Como anticipó El Cronista en marzo, finalmente, La energética colombiana GeoPark solicitó la adhesión al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) para desarrollar su hub de petróleo no convencional en Vaca Muerta.
El proyecto demanda una inversión superior a los u$s 1000 millones, para los bloques Loma Jarillosa Este y Puesto Silva Oeste, cuyos 90% les compró el año pasado a Pluspetrol. El 10% restantes de ambos yacimientos es de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), la empresa estatal de la provincia que gobierna Rolando Figueroa.
La inversión busca escalar la producción de esas áreas de 15000 a 20.000 barriles diarios en los próximos tres años.
“El proyecto se presenta con el fin de acelerar el desarrollo del plan que GeoPark ya está ejecutando en Vaca Muerta, dándole previsibilidad y escala a sus inversiones de largo plazo”, explicó la empresa, a través de un comunicado.
“La propuesta integra ambos bloques bajo un vehículo de proyecto único (VPU) y contempla la perforación en modo factoría de pozos horizontales, la construcción de una central processing facility (CPF) en Puesto Silva Oeste para procesar la producción combinada, así como infraestructura de transporte y evacuación compartida”, agregó.
“Vaca Muerta es una apuesta estratégica para GeoPark. Tenemos un plan en marcha y bloques con potencial probado. Nos presentamos al RIGI porque potencia el alcance de una inversión de esta escala. Es exactamente para lo que fue diseñada esta herramienta y una muestra de la coordinación entre el Gobierno Nacional, la Provincia y las empresas para impulsar el desarrollo de la cuenca y el país. Queremos consolidarnos como un actor de largo plazo en Neuquén, enfocados en ejecutar con disciplina y generar valor para la Provincia”, declaró en el comunicado Ignacio Mazariegos, director de la Unidad de Negocios Argentina de GeoPark.
Fundada en 2002, entre 2006 y 2021, la empresa 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 las dos áreas que le compró a Pluspetrol. Entre ambas, supera los 12.000 acres. Pagó u$s 115 millones por esos activos.
Inició en marzo la perforación de sus primeros pozos en Loma Jarillosa Este. Con una inversión proyectada entre u$s 80 millones y u$s 100 millones este año para el desarrollo del bloque, su objetivo es escalar de los 1500 barriles equivalentes diarios (boepd) actuales hasta entre 5000 y 6000 antes del 31 de diciembre.
Días después de ese bautismo, su Chief Operating Officer (COO), Martín Trenado, anticipó la intención de aplicar el proyecto al RIGI, cuyo alcance al upstream se había extendido en febrero.
“Estamos mirándolo. Con la actualización, podemos aplicar. No tenemos actividad y hay que perforar pozos y construir facilidades. Si podemos aplicar, vamos a intentarlos”, le dijo el ejecutivo argentino a este diario, tras su participación en un panel de CERAWeek by S&P Global, cumbre mundial de la industria energética que se desarrolló en Houston.
Desde que el Gobierno amplió el RIGI a los proyectos de exploración y producción de hidrocarburos -antes, sus beneficios sólo eran para la infraestructura relacionada con esa actividad- se sucedieron los pedidos de adhesión al régimen de las petroleras.
Pampa Energía solicitó el ingreso de un desembolso de u$s 4500 millones para el desarrollo de shale oil en Rincón de Aranda Neuquén. Ya en marcha, esa inversión originalmente era de u$s 1500 millones. Pero las ventajas que otorga el RIGI no sólo le dieron más viabilidad sino que potenciaron su magnitud.
Tecpetrol, en tanto, lo pidió para los u$s 2400 millones que está ejecutando en Los Toldos II Este, también para la producción de petróleo no convencional.
El tercer proyecto que se presentó fue el de Pluspetrol: más de u$s 12.000 millones de inversión en las áreas que le compró en 2025 a ExxonMobil.
Hasta ahora, ese era el mayor monto individual presentado entre todos los proyectos presentados al régimen, sin importar el sector de actividad.
Al menos, lo fue hasta este viernes, que YPF anunció su RIGI por u$s 25.000 millones para el proyecto LLL Oil. “Se trata del programa de exportación de petróleo más importante de la Argentina y el mayor presentado bajo el RIGI”, celebró su CEO, Horacio Marín.
En el mercado, se esperan más solicitudes. Semanas atrás, en Los Angeles, en el marco de la presentación de Javier Milei en el foro del Milken Institute, Chevron le confirmó a Luis Caputo que presentaría un RIGI por más de u$s 10.000 millones para el desarrollo de su área El Trapial.
Otras empresas también expresaron su interés por el régimen para sus inversiones. Entre ellas, Vista Energy, la empresa de Miguel Galuccio, que invertirá u$s 5600 millones en Vaca Muerta hasta 2028; Central Puerto, que debutó en Vaca Muerta tras comprar la petrolera Patagonia Energy; Phoenix Global Resources, cuyo proyecto es de u$s 6000 millones; y TanGo Energy, la ex Petrolera Aconcagua Energía que, ahora bajo el liderazgo del ex CEO de YPF Pablo Iuliano, tiene un plan de u$s 1000 millones a cinco años para producir 60.000 barriles diarios en las nuevas concesiones no convencionales que le dio esta semana la Provincia de Río Negro.
En febrero, el Gobierno amplió los beneficios regulatorios y tributarios del RIGI para proyectos de inversión en upstream -exploración y producción de hidrocarburos- superiores a los u$s 600 millones, en el caso de los onshore, y u$s 200 millones para los offshore.