Cómo funciona el esquema de requerimientos que impulsa Neuquén para habilitar el traspaso de áreas en Vaca Muerta

La gobernación de Neuquén, que encabeza Rolando Figueroa, dedicó buena parte de 2024 y lo que va de este año a debatir, en un contexto de hermetismo, con las principales petroleras con actividad en Vaca Muerta la creación de una serie de nuevos instrumentos técnico-económicos para autorizar la venta de yacimientos —tanto maduros como no convencionales— en la provincia. Desde Neuquén sostienen que no se apunta a adoptar medidas disruptivas que atenten contra el entorno de inversión en la cuenca, pero sí de incorporar requerimientos diferentes y novedosos antes de validar el traspaso de concesiones hidrocarburíferas.

«La idea es impulsar un modelo de gestión más dinámico, que permita realizar un monitoreo más ágil de las inversiones realizadas por los privados y defender los intereses de la provincia cuando se transfiera una concesión en Vaca Muerta», explicaron fuentes cercanas a la administración provincial.

Un emergente de este nuevo enfoque que impulsa la gobernación patagónica fue el cobro por primera vez, a fines de noviembre pasado, de un bono de US$ 100 millones a ExxonMobil como condición necesaria para autorizar la transferencia de seis bloques en Vaca Muerta a Pluspetrol. A través de esa negociación, que quedó asentada en el Decreto 1215/24, Neuquén logró legitimar un racional diferente en la discusión con las empresas por la renta que genera la actividad petrolera.

¿En qué consiste esa nueva mirada?

En la discusión con ExxonMobil, el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele, argumentó que Gas y Petróleo (GyP), la petrolera neuquina, y la provincia en general estaban en condiciones de percibir un ingreso adicional por parte de la petrolera norteamericana como resultado del desvío registrado entre el plan de desarrollo presentado por la compañía a la hora de recibir sus seis concesiones de explotación en Vaca Muerta por 35 años y las inversiones efectivamente realizadas en esas áreas.

Lo que propuso Medele fue cuantificar un valor económico del petróleo que se dejó de producir en esos bloques por la ralentización del programa de trabajo inicialmente previsto. Desde Neuquén advierten que el plan de desarrollo presentado por las petroleras antes de ser adjudicatarias de una concesión no convencional (Cench) tiene un carácter ‘nocional’ o aspiracional. Así lo establece el marco regulatorio provincial y nacional. Es decir, se trata de un plan estimativo cuyo cumplimiento no es taxativamente vinculante ni mandatorio.

Lo que sucedió en la última década es que varias operadoras perforaron menos pozos de los previstos a raíz de la falta de confianza generada por los problemas macroeconómicos de la Argentina, expresados en el cepo cambiario, la altísima inflación y la imposibilidad de importar insumos y equipamiento para elevar el nivel de actividad en Vaca Muerta.

Planteamiento

Sobre la asunción de esa insoslayable realidad, la gobernación de Neuquén empezó a plantear desde principios de 2024 que, si bien es cierto que las condiciones de borde negativas de la economía local atentan contra las inversiones, eso no impide discutir que, en caso de que los privados obtengan un beneficio económico por la venta parcial o total de una concesión en Vaca Muerta —como sucedió con ExxonMobil—, la provincia tiene derecho a exigir una especie de cobro retroactivo por los ingresos que dejó de percibir por los hidrocarburos que no produjo la compañía vendedora.

¿Cómo se calcula ese monto? El Ministerio de Energía de Neuquén traza una curva de producción ‘teórica’ de hidrocarburos del área que se pretende traspasar para determinar qué volumen de petróleo y gas se habría extraído del campo si se hubiese cumplido con el plan de desarrollo ‘nocional’ o estimativo presentado por la operadora al momento de recibir la concesión. Luego, se comparan esos datos con la producción efectivamente registrada en el campo y, por último, se define un valor económico del petróleo no extraído y se determina un proporcional equivalente a las regalías y otros impuestos que tendría que haber cobrado la provincia. Así se calcularon los US$ 100 millones del bono que pagó ExxonMobil para poder transferir sus áreas a Pluspetrol.

Como era de esperar, el nuevo planteamiento de Neuquén generó resistencias entre las principales petroleras en Vaca Muerta, que desde hace años cuestionan que la provincia utiliza los recursos recaudados por las regalías hidrocarburíferas —que representan hasta un 15% de la producción— para solventar gastos corrientes en lugar de financiar obras de infraestructura como fija la Ley. Al final de la gestión anterior que encabezó Omar Gutiérrez, más de un 70% del gasto público de Neuquén se destinaba a cubrir salarios de empleados públicos, dejando un escaso margen para llevar adelante inversiones en la provincia. La administración de Figueroa mejoró esos números y hoy ese porcentaje se ubica más cerca del 50 por ciento.

Nuevos requerimientos

“Se entiende la posición de los privados cuando dicen que la Argentina no es país que incentive la inversión por las restricciones cambiarias, la imposibilidad de girar dividendos al exterior y la inflación. Pero, al mismo tiempo, si una empresa que asumió el compromiso de llevar adelante un plan de desarrollo que después ralentizó finalmente obtiene un beneficio económico por vender una concesión que le otorgó la provincia, creemos la gobernación tiene la obligación y el derecho de analizar esa transacción de manera inteligente antes de aprobar el traspaso”, explicó una fuente provincial a EconoJournal.

