Mata Mora Norte

El área de explotación Mata Mora Norte, operada por Kilwer SA (subsidiaria de Phoenix Global Resources), es actualmente uno de los proyectos “estrellas” del shale oil en Vaca Muerta por su vertiginoso crecimiento y su respaldo financiero internacional. Este se encuentra ubicado en la provincia de Neuquén, al norte de San Patricio del Chañar; limita con bloques de alta productividad como Sierras Blancas (shell) y Coirón Amargo Sur Este (Pan American Energy). Actualmente, el área ya superó la etapa de piloto y se encuentra en desarrollo masivo. Para mayo de 2026, se espera la puesta en marcha de una nueva Planta de Tratamiento Crudo con capacidad para 40.000 barriles por día. Alcanzar un plateau de producción de 40.000 boepd para 2028. El plan contempla la perforación de aproximadamente 150 pozos adicionales en los próximos años. El proyecto cuenta con el respaldo total del gigante suizo Mercuria Energy Trading, uno de los mayores traders de commodities del mundo y principal accionista de Phoenix. Por su parte, Phoenix anunció un plan de inversión de USD 2.000 millones para el periodo 2024-2029, financiado íntegramente con fondos propios y reinversión de utilidades, lo que le otorga una independencia financiera inusual en el sector.

El marco hidrocarburífero de Neuquén establece que los yacimientos de hidrocarburos pertenecen al patrimonio provincial y que el Poder Ejecutivo tiene facultades sobre el otorgamiento de permisos y concesiones. La Ley Provincial 2453/04 regula la exploración, explotación, transporte e industrialización de hidrocarburos, estableciendo los principales regímenes de permisos y concesiones, sus plazos, obligaciones de inversión, cánones y una regalía general del 12% sobre la producción en boca de pozo, reducible en determinados casos. La aplicación de este régimen corresponde a la autoridad provincial competente en materia energética. El Decreto 2183/2021 reafirma estas competencias y establece al Ministerio de Energía y Recursos Naturales como autoridad de aplicación y fiscalización de la actividad.

En materia de emisiones atmosféricas, la Ley 2175/96 establece límites para las emisiones de gases de la actividad hidrocarburífera, obligaciones de declaración y un régimen de tasas y sanciones por contaminación. El Decreto 29/2001 reglamenta esta ley y establece requisitos técnicos de medición y registro de los gases emitidos, así como excepciones específicas y transitorias al venteo cuando existan razones técnicas o económicas debidamente justificadas. Los operadores deben contar con sistemas de medición y conservar los registros a disposición de la autoridad de aplicación.

Para la explotación de reservorios no convencionales, el Decreto 1483/2012, incorporado a la reglamentación de la Ley Ambiental 1875, establece requisitos específicos para prevenir y mitigar impactos ambientales asociados a la estimulación hidráulica. Exige una licencia ambiental previa y documentación sobre el uso y tratamiento de los fluidos de estimulación y del agua de retorno (flowback). Asimismo, restringe el uso de aguas subterráneas aptas para consumo o riego, prohíbe el vertido o almacenamiento a cielo abierto del flowback, exige su tratamiento y establece medidas para reducir impactos sobre el suelo, el agua, el ruido y el uso del territorio. Los operadores también deben realizar controles fisicoquímicos del agua de retorno y presentar periódicamente su planificación de perforaciones.

La explotación de hidrocarburos convencionales en la Cuenca Neuquina genera diversos riesgos ambientales que pueden afectar los recursos hídricos, los suelos, la vegetación y la fauna. Entre los principales se encuentra la contaminación de aguas superficiales y subterráneas por derrames de hidrocarburos, filtraciones y manejo inadecuado de efluentes y aguas de producción. También se identifican procesos de degradación y salinización de suelos asociados a la instalación de pozos, ductos y caminos, así como a la remoción de cobertura vegetal y el movimiento de tierras, que pueden favorecer procesos de desertificación.

La actividad puede asimismo afectar la flora, la fauna silvestre y la ganadería por la pérdida y contaminación de hábitats y la exposición a sustancias hidrocarburíferas. A ello se suma la generación y manejo de residuos y sustancias químicas potencialmente peligrosas, incluidos productos utilizados durante las distintas etapas de producción y residuos asociados a la perforación y tratamiento de hidrocarburos. Estos factores requieren sistemas adecuados de prevención, tratamiento, monitoreo y remediación para reducir los impactos acumulativos de una actividad desarrollada durante décadas en distintas áreas de la cuenca.

La empresa petrolera Phoenix anunció que no continuará su asociación con la petrolera Geopark para la participación de esta última en dos yacimientos de Vaca Muerta: Mata Mora Norte (producción) y Mata Mora Sur (exploración). El desembolso prometido por Geopark era de 190 millones de dólares, gran parte de ellos destinado a la exploración. Ambas empresas habían anunciado en 2024 haber llegado a ese acuerdo con una inversión inicial de 320 millones de dólares, que incluía también un acuerdo de asociación en otras dos áreas en la provincia de Río Negro, es un proyecto de fracking. Este también establecía que, si algunas de las condiciones precedentes contractuales no se cumplían en cierto plazo, cualquiera de las dos partes podía darlo por terminado. De esta forma, Phoenix decidió finalizar el acuerdo y continuar de manera individual en los bloques no convencionales. Como ambas empresas son controladas por capitales que actúan en el plano internacional, la caída del acuerdo no es un tema doméstico.