Cuáles son los planes de CGC en el sur del país

Luego de la adquisición de Sinopec en junio de 2021, CGC dio un salto cuantitativo importante en materia de producción, llegando  a más de 50.000 barriles equivalentes de petróleo diarios (boe/d), y totalizando un mix de 63% en gas y 37% en petróleo. El objetivo apunta a lograr la mitad de su producción equivalente en gas y la otra mitad en crudo.  

Esta operación le permitió a la empresa tener participación en la Cuenca del Golfo San Jorge y en Termap, la operadora de las terminales portuarias de Caleta Olivia (Santa Cruz) y Caleta Córdova (Chubut). En forma combinada con Sinopec Argentina, CGC incrementó sustancialmente su producción de petróleo a más de 3.100 m3 diarios (m3/d) y su producción de gas a 5.600 Mm3 diarios (Mm3/d). En términos de reservas probadas representó un incremento de más del 108% de las mismas.

Actualmente la mayor parte de la producción y reservas de hidrocarburos de CGC se concentra en la Cuenca Austral.

Según datos de la empresa las actividades de producción y desarrollo en esta cuenca se llevan a cabo en cumplimiento de 26 concesiones de explotación y 3 permisos de exploración, que vencen entre 2026 y 2058 y representan más del 98 % de la producción total y base de reservas. En enero de 2018, se extendió la concesión de la producción de hidrocarburos no convencionales en Campo Indio Este-El Cerrito por un plazo adicional de 35 años. Estas concesiones representaron un 65% de la  producción de gas de CGC en el punto de venta. 

Entrevistado por Mejor Energía, Emilio Nadra, Director Comercial de CGC, adelantó que la petrolera prevé invertir este año unos U$S 300 millones en upstream, en las Cuencas Austral y del Golfo San Jorge.

“Hay una parte de esas inversiones destinadas a mantener la producción. Tuvimos un pico de 6 millones de metros cúbicos de gas natural en Campo Indio en 2019 y hoy estamos en 5 millones, aproximadamente. Además, estamos teniendo un desarrollo exploratorio importante en el oeste de la Cuenca Austral. También estamos testeando el shale de esta cuenca que se llama Palermo Aike. Somos muy optimistas en cuanto al desarrollo económico futuro de esos recursos. Tal vez no tengan la productividad de Vaca Muerta, pero tienen mucha infraestructura disponible”, expresó Nadra.

La adquisición de Sinopec contribuyó a balancear la compañía en la producción de crudo y gas. Además, a mejorar la relación entre producción y reservas.

“El gran potencial que vemos en Cuenca del Golfo San Jorge es en petróleo, pero también vemos potencial para el desarrollo de gas. En ambos casos contamos con infraestructura disponible. Para fin de año esperamos contar con 2 equipos de perforación, 2 equipos de workover, y 9 de pulling”, precisó.

CGC nació como una empresa de comercialización y transporte de fuel oil y diésel en 1920. En 2013 fue comprada por Corporación América, el grupo económico argentino fundado por Eduardo Eurnekian con negocios en sectores como aeropuertos, infraestructura y tecnología. El grupo se quedó con el control de la compañía asociado con Sociedad Comercial del Plata, que cuenta con el 30% restante de las acciones.

En la Cuenca del Noroeste la petrolera participa en el área Aguaragüe. Y cuenta con una participación del 5% en el área en un acuerdo conjunto con YPF, Tecpetrol S. A., Petrobras Argentina y Ledesma S. A. La concesión tiene vigencia hasta 2027.

CGC cuenta con una importante red de infraestructura en la Cuenca Austral, incluyendo plantas de tratamiento de petróleo y gas natural, sistemas de recolección, baterías para recolectar fluidos en cada yacimiento, más de 1.300 km de ductos de interconexión para transportar la producción hasta su tratamiento e instalaciones de almacenamiento y entrega ubicadas cerca del puerto marítimo de Punta Loyola, que le permite acceder fácilmente al mercado petrolífero.  

En 2020 se inició el piloto del almacenamiento subterráneo. El piloto está concluido y el proyecto en desarrollo permitirá inyectar 1 MMm3/d en la temporada estival y extraer 2 MMm3/d durante el período invernal donde se produce el pico de consumo.

En el negocio del midstream CGC posee una relevante y estratégica participación en diferentes activos. Participa con el 28% en Transportadora de Gas del Norte (TGN); el 43,5% en GasAndes Argentina y en GasAndes Chile, (donde le empresa es co-controlante y Operadores) y una participación del 15,77 % en Transportadora de Gas del Mercosur (TGM).

En cuanto a oportunidades futuras de inversión, Nadra admitió que Vaca Muerta siempre es un foco de interés en los planes de CGC.

“La evaluación para invertir en Vaca Muerta tiene que considerar tres temas clave: la economía de la producción de los desarrollos, la infraestructura necesaria y la capacidad de desarrollar nuevos mercados.  Argentina tiene que empezar a diseñar un proyecto exportador que hoy le permita sustituir el gas importado desde Bolivia, y al mismo tiempo desarrollar mercados regionales para colocar la producción. Necesitamos un programa eficiente donde convivan exportaciones los 365 días del año con importaciones en período invernales cortos”, explicó.

Y agregó: “Hoy para sustituir importaciones es más fácil y rápido desarrollar el gas que tenemos aprovechando la infraestructura disponible que el tiempo que nos lleva construir un gasoducto. No obstante, ambos son desafíos complementarios".

Además, añadió que "hay mucha estacionalidad en el consumo y desarrollar los mercado regionales de exportación nos permite un umbral de producción más alto que pensar solamente en el abastecimiento del mercado interno”.

La situación de las cuencas productivas en Argentina hoy atraviesa un escenario complicado. Según los últimos datos del IAE, salvo la Cuenca Neuquina, las demás están declinando.

Según Nadra, en el balance de ofertas a nivel nacional, la Cuenca Neuquina tiene hoy exceso de producción en relación con la capacidad de transporte, y por eso hay distintas iniciativas para construir un gasoducto que una la producción con los centros de consumo.

“Efectivamente tanto la Cuenca Austral como la del Noroeste hoy producen menos, pero son dos situaciones diferentes. La Cuenca del Noroeste depende de la importación del gas boliviano, que todo indica que está en franca declinación y no se revertirá. Entonces para abastecer el consumo del norte es necesario revertir el gasoducto  y llegar con gas desde la Cuenca Neuquina, donde exista demanda y capacidad de consumo termoeléctrica relevante,- destacó el ejecutivo-. Distinta es la situación de la Cuenca Austral donde vemos que existe una importante capacidad de transporte excedentaria. Entonces, a los efectos de abastecer el mercado local o buscar mercados de exportación, es tan importante evaluar la infraestructura existente, como apostar a la construcción de un nuevo gasoducto”.