Movimientos en el offshore de Argentina: Total Austral y BP devuelven dos áreas
Las gigantes europeas Total Austral y BP devuelven dos áreas en Cuenca Argentina Norte que habían sido adjudicadas en 2019. La secretaría de Energía determinó su retorno al Estado nacional.
Las petroleras no terminaron los trabajos correspondientes al primer periodo de exploración. Foto: gentileza.
La exploración costa afuera en Argentina atraviesa etapa de cambios. Las empresas Total Austral y BP se desprenden de dos áreas en Cuenca Argentina Norte que habían sido adjudicadas en 2019. La secretaría de Energía determinó su retorno al Estado nacional, lo que oficializa la salida de la británica BP del offshore argentino y la reducción de la presencia de Total en la exploración. Las petroleras no habían terminado los trabajos correspondientes al primer periodo de exploración.
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En octubre del 2019, la secretaría de Energía otorgó a Total Austral, subsidiaria de la francesa TotalEnergies y a la británica BP los permisos de exploración de hidrocarburos sobre las áreas CAN 111 y CAN 113. En 2022, recibieron una prórroga por dos años sobre el plazo del primer período exploratorio. En total, son dos periodos de cuatro años cada uno, con la posibilidad de prórroga por cinco más.
Con una prórroga vigente, en la resolución 159/2024 publicada hoy en el Boletín Oficial, se declaró la extinción de los permisos de exploración, por lo que vuelven al Estado nacional. Las firmas, con operaciones offshore colosales en otros países, no habían terminado de cumplir con los objetivos previstos, por lo que tuvieron que abonar al Estado las tareas que quedaron por cumplir.
Estas tareas se miden en Unidades de Trabajo, que en conjunto suman la inversión comprometida de las empresas. Las unidades permiten dividir las obras y servicios que requiere el proyecto, lo que refleja un valor representativo de los rubros del programa de exploración. Según los pliegos y condiciones que aceptaron las empresas, cada Unidad de Trabajo vale US$ 5.000 que deben abonar.
En el caso de CAN 111, de 6.320,53 kilómetros cuadrados (km2), estaba previsto que en el primer periodo de exploración de cuatro años, realizara 3.476 unidades de trabajo, según su oferta. Estas permitirían obtener avances en las sísmicas 2D y 3D. De este total, quedaron 2.231,73 sin hacer, por lo que las empresas abonaron el equivalente a US$ 11 millones.
Mientras que para CAN 113, de 6.573,74 km2, las Unidades de Trabajo previstas por las empresas en cuatro años eran 1.736. Según los registros, a diciembre del 2023, faltaban 445 unidades de trabajo, por lo que pagaron el equivalente a US$ 2 millones.
Una razón que puede explicar la falta de cumplimiento del plan es la Pandemia por Covid 19 en 2020, que provocó un corte de actividades, sumado al contexto de incertidumbre. Estas dos áreas se suman a las tres que ya devolvieron a principio de año ExxonMobil y QP de los bloques MLO 113 y MLO 117, tras identificar que los datos obtenidos permiten apuntar a desarrollos comerciales.
A fines de junio, las áreas offshore en la cuenca Austral AUS 105 y AUS 106 también registraron movimiento por la cesión del 25% de la participación de Equinor a la empresa nacional CGC. Ambas áreas también se encuentran en una primera fase de exploración, como las que devuelven Total Austral y CGC.
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