El primer año de la administración de Rolando Figueroa en Neuquén no tuvo nuevas concesiones de hidrocarburos, pero en 2025 las cosas cambiaron y se dieron movimientos en la cuenca, el primero fue el de Pluspetrol y ExxonMobil pero luego siguieron otros vinculados a capitales extranjeros como Fluxus de Brasil, GeoPark de Colombia y recientemente Continental Resources, la petrolera privada más grande de Estados Unidos. Con los nuevos contratos también hubo modificaciones en la letra chica de los contratos, en las condiciones.
Con la aprobación de las Ley Bases modificó algunos artículos de Ley de Hidrocarburos, que le permitió a las provincias actualizar el porcentaje único que se aplicaba a nivel nacional e instauró un sistema donde las jurisdicciones tienen la facultad de definir el monto de las regalías en cada nuevo contrato. Neuquén dispuso un aumento del 50% y del 12% pasaron al 18%. "Cada negociación se va a pretender el 18 %, de ahí a que se concrete es otra cosa", explicaron funcionarios provinciales a VacaMuerta.ar.
Además, en las nuevas CENCH (Concesiones de Explotación No Convencional) de Vaca Muerta se incorporó la presencia de la empresa estatal Gas y Petróleo de Neuquén (GyP) en todas las nuevas concesiones no convencionales que se firmen con un porcentaje de participación mínimo del 10%. GyP en la actualidad cuenta entre sus activos con la reserva de 100 áreas hidrocarburíferas.
Sin embargo, en las últimas concesiones se establecieron nuevas condiciones, enfocados en una mayor control provincial de las operaciones para asegurar que las compañías privadas cumplan con las inversiones prometidas. Así, en los contratos recientes la administración provincial dispuso una revisión trienal del desempeño de las empresas, enfocándose en tres indicadores clave: Inversiones realizadas, Producción de hidrocarburos y Nivel de actividad operativa.
En caso de incumplimiento, en aquellos casos en los que la compañía no puede probar el cumplimiento de los objetivos establecidos, ni actividad real, inversión o producción, la provincia estará facultada para revertir el vínculo y retirar hasta el 50% del área concesionada. Estas nuevas condiciones se inspiran en estándares de Colombia y EE.UU.
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Con estas nuevas condiciones de concesión, Neuquén busca evitar áreas ociosas, exigir resultados concretos y acelerar el desarrollo de Vaca Muerta, en un contexto en el que la cuenca genera un gran atractivo para compañías internacionales por su reservas probadas.
Los últimos en llegar
Las últimas cuatro áreas en ser concesionadas en Vaca Muerta fueron Narambuena, Aguada de la Arena, La Angostura Sur I y La Angostura Sur II en marzo de 2025, mientras que hubo otros cuatro movimientos de titularidad en el año, en los cuales se empezaron a definir las nuevas condiciones y pautas para la exploración.
Las cuatro nuevas CENCHs abarcan 675,79 km² y fueron otorgadas a YPF, que invertirá 12.915 millones de dólares en la perforación de 700 pozos horizontales. Para la etapa piloto, la inversión será de 340,3 millones de dólares, con la perforación de 27 pozos horizontales. En el caso del área Narambuena, la petrolera estatal está en sociedad con Compañía de Desarrollo No Convencional SRL.
Con estas adjudicaciones, la Provincia del Neuquén alcanzó un total de 51 proyectos de explotación no convencional de shale y tight, cubriendo una superficie de 10.657,5 km², lo que equivale al 36% del total de Vaca Muerta dentro del territorio provincial. En la etapa de desarrollo continuo, se prevé una inversión de 214.600 millones de dólares y la perforación de más de 14.877 pozos.
Detalle de los bloques
- Aguada de la Arena: se ubica dentro de la ventana de gas de Vaca Muerta y posee 111 kilómetros
cuadrados
- La Angostura Sur I y II: Se desprenden de la concesión de Loma la Lata. El primero tiene 249
kilómetros cuadrados y el segundo 103,4. Ambos se ubican dentro de la ventana de petróleo de
Vaca Muerta.
- Narambuena: Es un desprendimiento de Chihuido de la Sierra Negra y posee 212,8 kilómetros
cuadrados.
