25°C
Llevada a cabo en el Palacio de Hacienda, la apertura de sobres de la última licitación de áreas offshore convocada por el Gobierno nacional reflejó un marcado interés de importantes empresas internacionales por los recursos hidrocarburíferos del Mar Argentino. De las 38 áreas licitadas, ubicadas en tres cuencas de la plataforma marítima continental (Argentina Norte, Austral Marina y Malvinas Oeste), unas 18 generaron ofertas por cerca de u$s 1.000 millones. En concreto, 13 compañías presentaron propuestas de inversión por u$s 995,1 millones.
Un dato llamativo es que tres de las 13 carecen hasta el momento de presencia operativa en el país: la italiana ENI, la japonesa Mitsui y la anglo-africana Tullow. Por otro lado, la británica BP–que tiene una participación accionaria en Pan American Energy (PAE) – decidió presentarse en soledad por primera vez.
Los demás oferentes son la catarí Qatar Petroleum, que aspira a manejar tres áreas junto con la norteamericana Exxon Mobil y dos en asociación con la anglo-holandesa Shell; la noruega Equinor (anteriormente conocida como Statoil), que ya posee un acuerdo con YPF para efectuar estudios geológicos a nivel offshore; la francesa Total, que opera los bloques gasíferos de la Cuenca Austral; la alemana Wintershall, socia de Total; y tres créditos locales como YPF, Pluspetrol y Tecpetrol.
En el desglose cuenca por cuenca, sobresale el atractivo de Malvinas Oeste, situada entre Tierra del Fuego y las islas Malvinas, donde hubo ofertas por nueve de los 18 bloques licitados por unos u$s 776 millones.
Frente a la costa bonaerense y Chubut, en tanto, tiene lugar la Cuenca Argentina Norte, donde se registraron propuestas por siete de las 14 áreas anunciadas por u$s 181 millones.
Los permisos para realizar análisis sísmicos y estudios de suelo costas afuera regirán por los próximos cuatro años. Una vez finalizado ese lapso, podrían prorrogarse por cuatro años más.
Finalmente, en la Cuenca Austral Marina, que abarca parte de Tierra del Fuego y el sur de Santa Cruz, se ofrecieron unos u$s 38,1 millones por dos de los seis bloques disponibles. Más allá de que algunas empresas ya dan por hecha la obtención de los campos ofertados, lo cierto es que la última palabra la tendrá la Secretaría de Energía de la Nación, que deberá analizar la documentación presentada en cada caso antes de dar el visto bueno definitivo.
Letra chica
De acuerdo con lo estipulado en el llamado ‘Concurso Público Internacional Costa Afuera Nº 1’, celebrado bajo el marco regulatorio y reglamentario de la Ley 17.319, los permisos para realizar análisis sísmicos y estudios de suelo regirán por los próximos cuatro años.
Una vez finalizado el citado lapso, está previsto que puedan prorrogarse por cuatro años más. No obstante, para que eso sea posible la adjudicataria deberá perforar por lo menos un pozo por área.
Adicionalmente, en caso de que decidan explotar los hidrocarburos detectados, los permisionarios tendrán derecho a convertirse en concesionarios de los bloques.
Según diversos expertos, el potencial offshore de la Argentina es auspicioso. Para el exsecretario de Energía, Daniel Montamat, se trata de un rubro subexplorado. “Las expectativas de hallazgos en el talud continental son altas”, aseguró.
En la misma sintonía se expresó el consultor Daniel Gerold, quien comparó la geología marina local con las registradas en Sudáfrica y Namibia. “En esas naciones se hicieron descubrimientos relevantes, lo que explica el interés de las petroleras por nuestro país”, indicó.
Ofertas de nivel
El secretario de Energía, Gustavo Lopetegui, recordó que desde la década del 70 la Argentina cuenta con plataformas de exploración y producción offshore. “El año pasado, de hecho, un 18% de nuestra producción de gas provino de áreas costa afuera”, precisó.
Consultado sobre el éxito de la nueva licitación, el funcionario resaltó el nivel de ofertas recibido por parte de las empresas. “Jugadores de renombre presumen que existe una riqueza muy elevada en el Mar Argentino”, destacó.
Según sus palabras, el país lleva un año sin comprar petróleo en el exterior. “Con el correr de los meses volveremos a ser exportadores regulares de crudo liviano, algo que no ocurre desde 2009”, proyectó. ©
Fuente: Revista Petroquímica.