Ese enfoque aplica todavía más para las concesiones que están en cabeza de GyP de Neuquén, como las de ExxonMobil o las de Phoenix Global Resources, subsidiaria de Mercuria Energy, que la semana pasada fue noticia por dejar sin efecto la venta del 50% de sus cuatro bloques en Vaca Muerta a Geopark. Algo de la discusión de esta nueva agenda que impulsa Neuquén basculó en el trasfondo de esa transacción fallida, que nunca fue aprobada oficialmente por la provincia pese a que desde que se anunció en mayo de 2024 pasó más de un año. Esa demora, que habilitó Phoenix se retirara del deal, no fue, sin embargo, la razón determinante por la que la transacción no prosperó. La disolución del acuerdo estaría más vinculada a una decisión unilateral de Phoenix, que parece haber cambiado su estrategia a medida que se revalorizaron los activos en Vaca Muerta, como dejan en evidencia las salidas de ExxonMobil y Petronas, que en abril vendió su participación accionaria en La Amarga Chica a Vista.

“El proceso administrativo con Phoenix nunca avanzó. Para incorporar a un socio nuevo hay que modificar los acuerdos de operación (operating agreement, en inglés) firmados con GyP, que sigue siendo el titular de las concesiones. Para eso, hay que relevar documentación e información múltiple que las empresas (por Phoenix y Geopark) nunca presentaron”, señalaron fuentes provinciales.

Leading case

Los casos de ExxonMobil y, en menor medida, de Phoenix-Geopark pusieron de manifiesto que hacia adelante Neuquén pretende tener este tipo de negociaciones con las empresas que vendan sus activos en Vaca Muerta, en especial en aquellos en los que GyP tenga participación.

Así, por ejemplo, si el proceso de testeo de mercado que tiene en marcha por los bloques La Invernada-Rincón de la Ceniza, en el norte de la provincia, avanza hacia una venta total o parcial de su participación, es muy probable que la francesa TotalEnergies, titular de esos campos, tenga que discutir con Neuquén un acuerdo similar al que alcanzó ExxonMobil.

La misma lógica podría aplicarse a las otras 12 áreas con Cench en las que GyP está asociada a otras empresas, entre las que figuran Shell, Pan American Energy (PAE), Vista, Tecpetrol y Pampa Energía.

Uno a uno

Los nuevos requerimientos para aprobar transacciones de áreas en Neuquén no están especificados en ninguna normativa en particular. Allegados a la provincia admiten que tratar una nueva regulación petrolera en la Legislatura —una iniciativa que la gobernación de Figueroa parecería estar en condiciones de aprobar sin demasiados inconvenientes— podría afectar el clima de negocios en Vaca Muerta. Por lo que prefieren valerse de las potestades contractuales que le confieren los acuerdos firmados con GyP y también la versión actualizada de la histórica Ley 17.319 (de Hidrocarburos), cuyo espíritu y sus artículos principales fueron re-redactados por la Ley Bases aprobada en julio del año pasado.

El artículo 147 de esa norma, que modificó el artículo 91 bis de la Ley 17.319, establece que las provincias no pueden reservar más bloques petroleros para sus empresas petroleras (como por ejemplo GyP), pero sí pueden renegociar nuevas condiciones de asociación en caso de terceros ingresen a concesiones existentes. Con una redacción más laxa de los artículos que integran el Título II de la norma, la Ley Bases otorga mayor flexibilidad a las provincias para fijar las condiciones de inversión que deben cumplir los privados a la hora de explotar yacimientos petroleros.

En Neuquén interpretan —tal vez a contramano de lo que pretendían sus impulsores— que el paraguas regulatorio impulsado por La Libertad Avanza (LLA) con la modificación de la Ley 17.319 los habilita a discutir nuevos requerimientos con las empresas petroleras.  

Plazos y tamaños

En la provincia siempre está latente la percepción de que, en los últimos 25 años, desde la caída de la Convertibilidad, fueron perjudicados por las políticas del gobierno nacional, que afectó la recaudación por regalías al congelar durante años el precio del gas y la electricidad o pisar artificialmente el precio interno del crudo.

En retrospectiva, en Neuquén también son críticos del plazo de 35 años que fijó la Ley 27.007, sancionada en 2014, para las concesiones de explotación en Vaca Muerta. “En un país normal con una macroeconomía estable, sin cepo cambiario y una inflación controlada, como la mayoría de América latina, las concesiones tendrían un plazo de 15 o 20 años como máximo”, indicó un ex funcionario de Neuquén.

“Las provincias, que son las dueñas de los recursos, tampoco tienen muchos instrumentos o palancas normativas para revertir un área por falta de inversión. Es complicado, porque los privados alegan que no pueden invertir porque la volatilidad macroeconómica, el cepo y la inflación, cuyo control es responsabilidad del Estado, no lo permiten, y la Justicia tiene elementos varios para darles la razón”, admitió.

El mismo criterio revisionista aplica para evaluar el tamaño de las concesiones en Vaca Muerta, hoy considerado excesivo en muchos casos. Una concesión en Permian tiene 40 o 50 kilómetros cuadrados. En Neuquén, en cambio, hay concesiones de hasta 800 Km2, como por ejemplo Sierra Chata. Por eso, la intención de la gobernación es empezar a aprobar concesiones de superficies más pequeñas.

, Nicolas Gandini