El Gobierno de Río Negro firmó un nuevo acuerdo de prórroga de concesión hidrocarburífera con la empresa Tecpetrol para la operación del área Agua Salada, a unos 50 kms al sur de Catriel.
Este contrato, que extiende la concesión hasta 2035, será enviado a la Legislatura provincial para su tratamiento, en línea con los acuerdos anteriores. La renovación incluye compromisos de inversión que contemplan la perforación de nuevos pozos en 2026.
La secretaria de Energía y Ambiente, Andrea Confini, destacó la importancia del acuerdo dentro del proceso de extensión de concesiones que lleva adelante su equipo de trabajo, y afirmó que “este es un nuevo paso en la estrategia que venimos desarrollando para garantizar la continuidad de la producción hidrocarburífera en la provincia, y recuperar productividad con inversiones concretas que aseguran empleo y desarrollo rionegrino. Ya cerramos acuerdos con cinco empresas, extendiendo los plazos de concesión de 11 áreas clave, que representan el 45% de la producción de petróleo y el 58% de la producción de gas de Río Negro”.
Por su parte, el vicepresidente de la Cuenca Neuquina de Tecpetrol, Martín Bengochea, resaltó la relevancia del área Agua Salada dentro de la estructura de la empresa.
“Es un bloque que operamos desde hace más de 30 años y que siempre ha sido clave para nuestras operaciones en la Cuenca Neuquina. Representa aproximadamente el 20% de la producción de gas de la provincia y hemos realizado numerosos descubrimientos exploratorios", sostuvo.
"Con este acuerdo de prórroga, tenemos previstas nuevas inversiones, particularmente la perforación de dos pozos en 2026, lo que nos permitirá seguir desarrollando el potencial del bloque”, completó Bengochea.
El acuerdo firmado abarca un área de 650 km² e implica una inversión total de US$ 22,5 millones, incluyendo inversiones firmes y contingentes. Como parte del convenio, se estableció un bono de prórroga de US$ 1,25 millones, mientras que la producción actual del área alcanza 1.000.000 m³ diarios de gas.
En cuanto a las inversiones previstas, el plan de explotación firme contempla la perforación de dos pozos entre 2026 y 2027, la realización de ocho workovers entre 2025 y 2028 y adecuaciones en infraestructura por US$ 13 millones.
La explotación contingente prevé dos perforaciones entre 2027 y 2029, además de tres workovers en 2025, con una inversión de US$ 9,5 millones. Asimismo, se estableció un aporte complementario del 3% de la producción mensual de petróleo y gas, junto con un compromiso social de US$ 250.000 para desarrollo social y fortalecimiento institucional.
