Fénix acelera los tiempos para sumar más gas de la Cuenca Austral

El demorado Proyecto Fénix en la Cuenca Marina Austral, frente a las costas de Tierra del Fuego, encontró las condiciones locales e internacionales propicias para avanzar antes de fin de año en una decisión de inversión de unos US$ 1.000 millones por parte del consorcio que conforman la petrolera francesa Total Energies, la alemana Wintershall Dea y la local Pan American Energy. Este desarrollo permitiría sumar 11 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas natural, durante 15 años, a los requerimientos de la demanda local y aprovechando la capacidad hoy disponible del Gasoducto San Martín, que conecta el extremo sur del país con la provincia de Buenos Aires. 

"Estamos actualizando las previsiones posibles para este desarrollo, preparándonos para una resolución final antes de fin de año que nos dará una oportunidad muy importante de expandir nuestras operaciones en el país", dijeron fuentes de este consorcio al anticipar que su autorización final será más ágil y menos conflictiva que la que atraviesan los bloques recientemente concesionados a unos 400 kilómetros de la costa bonaerense.

Por el contrario, las autorizaciones de las operaciones en la Cuenca Austral por su proximidad a la costa son potestad de la provincia de Tierra del Fuego, plataformas off shore desde donde en 2021 se produjo el 18% del gas consumido por la Argentina.

Tras el anuncio inicial realizado en 2017 del nuevo yacimiento gasífero -en ocasión de la puesta en operaciones de la vecina Vega Pléyade que opera el mismo consorcio-, las petroleras vinieron demorando la resolución de la millonaria inversión, a la espera de una coyuntura más favorable en el marco de la transición energética y del incremento de la demanda global. En ese sentido, para las empresas asociadas al proyecto resulta atractivo el anuncio de una segunda ronda del Plan Gas.Ar que daría certidumbre de precios y plazos a mediano plazo para la contractualización del suministro, con el aliciente de reconocer un tratamiento particular para las operaciones off shore -como ocurrió con la primera ronda- que tomó en cuenta la singularidad y las complejidades de la operación hidrocarburífera del sistema costa afuera, y eleva a ocho años los plazos de promoción para los proyectos de este tipo por el grado de complejidad y altos costos.

En la misma sintonía, el Gobierno nacional acaba de prorrogar a partir del 1 de mayo del 2031 y por el plazo de 10 años, la concesión de explotación de hidrocarburos otorgada a las tres empresas privadas sobre la Cuenca Marina Austral (CMA). 

La concesión de las áreas offshore alcanza al consorcio conformado por Total Energies y Wintershall con 37,5% de la explotación cada una y a Pan American Energy, con 25%. La superficie de 1.948 kilómetros cuadrados corresponde a los lotes de explotación Argo, Aries, Carina, Fénix, Orión, Orión Norte, Orión Oeste y Vega Pléyade del Área I de la Cuenca Austral en las proximidades de Tierra del Fuego. 

La norma también aprobó aprobó el plan de inversiones y obras comprometido por las tres empresas para el período de prórroga de la concesión de explotación, lo que incluye los US$ 1.000 millones que se estima demandará la puesta en marcha de Fénix. El desarrollo podrá utilizar para su tratamiento buena parte de las instalaciones ya construidas on shore para el proyecto Carina-Aries o el de Vega Pléyade que entró en producción en 2016, que en aquella oportunidad demandó una inversión similar. Actualmente el gas es enviado hasta la Planta de Cullen, donde recibe un primer tratamiento de separación de líquidos, para luego ser enviado a la Planta de Cañadón Alfa, y desde allí se inyecta el gas en el gasoducto San Martín de TGS, donde es transportado por 3 mil kilómetros a los centros de consumo masivo. Por lo pronto, Fénix requerirá también la instalación de una plataforma y de un gasoducto submarino de poco más de 60 kilómetros. 

En la provincia de Tierra del Fuego también se vincula la puesta en marcha del Proyecto Fénix con la construcción de un polo petroquímico en cercanías de la ciudad de Río Grande. La iniciativa, que se remonta en su idea original a principios de la década de los '80, prevé la construcción de una planta de urea granulada para abastecer el mercado local y regional, metanol, gas natural licuado (GNL), gas licuado de petróleo, electricidad a través de una central térmica, y el proyecto de un puerto multifunción que dé salida a otras producciones de la isla.

Pero además de las condiciones locales, también el contexto internacional aceleró las decisiones, en el marco de un proceso de transición energética que toma al gas natural como un recurso sustentable y de bajas emisiones de carbono para los objetivos hacia una matriz electrificada, como por la reconfiguración del mapa energético global en el que pretenden avanzar varias de las naciones más desarrolladas ante el conflicto bélico en Ucrania que buscan reducir la dependencia de Rusia como principal proveedor.