Hasta 2037
Salta extendió la concesión de Aguaragüe y apunta a revertir su declino
Tecpetrol tiene la operación en un consorcio con otras compañías. La producción de petróleo y gas se derrumbó en los últimos años.
El Gobierno de Salta extendió la concesión de Aguaragüe, por 10 años más a Tecpetrol y sus socios, por lo que tendrá la operación hasta 2037. Dado que los compromisos de inversión en los últimos años fueron cumplidos, la UTE solicitó la prórroga del vencimiento de este bloque productor del norte de la provincia.
En el acuerdo de extensión, la UTE se compromete a realizar una inversión superior a los 25 millones de dólares en Aguaragüe. Los desembolsos estarán orientados a incrementar la producción con la realización de obras de infraestructura, además de sumar actividades de desarrollo social para beneficio de las comunidades y sectores cercanos al área de influencia.
El plan está orientado a contribuir a revertir el declino de la producción de petróleo y gas, en particular en el segundo segmento dado que fue gracias a Aguaragüe que Salta fue la segunda productora gasífera del país hasta 2008. En los últimos 10 años, con el ascenso de Vaca Muerta, la totalidad de la cuenca del Noroeste se derrumbó.
Si bien el área es operada por Tecpetrol, la UTE tiene una mayoría accionaria de YPF, siendo socios la petrolera de Techint, la Compañía General de Combustibles (CGC), Pampa Energía y Ledesma. Para la firma del nuevo acuerdo, estuvieron Rodrigo Ugarte (YPF), Eduardo Isasmendi Escudero (Tecpetrol), Martín Aldasoro (Pampa Energía), Ramiro Vázques y Fernando Ketchian (CGC) y Humberto Solá (Ledesma).
"Teníamos confianza de que esta firma iba a darse y desde hace un tiempo que estamos trabajando en adelantar algunas gestiones para poder dar cumplimiento a los proyectos en los plazos acordados", dijo Isasmendi, que es el referente de Tecpetrol en Aguaragüe, en un comunicado publicado por la compañía en su sitio web. "Tenemos un equipo listo y con muchas ganas de ejecutar los compromisos asumidos", añadió.
Dado que fueron muchos los actores involucrados, tanto de la parte privada como del estado porvincial, las negociaciones fueron de larga extensión: más de 18 meses de conversaciones, proyectos y propuestas. El bloque convencional tiene una producción, según los datos de marzo último, de 900 barriles de crudo por día y un primedio diario de 820 mil metros cúbicos de gas.
El compromiso de inversión involucra la construcción de un pozo nuevo en 2024, el P1 de Campo Durán, sumar dos workover y proceder al abandono de seis pozos a razón de a dos por año entre 2023 y 2025.
