A punto de vencer los plazos, hay fuertes cambios en las empresas que buscan petróleo en el mar
El primer periodo exploratorio en busca de gas y petróleo en el mar Argentino está cerca de llegar a su fin.
El buque PXGEO 2 participa de estudios sísmicos en el país. Foto: gentileza.
La exploración offshore en Argentina transita una etapa de cambios. En 2019, la entonces secretaría de Energía bajo la presidencia de Mauricio Macri había adjudicado 18 bloques costa afuera para buscar hidrocarburos. Hoy, cinco años después, comienza a cerrar el primer periodo exploratorio en varias de ellas, con cambios en sus participaciones, prórrogas y reversiones al Estado Nacional.
En mayo de 2019, la Secretaría bajo el mando de Gustavo Lopetegui firmó la Resolución 276/2019 para adjudicar permisos de exploración para buscar hidrocarburos en el mar. La convocatoria en busca de ofertas se había lanzado en noviembre del 2018 con el nombre Ronda 1 de la licitación internacional Costa Afuera.
En total tuvo 23 ofertas en 18 bloques distribuidos en la Cuenca Malvina Oeste (MLO), Cuenca Argentina Norte (CAN), y la Cuenca Austral (AUS), la única productiva desde 1989. Las ofertas sumaron un total de 724 millones de dólares y en varios bloques hubo más de un interesado.
Equinor, Qatar Petroleum (QP), Total Austral, ExxonMobil, Tullow, Shell, Wintershall DEA, BP, Mitsui, Eni y las nacionales Pluspetrol, Tecpetrol e YPF fueron las adjudicadas, algunas de ellas asociadas entre sí.
De las 18 áreas otorgadas en esta ronda, cuatro ya fueron oficialmente devueltas al Estado Nacional. Se trata de MLO 117 y MLO 113 de ExxonMobil y QP que dejaron las áreas en marzo de este año, y CAN 111 y CAN 113, de Total Austral y BP, que se fueron el mes pasado. Es esperable que suceda lo mismo con MLO 118, también adjudicada a ExxonMobil y QP.
Movimientos en el offshore: se sumó otra empresa nacional en la exploración
En junio, el gobierno nacional aprobó la cesión del 25% de la participación de Equinor de las áreas offshore en la cuenca Austral AUS 105 y AUS 106, para la empresa Compañía General de Combustibles (CGC), de Eduardo Eurnekian. El acuerdo entre las empresas fue hecho en noviembre del 2022, pero restaba la aprobación de Nación.
Ambas áreas fueron adjudicadas en la Ronda 1 a Equinor, siendo las únicas en la Cuenca Austral licitadas en 2019. Antes de esta aprobación, CGC «ya había participado de la audiencia pública en 2023. Ahí ya avisamos que estábamos dentro, solo faltaba esta aprobación», indicaron desde la empresa, consultados por Energía On.
La adquisición sísmica en estas áreas terminó a principios de julio. A fines del año que viene vence el primer periodo exploratorio y para ingresar al segundo, deben comprometer un pozo, por lo que analizarán los datos que arroje la sísmica 3D. «Cada compañía decidirá si quiere ingresar», explicaron.
Esta decisión puede tener una demora de casi un año, ya que «para tener el primer pantallazo necesitamos unos cuatro meses, y para obtener la cíclica se demora unos entre 6 y 7 meses. Sabemos que el dato es bueno, pero todavía no tenemos la foto completa como para tomar una decisión«, detallaron.
Movimientos en el offshore: finaliza el primer periodo exploratorio
Las empresas adjudicadas tenían un plazo que ronda entre los 11 y 13 años para el estudio de los bloques, según haya sido para aguas someras (de baja profundidad) o ultra profundas. Aunque esta era la previsión, hubo un factor que alargó el primer periodo de exploración, que estaba previsto que sucediera en cuatro años: las medidas de prevención decretadas por la pandemia por Covid-19.
En 2021, la secretaría de Energía recibió solicitudes de todas las empresas para suspender el plazo del primer periodo exploratorio, tras señalar que para obtener datos sísmicos se requieren permisos que la pandemia había suspendido en el aire.
A la vez, «las empresas han puesto de manifiesto que el impacto producido por las demoras en la aprobación de los respectivos estudios de impacto ambiental para la sísmica a ser adquirida en el año 2021 generó irremediables demoras en la ejecución de las actividades de exploración dentro de la ventana temporal proyectada», se lee en el decreto 870/2021 firmado por el entonces secretario de Energía, Darío Martínez.
Así, entre marzo y noviembre del 2022, Nación prorrogó los plazos del primer periodo de exploración de todas las áreas entre uno y dos años. Las que tuvieron un año de prórroga son CAN 102, adjudicado a YPF y Equinor, donde se realizan exploraciones aprobadas en abril del 2023; y MLO 113, MLO 117 y MLO 118, las devueltas al Estado nacional.
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Las que tuvieron dos años son los 14 bloques restantes licitados en la Ronda 1, a los que se le suma el bloque CAN 100, del que YPF obtuvo el permiso de exploración en abril del 2019. En este último, la petrolera de mayoría estatal se asoció con Shell y Equinor para realizar el pozo Argerich, que a fines de junio de este año fue clasificado como seco.
En estos quince bloques, el primer periodo de exploración vencería en 2025, con la posibilidad de solicitar acceder al segundo periodo. Este será pedido si al completar las actividades exploratorias, los resultados son alentadores. Esta segunda parte puede durar entre tres o cuatro años, según sea en aguas someras o en las de mayor profundidad, respectivamente.
Nación definirá su entrega una vez corroborado que se completaron las Unidades de Trabajo comprometidas para el primer periodo de exploración, es decir, los objetivos que acompañan la tarea de la sísmica 2D y 3D.
En el caso de ExxonMobil y QP, la decisión se desprende tras darse a conocer que el análisis de la sísmica no arrojó resultados para pensar en la comercialidad de la explotación de los bloques. En cuanto a la devolución de las áreas de la Cuenca Argentina Norte, significan la salida de la petrolera británica, BP del offshore en el país.
Movimientos en el offshore: las obligaciones de la licitación en 2019
Los bloques costa afuera comprenden 200.800 kilómetros cuadrados de mar que a partir del segundo semestre del 2019 ya podían empezar a ser explorados. En esa ronda, 20 áreas no recibieron ofertas.
Las empresas adjudicadas tenían un plazo que ronda los 13 años para el estudio de los bloques. En los primeros cuatro años de las concesiones, las firmas no están obligadas a realizar perforaciones, sino a hacer los estudios exploratorios.
Al ingresar al segundo periodo de exploración, comienza a regir la obligación de hacer un pozo. Este tiene una duración de cuatro años, pero en caso de haber sido en aguas de poca profundidad (someras) el periodo es de tres años. La última parte de la exploración es de cinco años y para aguas someras, de cuatro años.
Al final del segundo periodo, al que aún no ingresa ninguno de los bloques adjudicados, las empresas deben devolver el 50% de la superficie, mientras que en la última prórroga deben sumar otro pozo. La exploración, que estaba prevista entre 11 y 13 años, tiene previstos en total dos pozos.
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