Argentina / Cuenca Austral: en el sur del continente impulsan energías extremas

Los anuncios y negociaciones para aumentar la exploración y explotación de gas demuestran nuevamente el rol central de los hidrocarburos en la vida económica del país. En plena pandemia y crisis climática, el Plan Gas 4 combinó las expectativas corporativas con el diseño de un entramado legal y técnico. Las licitaciones de producción y precios a cuatro años para actividades en tierra firme y a ocho años para la producción costa afuera, significa un impulso para las cuencas Neuquina y Austral. YPF, Total Austral, Pan American Energy (PAE), Wintershall DEA y Compañía General de Combustibles (CGC) se beneficiaron con la medida. Aunque el CEO de Wintershall puso en duda el alcance de esta política de promoción.

Por Víctor Quilaqueo

En diciembre se publicaron los resultados del proceso de licitación para la producción de gas natural en el marco del Plan Gas 4. El esquema de oferta y demanda 2020-2024 adjudicó 67,42 de los 70 millones de metros cúbicos de gas diarios (MMm3/d) licitados. Para el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, las adjudicaciones son “el punto de partida” que permitirán ”ponerle fin al declino de la producción de gas” en el país y a “la parálisis de la actividad que generó la política contradictoria y errática del gobierno anterior”. Las ofertas de producción de gas provienen mayoritariamente de la cuenca Neuquina, para las cuencas San Jorge y Austral se reservaron 20 MMm3/d, de los cuales se licitaron 18,48 MMm3/d (más del 85% corresponde a la Austral).
De esta manera, el nuevo marco de promoción del sector le da a la Austral un lugar más relevante. Cabe destacar que esta cuenca se extiende bajo la tierra y el mar del sur de la provincia de Santa Cruz y el norte de Tierra del Fuego y secunda a la Neuquina en el podio de la producción, de allí se extrae el 20% del gas que consume Argentina. Sus 162 mil kilómetros cuadrados son escenario de un intenso proceso licitatorio y el nuevo programa de fomento del sector refuerza el avance del fracking y de las explotaciones costa afuera.

Volúmenes y precios ofertados para 2021. Ministerio de Economía Secretaría de Energía. Anexo Resolución 391/2020, 15 diciembre 2020.

La incorporación de la cuenca Austral al esquema de adjudicaciones del Plan Gas obedece a la demanda de las compañías gasíferas, así como también a los límites de infraestructura para el almacenamiento, transporte y comercialización del gas de la cuenca Neuquina. Constituye un respaldo político para el desarrollo de actividades como el offshore y la fractura hidráulica. El decreto 892/2020 que oficializó el Plan hace un reconocimiento explícito a las “singularidades del sistema offshore”, otorgando un plazo de ocho años para las licitaciones costa afuera, en tanto que este tipo de iniciativas: “i) conllevan costos de inversión y logística más importantes; (ii) se encuentran ubicados en áreas remotas y con condiciones meteorológicas y oceánicas extremas (temperaturas -15°C, vientos 90 a 160 km/h, olas de hasta 10 metros y fuertes corrientes), con una alta variabilidad e impredecibilidad; (iii) las ventanas climáticas favorables para la instalación son reducidas y de duración aleatoria; (iv) las tormentas son un riesgo cierto; (v) los pozos a perforar son dirigidos y de largo alcance (hasta 3 kilómetros), con equipos de alta tecnología y gran tamaño (del tipo Jack Up), movilizados desde lugares remotos del mundo; (vi) lo mismo aplica para los medios de instalación como flotas de barcazas, buques y helicópteros; (vii) desde el punto de vista geológico existe un alto riesgo para reservorios con espesores reducidos; (viii) la operación y el mantenimiento requiere medios marinos y aéreos de soporte, trabajos de buceo de alto riesgo y personal altamente capacitado; (ix) los puertos que se utilizan se encuentran a grandes distancias”.
Durante la segunda mitad de 2020, diversos anuncios y eventos aportaron a la construcción de un mensaje con promesas de inversión de la mano del diseño de un Plan Gas que considerara el offshore y su riesgosa apuesta. En agosto, el consorcio entre Total Austral, Wintershall DEA y PAE, que explota la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), se reunió con altos funcionarios del gobierno nacional para incluir en los beneficios a las concesiones costa afuera de Tierra del Fuego. En ese marco, expresaron su deseo de ampliar las operaciones en el bloque con la puesta en explotación del reservorio Fénix, con una inversión cercana a los mil millones de dólares. En tanto, en octubre el secretario de Hidrocarburos fueguino, Alejandro Aguirre, daba a entender lo valioso de incorporar esos bloques dado que “el gas que se produce en la principal concesión offshore como es Cuenca Marina Austral 1 es tratado, acondicionado y puesto en condición comercial en las plantas de Río Cullen y Alfa en territorio de la Isla Grande de Tierra del Fuego”.

