Se terminó la espera. El buque BGP Prospector, que contrató la empresa noruega Equinor, llega a la Argentina para empezar en breve las tareas de exploración sísmica offshore en la Cuenca Argentina Norte.
Su tarea se concentrará en el bloque offshore CAN102, donde relevará el subsuelo marino en procura de identificar los mejores puntos para avanzar luego en los primeros pozos exploratorios, una etapa como la que se espera ocurra en diciembre en el ya famoso Pozo Argerich, en la CAN 100 que opera YPF, en una sucesión de eventos que podrían cambiar la matriz productiva argentina.
El buque de bandera de Bahamas, de 100 metros de eslora y 24 de manga, tiene fecha de inicio de operaciones esta misma semana, tras recalar en el puerto de Montevideo para reabastecerse de insumos, víveres y combustibles.
A diferencia de un año atrás en que el Prospector debió suspender la tarea, ahora el camino judicial se presenta despejado luego de que el Juzgado Federal en lo Contencioso Administrativo Nº 8 rechazó días atrás la medida cautelar solicitada por la Fundación Ambiente y Recursos Naturales para frenar la exploración y explotación hidrocarburífera offshore.
Con sólo uno de los diez bloques aptos para explorar en el Mar Argentino, el potencial de ese crudo convencional a 300 kilómetros de la costa bonaerense es superior a una Vaca Muerta.
Fue un último intento de las organizaciones ambientalistas y del Municipio de Mar del Plata por frenar la actividad que, luego de una serie de recursos rechazados, terminó avalando la Cámara Federal de Apelaciones de Mar de Plata a fines de junio.
Para los expertos del sector petrolero y para las autoridades energéticas un eventual hallazgo de reservas en el Mar Argentino tendría un impacto productivo similar al de Vaca Muerta, lo cual significaría más puestos de trabajo y podría duplicar la producción actual de hidrocarburos con una expectativa a futuro de exportaciones incrementales.
Offshore de exportación
Es que todo lo que allí se logre producir tendrá destino seguro de exportación, ya que el mercado local está autoabastecido, pero a la vez significará la oportunidad de generar inversiones por u$s 40.000 millones en componentes nacionales y la contratación de miles de trabajadores para el sector durante las próximas tres décadas.
Con un precio internacional del barril de petróleo actualmente rondando los 90 dólares, el atractivo de inversión sigue siendo alto para las grandes operadoras, pero cada año que pasa se acorta la ventana de oportunidad que ya comenzó a cerrar la transición energética global hacia fuentes de generación con emisiones cero de carbono.
Esto no significa que el gas y el petróleo no se sigan demandando durante las próximas décadas, pero sí que ante una demanda contenida se imponga un escenario de desarrollo selectivo y competitivo de las distintas cuencas productivas en el mundo.
Distintos estudios reafirman que con sólo uno de los diez bloques aptos para explorar en el Mar Argentino, el potencial de ese crudo convencional a 300 kilómetros de la costa bonaerense es superior a una Vaca Muerta.
De empezar a corroborarse en ese sentido el próximo año, cuando comiencen a conocerse los primeros resultados de las exploraciones actuales, será el turno de la llegada de las unidades flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) verdaderas factorías de hidrocarburos flotantes.
Tan sólo para tener una referencia inmediata, Brasil en el desarrollo del Pre-sal con unos 2.200 pozos costa afuera logró duplicar su producción de crudo de 2 a 4 millones de barriles. Hoy Argentina produce unos 620.000 barriles, de los cuales la mitad son del no convencional neuquino.
El desafío para los próximos años es lograr captar una parte de los miles de millones de dólares de inversión que se deberán hundir antes de sacar la primera gota de crudo, y que la industria local pueda participar en distintos segmentos de la amplia demanda de insumos y servicios que la industria requiere en mar y tierra.
Dos escenarios de producción fueron definidos por YPF. El Escenario Base considera el desarrollo Argerich más otros 3 proyectos similares en la CAN 100, llegando a una acumulado total de hidrocarburos de 4.000 MMBOe en 18 años. El Escenario Máximo en 28 años alcanzaría 24.000 MMBOe. Entre los 6 proyectos se plantea un desfasaje temporal de 2 años considerando que se empieza la producción en el año 2030.
Un reciente informe de la Facultad de Ingeniería de la UBA señaló que con medidas adecuadas se podría captar para la economía nacional un 1,5% “extra” del valor total de producción de la CAN, que aplicados en desarrollo tecnológico y construcción de equipos offshore, duplicaría el Valor Agregado Nacional, llegando a US$ 60.000 millones, y se sextuplicaría el empleo, alcanzando una media de 125.000 durante 34 años.
