empresas asociadas para la explotación decidirán si avanzan en el desarrollo masivo de la extracción de shale oil. La inversión prevista para la primera fase llega a los u$s 35 millones, mientras el desarrollo demandaría u$s 1100 millones.