Vaca Muerta: Neuquén evaluará cada tres años el cumplimiento del plan de desarrollo comprometido por las petroleras

A partir de ahora, cuando se adjudique una nueva concesión de explotación (Cench) en Vaca Muerta, el Estado neuquino estará autorizado a revisar cada tres años con carácter vinculante el plan de desarrollo presentado por las petroleras.

Se evaluarán tres variables centrales y en caso de que las compañías no puedan justificar un desempeño inferior al comprometido, la provincia podrá revertir hasta un 50% del bloque evaluado.

La gobernación de Neuquén instrumentó un mecanismo que busca garantizar el cumplimiento de las inversiones comprometidas por los privados en las nuevas concesiones no convencionales que se otorguen en Vaca Muerta. Concretamente, la administración que encabeza Rolando Figueroa evaluará cada tres años el desempeño de las empresas en materia de tres variables centrales: inversiones, producción de hidrocarburos y nivel de actividad.

En caso de que las empresas no puedan demostrar que cumplieron los objetivos trazados en alguno de esos tres ítems, la provincia estará autorizada a retirarle al concesionario hasta un 50% del bloque en cuestión.

Se trata de una novedad que el Ministerio de Energía de Neuquén, a cargo de Gustavo Medele, instrumentó a través de un acuerdo alcanzado con Geopark para autorizar la transferencia de la convención (Cench) de las áreas Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste. Esa negociación, que terminó de cerrarse en septiembre, funcionará como un leading case (caso líder) que a partir de ahora se buscará homologar en todas las nuevas concesiones de explotación por 35 años que la provincia adjuque en Vaca Muerta.

Implica, en los hechos, un cambio de paradigma porque hasta ahora, si bien las empresas estaban obligadas a presentar un programa de desarrollo para solicitar una nueva CENCH, ese trámite no tenía carácter vinculante, sino que era sólo una guía ‘nocional’ (una noción estimativa de magnitud). Es decir, su incumplimiento por parte de los privados no autorizaba al Estado neuquino a accionar contra la empresa titular de la Cench.

A partir de este momento, por el contrario, Neuquén tendrá potestad con carácter vinculante para evaluar cada tres años la performance o el desempeño de las petroleras del área. En caso que los privados no puedan justificar un buen desempeño en alguna de las tres variables mencionadas (producción, inversión y nivel de actividad), la provincia podrá revertir —quitarle— al concesionario la mitad del campo evaluado.

La medida que tomó la gobernación neuquina está en línea con la regulación que se aplica en otros países como Colombia y EE.UU., que buscan inyectarle un mayor dinamismo a la actividad hidrocarburífera. En caso de que en los tres primeros años la petrolera no cumpla con el desarrollo de al menos una de esas tres exigencias, la provincia le retirará hasta el 50% de la concesión. Por el contrario, esto no se aplicaría si la empresa no cumpliera con el plan de inversiones, pero tuviera un aumento de la producción o en la actividad o viceversa. Si pasados nuevamente tres años y la concesionaria siguiera incumpliendo estos requisitos, se le retiraría otro 50% del área restante, y así sucesivamente.

Para Neuquén, la salida de ExxonMobil fue un punto de quiebre que obligó a pensar nuevas condiciones y reglas de juego que pusieran sobre la mesa la discusión acerca de qué consecuencias tiene que una empresa deje un área sin generar desarrollo después de algunos años.

Por otro lado, también levantó un alerta acerca de la valuación de los activos de Vaca Muerta frente a un nivel cada vez más creciente de productividad comprobada. Por esta razón, en el último año el gobierno de Rolando Figueroa instrumentó nuevos requisitos a la hora de aprobar ventas de áreas u otorgar nuevas concesiones, como la participación de GYP en carry o el cobro de regalías para la ejecución de infraestructura vial.

Ahora, otro de los puntos que sumó la provincia a estos cambios es la reconfiguración de la magnitud de las áreas para dejar atrás bloques de hasta 250 km2 reemplazándolos en las nuevas cesiones por otros de hasta 100 km2.

Tanto en este punto como en los anteriores, Neuquén tomó como ejemplo los leases o contratos de arrendamieto en Estados Unidos donde los permisos parten en los 640 o 1280 acres, es decir de 2,5 a 5 km2 de superficie, lo que obliga a las empresas a solicitar a adquirir más contratos para poder conformar un bloque y aumentar su producción. Por otro lado, estos contratos duran entre 3 a 5 años y pueden extenderse a 10. En caso de que la petrolera no demuestre producción, pierden vigencia.

El argumento del gobierno de Neuquén se basa en que de esta forma se asegura un dinamismo en Vaca Muerta que optimice los tiempos de producción y evite también que empresas adquieran áreas para luego venderlas cuando crece su valor en el mercado. También se ampara legalmente en el artículo 80 de la Ley 17.319 de Hidrocarburos que establece incumplimientos de las operadoras como el causal de la caducidad de las concesiones y en la Ley provincial 2.453.

“La provincia debería ser capaz de entregar una concesión con cierto compromiso de la empresa y, si ésta no lo cumple, dejar que sea otro el que la desarrolle. Si una operadora cumple con el plan de inversiones o ejecuta pozos o tiene cierto nivel de actividad, el requisito está logrado, pero si no lo hizo, significa que no tiene espalda o vocación”, afirmó una fuente del gobierno de Neuquén.

En este marco, la misma fuente señaló que este mecanismo genera “seguridad jurídica para Neuquén”. “Hay que dar vuelta la torta también porque la provincia no puede dar concesiones que luego no tengan ninguna actividad”, justificó.

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Fuente: EconoJournal

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