Cómo será el largo camino del offshore en el sur argentino

El sendero del desarrollo de los eventuales recursos hidrocarburíferos del Mar Argentino está a la espera de las primeras actividades previstas para el último trimestre de este año y comienzos de 2023 por parte YPF y la noruega Equinor, lo que marca un punto de partida para los 18 bloques adjudicados en mayo de 2019 en las cuencas Argentina Norte, Malvinas y Austral.

Los resultados de la licitación superaron las expectativas, demostrando que las empresas estiman un gran potencial, lo que atrajo a las principales operadoras globales con experiencia en costa afuera en consorcio con firmas locales. Si bien, el objetivo inicial es ampliar el conocimiento geológico sobre la Plataforma Continental absolutamente sub-explorada, la premisa de lograr el desarrollo de esos recursos tiene un largo recorrido que se extiende hasta mediados de la próxima década.

Una hoja de ruta delineada en un informe de la consultora Ecolatina identificó que en la Cuenca Marina Norte (CAN) los bloques son de Aguas Profundas al oeste de 100 a 1.200 mts y Ultraprofundas al este de 1.200 a 4.000 mts; en la Cuenca Malvinas Occidental (MLO) son de Aguas Profundas y en la Cuenca Austral son de Aguas Someras, a menos de 100 metros.

Los permisos exploratorios tienen tres períodos: duran 4, 4 y 5 años respectivamente, salvo en aguas someras que son de 4, 3 y 4 años. En el segundo y tercer período hay obligación de perforar un pozo y al finalizar el segundo se devuelve el 50% del área, pero si hubiere un descubrimiento, se puede solicitar una concesión de explotación por 30 años, a prorrogar por otros 10.

Los compromisos iniciales, para las empresas, implican US$ 724 millones de inversión, etapa en la cual los compromisos incluyen la realización de trabajos de gravimetría, magnetometría, Sísmica 2D y 3D entre otros.

A partir de este contexto normativo, las empresas tienen una curva de desarrollo que se puede delinear por la amplia experiencia internacional. Así, de acuerdo a las proyecciones del estudio realizadas mediante el intercambio con las principales operadoras interesadas, se estima que los proyectos tipo planteados tienen una inversión total estimada de US$ 5.305 millones por área para la CAN y US$ 5.200 millones para la MLO. Este tipo de proyecto tienen un perfil de inversión muy concentrado entre el FID (final investment decision en 2027) y el FO (first oil en 2031), alcanzándose un pico de inversión de unos US$ 1.500 millones anual.

De la misma manera, el plateau de producción para los proyectos tipo implica unos 80.000 bbl/día para la Cuenca Norte y unos 100.000 bbl/día para la de Malvinas, cifras relevantes si se tiene en cuenta que actualmente la producción de petróleo argentina es de unos 570.000 barriles/día, por lo que sólo uno de estos proyectos representaría entre el 15% y 18% de la producción de petróleo de todo el país. En ambos casos se asume que el fluido principal sería petróleo y que la totalidad del gas asociado se reinyectará al reservorio.

En el trabajo de simulación de los proyectos tipo en pleno desarrollo y asumiendo un precio de petróleo promedio de US$ 80 por barril, los ingresos totales por ventas de crudo que generarían estas áreas -se estima de antemano que se orientará todo al mercado de exportación- serían de unos US$ 44.708 millones para CAN y US$ 55.885 millones para MLO, es decir un promedio anual de US$ 2.340 millones y US$ 2.920 millones respectivamente.

Con estos volúmenes y valores, los ingresos que recibiría el Estado por el pago de impuesto a las ganancias, regalías y otros impuestos (siempre con un supuesto de barril a US$ 80)  alcanzaría entre los US$ 15.800 millones y los US$ 20.200 para cada área durante todo el período de explotación. 

Más allá de las cifras, la tarea de las petroleras tiene un camino que ya se empezó a recorrer, y que a partir de las tareas de exploración que deberían haber comenzado este año -pero se extendieron por al impacto de la pandemia-, se inicia con los trabajos de Sísmica 2D, Sísmica 3D y Adquisición de Métodos Potenciales por Agua, lo que demanda inversiones promedio de mercado por unos US$ 16 millones. A esto le sigue en 2023, la perforación de un primer pozo exploratorio vertical de 2.500 mts. en el caso de la Cuenca Norte a un costo de US$ 90 millones, punto clave que permitiría a las operadoras la primera declaración de descubrimiento.

Para el bienio 2024 -2025 cada proyecto estaría en condiciones de entrar en etapa de Delineación con la realización de Sísmica adicional y otros trabajos anexos con una inversión de US$ 15 millones, la perforación de 3 pozos back to back, la concreción de los denominados ensayos extendidos y finalmente los pozos de delineación que requerirían una inversión de US$ 75  millones cada uno, para totalizar la etapa en torno a los US$ millones.

Ya para 2026, cada proyecto estaría en condiciones de ingresar en el momento de declaración de descubrimiento comercial y la consecuente Solicitud de Concesión de explotación. Casi en paralelo, se debería avanzar en el denominado Pre-FID, con los estudios, ingeniería y definición del caso de negocio a desarrollar con costos estimados por la industria en unos US$ 225 millones. Esto da lugar hacia 2027 del FID o final investment decisión, que se calcula en la experiencia se logra 4 años después de la declaración del descubrimiento.

Avanzando en una línea de tiempo, para el período 2028-2031 se podría entrar en la etapa de construcción y perforación de pozos. En este caso, se asume que la perforación podría comenzar en el 2029 y que se concretaría en total 21 pozos productores e inyectores con una demanda de inversión de unos US$ 1.465 millones. A ello habrá que sumarle instalaciones de procesamiento y almacenamiento, lo que demandará una capacidad estimada para procesar 80.000 bbl/día y almacenar 1 millón de barriles equivalente, además de instalaciones sub-sea, risers, umbiliclals, manifolds, boyas, etc, con costos en torno a los 2.850 millones.

Cumplidas estas exigentes etapas, llegaría para 2031 el esperado First Oil, calculado para 8 años después de la declaración del descubrimiento, con la proyección de lograr para 2034 el plateau de producción de 80.000 bbl/día sostenible por los siguientes 15 años, con lo cual el final del pozo y las instalaciones se trasladaría a los primeros años de la década de 2050, un futuro mediato para la industria en cualquier parte del mundo pero quizás muy lejano para la Argentina.