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Para que Vaca Muerta genere toda la expectativa que genera, primero ocurrió un fenómeno en Estados Unidos. Productores independientes se lanzaron de lleno a explorar cómo extraer petróleo y gas de rocas que históricamente se consideraron impenetrables. Esas inversiones permitieron la creación de la tecnología que se implementa hoy para la producción no convencional (se hacen pozos verticales en forma de L), y que todas las grandes petroleras utilizan, como Chevron, ExxonMobil y Shell. Pero para ello, primero tuvieron que haber startups energéticas que asumieran ese riesgo.
Phoenix se considerada a sí misma como una startup y hoy anunció una inversión de US$110 millones para comenzar a operar no convencional en una nueva concesión que se le otorgó a en el área Mata Mora, en Neuquén. La empresa cotiza en la bolsa de Londres y de Buenos Aires, y sus accionistas son la multinacional Mercuria Energy Group (83,6%) y José Luis Manzano (4%). De esta forma, el exministro del Interior durante el gobierno de Carlos Menem anuncia una nueva expansión en el sector energético, luego de la compra de Edenor a fines del año pasado.
“La revolución del shale en Estados Unidos se hizo con las firmas independientes. Es una excelente noticia para la cuenca neuquina y para la Argentina que una empresa como Phoenix invierta acá. Si vienen 10 o 15 compañías más así a poner este dinero, habrá una inversión importante en Vaca Muerta. Este tipo de negocio tan competitivo, necesita de procesos eficientes, donde el dueño o accionista está muy cerca de lo que sucede en el día a día del negocio”, dice a LA NACIONPablo Bizzotto, CEO de Phoenix desde septiembre pasado y con una larga experiencia de casi 20 años en el sector, ya que trabajó para YPF (fue vicepresidente de Upstream) y en Pan American Energy (PAE).
Esta es la primera concesión no convencional en Vaca Muerta que obtiene la compañía, además del área convencional que desarrolla en Mendoza, donde produce 4000 barriles de petróleo por día. “Los pozos que hicimos en exploración mostraron muy buena producción y por eso propusimos este plan piloto para tener la concesión en Mata Mora. Hacia fines de este año empezaríamos con la perforación del primer pad de tres pozos horizontales cada uno, con ramas laterales de 2150 metros en promedio”, explica Bizzotto.
A la hora de explicar la inversión en la Argentina, en un contexto de control de capitales, dificultades para repatriar divisas y precios de mercado por debajo de los internacionales, Bizzotto indicó que “los accionistas reconocen la calidad del activo y piensan que es un buen momento para entender el potencial de la roca”.
“Con el petróleo estamos viviendo una transición energética y vemos una ventana de oportunidad para poner en valor y entender el potencial de nuestros activos lo antes posible para invertir de una manera más agresiva que esta. Ya tenemos los activos y no queremos que pase el tren de la oportunidad”, dijo Bizzotto.
Con relación al cepo, el ingeniero en petróleo indica que para la empresa no es un problema, ya que están en la fase temprana en la cual están trayendo fondos frescos para llevar adelante los proyectos. “Hoy no es problema la imposibilidad de repatriar porque es el momento cuando hay que poner. Igualmente creo que las autoridades entienden las medidas que tienen que llevar adelante para que en Vaca Muerta haya más equipos perforando”, comentó.
De hecho, dijo que la empresa tiene como objetivo producir más y capturar alguna oportunidad en yacimientos convencionales. “Tenemos oficinas en Mendoza y Neuquén, queremos jugar de manera activa en esos lugares, donde nos sentimos cómodos operando”, indicó.
La nueva concesión de explotación cubre la región norte del área y conlleva un pago de US$2,75 millones en concepto de Responsabilidad Social Empresaria y un pago de US$3,25 millones como bono de infraestructura. La concesión incluye una fase piloto con ciertas actividades que deben llevarse a cabo antes de marzo de 2026.
Los derechos de exploración sobre la parte sur del área están compuestos por un primer período con vencimiento en abril 2022 y un segundo período de cuatro años con vencimiento en abril 2026. La actividad de exploración incluye un programa de sísmica 3D con un costo estimado de US$3 millones.
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