GeoPark estudia aplicar al RIGI para su proyecto de inversión en Vaca Muerta, que arrancará con u$s 500 millones hasta 2028 y que podría escalar hacia los u$s 1000 millones para 2030. “Estamos mirándolo. Con la actualización, podemos aplicar. No tenemos actividad y hay que perforar pozos y construir facilidades. Si podemos aplicar, vamos a intentarlo”, le dijo a este diario Martín Terrado, Chief Operating Officer (COO) de la empresa, luego de su participación en uno de los paneles de CERAWeek by S&P Global, la convención global de la industria energética que se desarrolla esta semana en Houston. El ejecutivo aludió a la ampliación del régimen de incentivo a inversiones que, en febrero, el Gobierno de Javier Milei hizo para los proyectos de upstream (exploración y producción de hidrocarburos). Siempre y cuando sean proyectos para bloques greenfield -yacimientos nuevos-, el piso de inversión que fijó fue de u$s 600 millones en los desarrollos onshore y de u$s 200 millones para los off shore. GeoPark es una empresa de origen colombiano fundada en 2002 y que, entre 2006 y 2021, operó pozos convencionales en la Argentina. En 2023, tomó la decisión de volver al país, debido a que, en su plan de expansión, frente a la declinación que enfrenta su producción petrolera en Colombia, había definido ingresar a los hidrocarburos no convencionales. Y eso, en América del Sur, se llama Vaca Muerta. Pujó por los activos de ExxonMobil y tuvo un frustrado acuerdo con Phoenix Global Resources. Finalmente, logró ingresar en octubre, cuando tomó posesión de dos áreas que le compró a Pluspetrol: Puesto Silva Oeste y Loma Jarillosa. Entre las dos, supera los 12.000 acres y tiene como socio minoritario a GyP, la empresa estatal de la Provincia de Neuquén. Pagó u$s 115 millones por esos activos. Inmediatamente, comprometió un desembolso de entre u$s 500 millones y u$s 600 millones hasta 2028 en el desarrollo de esos campos, que están dentro de la ventana de petróleo negro. El CEO de GeoPark, Felipe Bayón, proyectó que, para 2030, la empresa habrá acumulado una inversión de u$s 1000 millones en las áreas. Su objetivo es llegar a 20.000 barriles diarios de producción en los próximos dos años. El fin de semana, GeoPark inició la perforación en Loma Jarillosa Este. Fue el paso inicial de los entre u$s 80 millones y u$s 100 millones que invertirá este año para el desarrollo del bloque. Apunta a escalar de 1500 barriles diarios a entre 5000 y 6000 para diciembre. “Lo que funciona muy bien en la Argentina es la alineación entre el Gobierno nacional, los gobernadores, las empresas operadoras, las de servicios… Es muy interesante de ver eso: cómo están colaborando”, destacó Terrado en el panel, que compartió con el CEO de Tecpetrol, Ricardo Markous; el presidente de Sempra Infrastructure Mexico, Abraham Zamora; y Demetrio Magalhaes, CEO de Edge, comercializadora de gas natural del grupo Cosan. Argentino, ex Chevron que se sumó a GeoPark en 2018, Terrado mencionó el reciente inicio de actividad en Vaca Muerta. “Esa cooperación es algo en lo que nos apalancamos. Como todavía no tenemos las instalaciones terminadas, empezamos a enviar nuestra producción a una planta de procesamiento cercana, de otro operador, que tiene capacidad ociosa. Cuando esa colaboración ocurre, las cosas avanzan”, aseguró. Sobre el estrado, también ponderó las virtudes del RIGI. “Los términos fiscales ayudarán. El alineamiento social, el que existe entre el Gobierno de Neuquén, el de Río Negro, el Nacional… Está el país alineado. Todos quieren, y entienden, que el petróleo y el gas de Vaca Muerta son buenos para todos. Cuando todas las cosas se hacen, es un gran lugar para estar”, agregó. En caso de tomar la decisión, será el tercer proyecto de upstream que pedirá su aplicación al RIGI. Ya lo hizo Pampa Energía, para un desarrollo de shale oil de u$s 4500 millones en Rincón de Aranda. El viernes, también solicitó la inscripción al régimen Tecpetrol, para u$s 2400 milones de su proyecto de u$s 2500 millones en Los Toldos II Este, también de petróleo, anunciado a fines de 2022. Ya había pedido el año pasado el ingreso al régimen para el desembolso correspondiente a la infraestructura, en torno a los u$s 1000 millones. También durante su paso por la cumbre texana, el Secretario Coordinador de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, anticipó que, antes del fin del régimen -julio de 2028-, espera el ingreso de entre 15 y 20 nuevos proyectos. “Todavía faltan muchas empresas por presentarse. Cada proyecto nuevo de upstream que habrá será para producir entre 50.000 y 100.000 barriles diarios. Esos son miles de millones de dólares de inversión cada uno”, ampliaron cerca del funcionario.