Buenos Aires — 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 de Negocio ANC (Activos No Convencionales) 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.