Mapa de Tierra del Fuego y CMA-1, con ubicación de las plataformas en color fucsia, las líneas punteadas corresponden a ductos y demarcaciones, mientras que en línea punteada rojo se observa la locación Vega Pléyade. Fuente: Vessel Finder

Ilustración de pozos productivos offshore correspondiente a CMA-1. Fuente Wintershall DEA

Instalación de gasoducto proveniente de plataforma de gas en CMA-1 hacia planta de tratamiento en Río Cullen, Tierra del Fuego. Fuente: Jan de Nul

En tierra firme, desde Santa Cruz, la Compañía General de Combustibles (CGC), brazo petrolero del holding Corporación América de Eduardo Eurnekian, evaluaba en noviembre su ingreso a la ronda de licitación del Plan Gas. Dicho anuncio remarcaba la posición de la empresa en la cuenca, que, a pesar de la pandemia, expandió su actividad en upstream. Entre 2017 y 2021, CGC obtuvo permisos de exploración en áreas del sur de la provincia, como Tapi Aike y Paso Fuhr (con YPF), dio inicio a una ambiciosa campaña de exploración sísmica 3D e inauguró el primer sistema de Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural (ASGN) del país. Además, en 2018, logró sumar 32 de sus 42 pozos al anterior Programa de Estímulo a la producción de gas no convencional diseñado durante el período macrista.
Al cierre de 2020, un sonriente Hugo Eurnekian compartía un acto público virtual con la gobernadora Alicia Kirchner, quien anunciaba el acuerdo entre la provincia y la petrolera para la exploración de shale en la roca generadora Palermo Aike. Con los resultados de lasadjudicaciones del Plan Gas 4 a la vista, en enero CGC ratificó el acuerdo estimando una inversión de 450 millones de dólares para la exploración de la formación.
Impulsos para el gas
En 2019 y 2020 empresas con fuerte presencia en la cuenca Austral, como CGC, Total Austral, Wintershall, PAE figuraron entre las principales productoras de gas no convencional del país. En la actualidad existen cinco permisos de exploración onshore, cuatro de ellos en Santa Cruz y uno en Tierra del Fuego (ver cuadro 1). Se suman también los bloques offshore AUS 105 y AUS 106, licitados en 2019 frente a las costas de Tierra del Fuego y concesionados a la firma noruega Equinor.

 

Fuente: elaboración propia en base a Información Geográfica Secretaría de Energía.

Por su parte, YPF anunció en marzo de 2020 el inicio de la exploración en el área El Turbioy en 2019 conformó con CGC una unión transitoria para explorar Paso Fuhr. En tanto, en febrero del 2020 Echo Energy comunicó que el pozo exploratorio Campo La Mata, identificado como CLMx-1, en el área Tapi Aike, dio como resultado el hallazgo de gas sin interés comercial. Al respecto el director general de la compañía, Martin Hull, señaló que “es una decepción que nuestro pozo de exploración inicial en Tapi Aike haya devuelto tasas de flujo no comerciales” y agregó que “los datos del pozo CLM-x-1 se utilizarán para calibrar e informar mejor nuestro modelo del subsuelo y que se emplearán este conjunto de datos mejorados para identificar futuras ubicaciones de perforación en la licencia”.

De 50 concesiones de explotación en la cuenca Austral, 42 son para locaciones onshore y 8 para bloques offshore. De las explotaciones en tierra firme, 29 corresponden a CGCmientras que de los bloques costa afuera, siete son controladas por el consorcio conformado por Total Austral, Wintershall DEA y PAE, y el restante está en manos de Enap Sipetrol Argentina e YPF. Casi el 80% de la producción acumulada de gas de la cuenca entre 2017 y 2020 se extrajo de las locaciones offshore CAM-1 (Total Austral, Wintershall DEA y Panamerican Energy)  y Magallanes (Enap Sipetrol Argentina e YPF).

Mapa Secretaría de Energía. Explotación de hidrocarburos. Cuencas Austral y Malvinas, 2019

COVID-19 y derrumbe de precios mediante, los hidrocarburos a escala global vivieron una profunda crisis en 2020. Al mismo tiempo demostraron una extraordinaria habilidad para insistir con las narrativas sobre el rol que tiene la promoción de los fósiles en la recuperación económica. A la crisis del cambio climático, el sector respondió con la propuesta del gas como combustible puente que ha sido profusamente debatida y documentada como una falsa solución o puente a ninguna parte. Al escenario de incertidumbre derivado de la pandemia, la vocería internacional de las petroleras encarnada en la Agencia Internacional de Energía contestó modelando escenarios post-pandémicos de ŕecuperación de la demanda global de energías para mediados de la década. Uno en el que ésta se estabiliza en niveles pre-pandemia para el año 2023, otro en que se recupera para el 2025.
Ante la paralización general de la actividad, las empresas del sector salieron al cruce  anunciando hallazgos fabulosos y con una campaña de corrimiento de la frontera de las energías extremas hacia el offshore y hacia nuevos reservorios no convencionales en Surinam, Guyana, Namibia, Mozambique. Rystad Energy, una influyente consultora global planteó incluso que Sudamérica podría liderar la recuperación global de las actividades offshore.
La correlación de intereses entre entidades de gobierno y compañías transnacionales como Shell o Exxon es presentada oficialmente como una buena noticia. Pero el corrimiento de las fronteras de exploración y explotación de hidrocarburos, con el posicionamiento del fracking y el avance fósil en todos los mares de América Latina es un proceso crítico: intensivo, extensivo y aún en movimiento, cuyos resultados en términos sociales y ambientales pueden anticiparse como muy graves. Hay dudas, incluso, sobre el fundamento energético de sostenerlo. La agenda energética que se está trazando para la región austral de Argentina tanto en tierra firme como en el mar no es otra cosa que el avance sobre energías extremas.

Fuente: / OPSur.- https://opsur.org.ar/2021/03/12/cuenca-austral-tambien-en-el-sur-del-continente-impulsan-energias-extremas/ - Producciones Talcahuano - Imagen de portada: Foto: Diario Petrolero

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