Vaca Muerta: Neuquén negocia un bono de US$ 150 millones con TotalEnergies

La provincia define las condiciones para otorgar una concesión no convencional clave. La empresa francesa planea destinar US$ 5.000 millones al desarrollo de shale oil bajo el esquema del RIGI, mientras el gobierno local exige el cobro anticipado de regalías y la readecuación de las tierras.

El gas extraído en Vaca Muerta abastecerá el nuevo complejo. Foto: Web.
La provincia de Neuquén ultima los detalles para otorgarle a la petrolera francesa TotalEnergies la Concesión de Explotación No Convencional de Hidrocarburos (CENCH) en el bloque San Roque. A cambio de habilitar este desarrollo en Vaca Muerta, la administración del gobernador Rolando Figueroa exige un bono cercano a los US$ 150 millones, cifra que se destinará a cubrir la mejora y ejecución de obras de infraestructura provincial.

El interés de la operadora por acelerar los trámites se enmarca en un plan estratégico internacional. Durante la reciente “Argentina Week” en París, el CEO global de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, reveló un programa de inversión de US$ 10.000 millones para Vaca Muerta y la Cuenca Austral. La mitad de ese presupuesto, unos US$ 5.000 millones, se volcará al desarrollo de petróleo no convencional (shale oil) en el área San Roque, un proyecto que la firma busca amparar bajo el Régimen de Incentivos para Grandes Inversiones (RIGI).

Para definir la letra chica del acuerdo, directivos de la compañía se reunieron esta semana en la capital neuquina con el ministro de Energía provincial, Gustavo Medele. Actualmente, el área San Roque abarca 1.040 kilómetros cuadrados, un bloque donde TotalEnergies actúa como operadora (24,71%) en sociedad con YPF (34,11%), Harbour Energy (24,71%) y Pan American Energy (16,47%).

El nudo de la negociación actual pasa por la modalidad de cobro del bono exigido. Neuquén solicita el dinero como un adelanto del 3% incremental de las regalías petroleras. Si bien las primeras ofertas de la empresa se ubicaron lejos de las pretensiones provinciales, la definición central pasa por resolver si los socios abonan el dinero de forma anticipada —lo que le permitiría a la provincia inyectar fondos rápidos para obras— o si optan por un esquema de liquidación de regalías al 15%. En paralelo, se descartó la posibilidad de que Gas y Petróleo, la empresa estatal provincial, ingrese al área con un porcentaje de participación.

Además del factor económico, el entendimiento contempla una readecuación geográfica estricta. Al ser una concesión convencional de gran extensión, su conversión al régimen no convencional exige adaptarse a la Ley Nacional de Hidrocarburos (Ley 27.007), que establece un límite máximo de 250 km2 por cada CENCH otorgada. Por este motivo, la operadora deberá subdividir el bloque y devolver a la provincia la superficie remanente sin actividad probada, incluyendo una zona de mayor complejidad geológica aledaña al volcán Auca Mahuida.

A la par de la devolución de tierras, otro sector del área mantendrá su categoría original mediante una nueva prórroga por 10 años, extendiendo el permiso vigente que caduca a fines de noviembre de 2027. Las partes aspiran a destrabar el escollo económico rápidamente para oficializar la concesión durante la exposición AOG Patagonia (del 19 al 22 de octubre) y, posteriormente, formalizar la adhesión al RIGI ante el Ministerio de Economía de la Nación.
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