En el Alto Valle de Río Negro circula una frase que pasa de boca en boca desde hace años sin mayor rigurosidad que la confianza en el vecino. El mensaje dice más o menos así: "Encontraron petróleo en la barda y las empresas vienen para acá".

La oración parece verosímil porque el Valle es una de las zonas hidrocarburíferas más ricas de la provincia. Sin embargo, la idea aterriza de emergencia al constatar que Río Negro mantiene desde años una moderada participación en la renta petrolera nacional.

Pero algo puede cambiar. El giro petrolero que significaron las prórrogas del 30 de diciembre del 2014 abrieron una nueva perspectiva: el desembarco en Vaca Muerta.

Junto con los contratos petroleros, Río Negro firmó –por separado– la adhesión a la nueva ley petrolera nacional (Nº 27007) que centralmente categoriza a los no convencionales. La formación estrella del país se extiende varios kilómetros adentro de la zona noroeste de la provincia y atraviesa todo el Alto Valle. Varias de las áreas que se extendieron tienen posición sobre la roca madre. Si bien no es zona de sweet spots, la prórroga de 10 años les permitió a las empresas proyectar inversiones y también liberó al gobierno de la encrucijada ambientalista, que se opone al avance petrolero en zonas de producción

El secretario de Energía de Río Negro, Marcelo Echegoyen, consideró un éxito los contratos conseguidos por las prórrogas de 12 áreas con las empresas Entre Lomas, Petrobras, YPF (más Ysur) y Tecpetrol. El monto estimado del movimiento que generarán estos acuerdos en la próxima década fue calculado en u$s 8.700 millones, con un fuerte impulso en los primeros cinco años (ver aparte).

Las negociaciones con las empresas, que nunca desencallaron de la arena política, terminaron por cerrarse en la ventana temporal que habilitó la nueva ley petrolera, pero sin ajustarse del todo a los nuevos términos. Por caso, desde el gobierno se asegura que de haber ajustado el "bono de ingreso" a la nueva normativa (que establece el pago del 5% de las reservas P1 y P2) habrían obtenido u$s 46,9 millones, mientras que tomando otros parámetros alcanzaron u$s 162,6 millones.

Las cuatro empresas presentaron para las 12 áreas (que representan el 78% del petróleo y el 91% del gas de la provincia) sus reservas certificadas. Sin embargo, los técnicos provinciales optaron por dejarlas en un segundo plano e incluso piensan en formar una consultoría con universidades nacionales para "limpiar" los números reales del petróleo bajo subsuelo. Uno de los objetivos de las renegociaciones del gobernador Alberto Wereltineck era construir un mapa más ajustado de la industria.

En cuanto a las regalías, otro punto en el que la ley rionegrina (4818) balanceó entre la norma nacional y la perspectiva propia, se acordó agregar tres puntos más sobre los 12 originales. Es decir que las áreas renegociadas comenzarán a pagar 15% de regalías durante los próximos diez años, cerca del tope de 18% fijado por ley nacional que, en el caso rionegrino, se alcanzaría con una nueva prórroga.

Pero para acoplar el nuevo porcentaje la Provincia debió ceder el punto progresivo de regalía que tenía atado al precio internacional del barril. Pese a que el acento de las propuestas de inversión de las cuatro compañías está puesto en la explotación –por encima de la exploración–, en total se desembolsarán u$s 6.371 millones entre inversiones y gastos operativos. Se proyectan concretar 297 pozos productores, 170 reparaciones, 56 pozos exploratorios y 216 pozos exploratorios contingentes.

De acuerdo con los cálculos que recibió el propio Echegoyen, la curva total de petróleo se incrementará 1,5% en los primeros cuatro años. Para el gas, el aumento estimado es mucho más agresivo y espera trepar 6,7% en los primeros cinco años. Es decir que se sumarán 7.524.000 metros cúbicos de petróleo y 12.604 millones de metros cúbicos de gas. Actualmente, la producción anual de Río Negro es de 2,1 millones (7% del país) y la de gas de 1.650 millones (4%).

El cálculo de la proyección productiva no es azarosa. La Provincia recibirá en los próximos 10 años u$s 1.715 millones, que al cambio actual dan una cifra de 14.715 millones de pesos, unos 1.400 millones de pesos anuales (poco más de 7% del presupuesto). Se suman a los 1.396 millones de pesos del "bono de ingreso" y a otros 412 millones en concepto de remediación ambiental. Pero por fuera del cálculo oficial se hace otra cuenta que en la industria establece que por cada dólar en exploración hay otro en los servicios que rodean a la actividad.

Aun cuando la expectativa ahora está puesta en las restantes 11 áreas que faltan renegociar, la principal apuesta es la de YPF que renovó cinco áreas y otras dos en manos de Ysur (ex-Apache), entre las que se encuentra Estación Fernández Oro, el rico yacimiento gasífero ubicado en Allen, sobre el que se proyectan los principales desarrollos (ver aparte). Ésta es una de las pocas áreas rionegrinas en las que se utiliza la técnica de fractura hidráulica (fracking) para liberar tight gas de las arcillas.

Pese a que en los papeles ninguna de las empresas presentó inversiones para solicitar una concesión shale, lo cierto es que Río Negro con su adhesión a la ley 27007 se ajusta a legislación para aquel concesionario que quiera presentar en su bloque un proyecto no convencional.

De acuerdo con la norma vigente debería presentar un plan piloto con el proyecto de inversiones y, en caso de obtener el permiso, para una fracción del yacimiento en su poder se abre un nuevo período para el perímetro en cuestión de 35 años más prórrogas de 10 años. Pero más allá de cumplir con las normas vigentes, el debate en el que se presentan como contrapuntos el petróleo y la producción primaria aún no está saldado y no hay muchas empresas en la industria que quieran dar ese paso inicial.