El presente de los yacimientos no convencionales de Vaca
Muerta, que ya explican cerca de la mitad de la producción de
hidrocarburos en Argentina, así como su potencial, son inobjetables. Pero
en paralelo crece también el optimismo en el país respecto a lo que puede
representar la producción costas afuera (offshore) y en aguas profundas
en la Cuenca Argentina Norte, en el mar argentino, a más de 300 kilómetros
de la costa.
Un informe de la consultora Rystad Energy publicado esta semana, en el cual
se desarrolla la cautela en las inversiones en este tipo de producción
petrolera, destaca el caso argentino como uno de los más prometedores en
la región.
“Argerich-1, el primer pozo de aguas ultraprofundas de Argentina, en el que
Shell tiene una participación no operativa del 30%, desempeña un papel
fundamental en el éxito de la exploración en aguas profundas de la
región”, dice el informe.
El proyecto Argerich es el primer pozo exploratorio en aguas ultra profundas
en Argentina y que explora 15.000 km2 con una profundidad de 1.527
metros al lecho marino. Es operado por la noruega Equinor, dueña del 35%
del proyecto, mientras que YPF y Shell son socias con el 35% y 30%
respectivamente.
Aún no se sabe cuánto petróleo hay en esta cuenca. Pero falta poco. A
mediados de abril comenzarán las primeras perforaciones. Estos trabajos,
que requiere un buque perforador, barcos de apoyo y helicópteros, tienen un
tiempo estimado de 55 a 65 días, precisó el portal Econojournal.
Durante las audiencias públicas realizadas el año último, Gustavo Astié, por entonces gerente del negocio ANC (de YPF) dijo que “el pozo (Argerich-1) que estamos proponiendo va a buscar un
yacimiento convencional que podría producir 200.000 barriles/días de
petróleo, en caso de ser exitoso”. “Ese volumen de producción es casi
equivalente a lo que produce hoy YPF”, graficó.
El proyecto Argerich es uno de los tantos bloques concesionados en la
Cuenca Argentina Norte. Según un informe de la consultora Ecolatina
publicado en 2022, con un promedio anual durante los años 2025 y 2052
(mínimo), de avanzar en diez descubrimientos en la Cuenca Argentina Norte
(CAN) el aporte al Producto Bruto Interno (PBI) sería del 1,88%
Avances en Tierra del Fuego
En Argentina ya se produce gas y petróleo costas afuera, pero en menor
profundidad. En la cuenca austral, a la altura de Tierra del Fuego, las
perforaciones llegan hasta los 350 kilómetros.
Una de las últimas inversiones en esta zona es la del Proyecto Fénix,
operado por TotalEnergies con Wintershall Dea (37,5%) y Pan American
Energy (25%) como socios, que implica una inversión total de US$700
millones.
Semanas atrás, Total anunció la finalización de la instalación plataforma de
Fénix en las costas de Tierra del Fuego. “Se trata de un paso firme hacia la
puesta en producción del proyecto gasífero costa afuera más importante
de la Argentina”, anunció la subsidiaria argentina de la empresa francesa.
Las empresas creen que el proyecto entrará en operación en noviembre de
este año. Se estima que aportará hasta 10 millones de metros cúbicos de
gas natural por día para abastecer la demanda local.
Prudencia en las inversiones a nivel global
El informe de Rystad Energy afirma que los grandes productores de petróleo
y gas “seguirán siendo prudentes en el gasto de exploración este año, en
el que la actividad de perforación se prevé ajustada”.
Según la consultora, ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies y Eni
habrán gastado una media combinada de US$7.000 millones cada año
entre 2020 y 2024, “lo que supone un descenso considerable respecto al
cuatrienio anterior, durante el cual el gasto medio total fue de US$10.000
millones”.
Las restricciones presupuestarias no quitan el optimismo respecto al
potencial de las últimas exploraciones, “en particular los proyectos en
aguas profundas del Margen Atlántico, el Mediterráneo Oriental y Asia”.
El caso de Uruguay
En 2023 Uruguay se llevó una gran porción de las superficies adjudicadas en
cuencas fronterizas, “donde Shell se hizo con la mayor parte, con 42.000
kilómetros cuadrados”, dice Rystad Energy. “Más del 50% de la superficie
adjudicada a Shell procedía de territorio uruguayo”.
“Aunque Uruguay representó casi la mitad del total de adjudicaciones de
cuencas fronterizas en 2023, sigue siendo una anomalía, ya que los
principales actores en general se mantienen cautelosos en 2024″, agrega el
informe.