Panorama del Cono Sur: exploración marina, oleoducto, proyecto de GNL, subasta y más

COSTA AFUERA

Un acuerdo de cesión de un bloque marino de hidrocarburos en Uruguay se acerca cada vez más a su cierre, mientras los ingenieros esperan el inicio de las exploraciones a principios de 2025.

La estatal petrolera Ancap, que también regula el sector, dio luz verde a la transacción que faculta a la compañía estadounidense Chevron a comprar una participación de 60% que tienen la británica Challenger Energy en el área OFF-1. También sería su operador.

Se planifican trabajos sísmicos y de perforación en los 14.557km2 en profundidades marinas que oscilan entre 80mn y 1.000m.

La operación de cesión de derechos entra ahora a su fase final de aprobación, lo que requiere su tramitación en los ministerios de energía y de economía, y debería completarse en ocho semanas, dijo Challenger en un comunicado dirigido al regulador.

“Esto, a su vez, permitirá que Chevron, como nuevo operador del bloque, avance con la adquisición de sísmica 3D de manera acelerada para partir a principios de 2025”, agregó.

Los siete bloques de exploración marina de Uruguay tienen contratos activos.

Se han reportado indicios de petróleo y gas frente a las costas de Uruguay en fases anteriores de exploración, pero no se ha realizado ningún descubrimiento comercial.

Uruguay y Argentina, así como una empresa que trabaja costa afuera de Islas Malvinas, han señalado que los hallazgos frente a las costas de África occidental se realizaron en formaciones geológicas similares a las de las costas de Sudamérica.

El primer pozo exploratorio perforado en aguas ultraprofundas de Argentina, Argerich-1, fue declarado seco.

AVANCE DE OLEODUCTO

La instalación de un ducto vital para descongestionar el despacho de petróleo desde Vaca Muerta entrará en servicio en los primeros meses de 2025, dijo la concesionaria Oldelval.

El proyecto de US$1.200 millones Duplicar contempla trabajos en tubería y estaciones de bombeo para aumentar la capacidad de transporte de los 36.000m3/d actuales a 86.000m3/d (541.000 b/d) entre la formación de hidrocarburos no convencionales y Puerto Rosales, en la provincia de Buenos Aires 

La petrolera estatal YPF lleva adelante el proyecto paralelo Vaca Muerta Sur para transportar petróleo de Vaca Muerta a una futura terminal de exportación en la provincia de Río Negro. En el segundo semestre de 2026 se pondrá en marcha una capacidad cercana a 180.000b/d, la cual podría ascender a 700.000b/d a partir de 2028 si hay suficiente demanda.

La mayor parte de las inversiones en exploración y producción en Argentina se concentra en Vaca Muerta. El mercado de exportación está en la mira de los productores. Vaca Muerta aportó 61.400m3/d en julio, 32,7% más que en el séptimo mes de 2023, según datos del centro de estudios sobre energía General Mosconi.

PROYECTO DE GNL

YPF dijo que un proyecto de GNL seguiría adelante, incluso si se retira su socio Petronas. 

Las empresas llevan varios años planeando la exportación de GNL.

En declaraciones a la prensa local, el CEO de YPF, Horacio Marín, dijo que el proyecto está en la fase de ingeniería y que otras compañías podrían participar. “En ese momento, Petronas tiene la opción de continuar o no con el proyecto”, dijo Marín. “Hay que desdramatizar la situación, son decisiones empresarias”.

Petronas estaría preocupada por la situación macroeconómica de Argentina y factores políticos detrás de la decisión de construir el proyecto en la provincia de Río Negro en lugar de Buenos Aires.

Según comentarios anteriores de YPF, la capacidad de producción oscilaría entre 1 millón y 2 millones de toneladas (Mt) anuales a partir de 2027 utilizando infraestructura de GNL flotante, antes de aumentar a más de 17Mt anuales en 2032 tras la construcción de una planta fija costa adentro.

YPF había señalado que estaba invitando a productores locales de gas a ayudar a impulsar el proyecto.

Asimismo, la firma argentina upstream Pan American Energy (PAE) y la compañía logística Golar LNG dijeron en julio que planeaban comenzar a exportar GNL en 2027.

Según el acuerdo, se utilizaría el buque Hilli Episeyo, con una capacidad de producción de 2,4Mt anuales de GNL, el equivalente a 11,5 millones de metros cúbicos diarios (Mm3/d) de gas natural. PAE suministraría el gas.

Actualmente Argentina exporta gas por ducto, prácticamente el 100% a Chile.

La producción nacional de gas subió 9,9% en julio, a 152Mm3/d, según datos de General Mosconi.

SUBASTA EN RÍO NEGRO

Capex presentó un proyecto para la exploración y eventual explotación de hidrocarburos en Cinco Saltos Norte, área que antes había sido puesta a subasta sin éxito.

La inversión inicial se estima en US$5,67 millones, según un decreto que declaró el proyecto de interés público y autorizó la realización de una subasta asociada. Entre los trabajos figura el reprocesamiento de 200km2 de sísmica 3D.

Capex, una de las empresas de hidrocarburos más pequeñas de Argentina, recibió derechos preferenciales para mejorar su eventual oferta de ser necesario y así quedarse con el área de 141km2.

El proyecto se enmarcaría en una estrategia del gobierno para impulsar la exploración de hidrocarburos no convencionales. En Río Negro se ubica parte de Vaca Muerta.

Otra subasta está en marcha luego de que el productor Pilgrim Energy presentó un proyecto de iniciativa privada para buscar gas en las áreas Jagüel de los Milicos (21,6km2) y Angostura (396km2).

GAS COSTA AFUERA

TotalEnergies dijo que comenzó la producción en el campo gasífero Fénix, frente a las costas de la provincia de Tierra del Fuego.

Con una inversión cercana a los US$700 millones, Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), en la que TotalEnergies tiene una participación operativa del 37,5% y el resto está en manos de sus socios Harbour Energy (37,5%) y PAE (25%).

La capacidad productora de la plataforma no tripulada del campo es de 10Mm3/d.

La producción de gas de Argentina subió 9,9% en julio, a 152Mm3/d, según datos de General Mosconi.

CAMBIO DE NOMBRE

Echo Energy, firma de minería e hidrocarburos que cotiza en la bolsa de Londres, pasó a llamarse Nativo Resources.

En el ámbito del petróleo y gas, Echo tiene una participación activa de 5% en cinco concesiones de producción en la cuenca argentina Austral, bajo operación de Interoil Exploration and Production ASA y que vencen en 2026: Chorrillos, Campo Bremen, Oceano, Moy Aike y Palermo Aike. Interoil está solicitando una extensión de 10 años, según información de Nativo.

El año pasado, Nativo redujo su presencia en el sector de petróleo y gas de Argentina.

En un comunicado dirigido a los reguladores, Nativo dijo que su enfoque estratégico estaba ahora en la explotación de metales preciosos en Perú. En julio, Echo formó una empresa conjunta en partes igual en Perú. Bautizada Boku Resources, la compañía posee el 100% de la concesión de Tesoro Gold, donde se realizan extracciones a pequeña escala.