Hernán Dobry

Historias y noticias

Desarrollo Energético

9 enero, 2019

Argentina espera inversiones por USD 600 millones en exploración petrolera marítima

El Gobierno espera inversiones de, al menos, 602 millones de dólares para explorar 38 áreas de petróleo y gas en el Mar Argentino, que serán ofrecidas en la ronda 1 de la licitación que lanzó la Secretaría de Energía de la Nación, afirma Rodrigo García Berro, ex coordinador de Proyecto de Rondas Costa-afuera.
Este monto fue calculado en base a las unidades de trabajo básicas (UTB) que las compañías deberán ofertar si quieren incluir un bono en sus propuestas, explica en una entrevista exclusiva con esta agencia de noticias, y agrega que las unidades de trabajo mínimas (UTM) para participar de la contienda para todos los bloques es de 138,50 millones de dólares.
La inversión total dependerá de la cantidad de ofertas que reciba la Secretaría de Energía por las áreas, que totalizan 200.000 kilómetros cuadrados en las provincias de Buenos Aires, Santa Cruz y Tierra del Fuego, señala García Berro.
La licitación incluirá siete bloques en aguas profundas (entre 200 y 1.300 metros) y siete en ultra aguas profundas (entre 1.200 y 4.000 metros) en la Cuenca Argentina Norte, de 100.000 kilómetros cuadrados, 18 en aguas profundas (entre 100 y 700 metros) en la Cuenca Malvinas Oeste, de 85.700 kilómetros cuadrados), y seis en aguas someras (menos de 100 metros), en la Cuenca Austral, de 140.000 kilómetros cuadrados.
El concurso de precios tendrá “áreas calientes” en las que la Secretaría de Energía espera recibir más ofertas, y otras menos atractivas que podrían quedar desiertas y que serían incluidas en la segunda ronda, resalta García Berro. Algunas empresas podrían presentar propuestas en varias en forma simultánea, dice.
La meta principal del Gobierno es asegurarse que las compañías que tengan capacidad técnica y financiera vengan a explorar y, así, incrementar el conocimiento sobre los recursos que hay en el Mar Argentino con inversiones reales, destaca. Las firmas necesitarán financiar el proceso con sus propios fondos, explica.
Para participar en todas las áreas, la Secretaría de Energía requirió que las empresas tengan un patrimonio neto de 250 millones de dólares, inversiones por 700 millones en los últimos tres años, un promedio de 20.000 barriles de petróleo equivalentes (BPE) por año y la capacidad de operar al menos tres pozos costa-afuera de más de 500 metros de profundidad.
Para presentar propuestas en bloques de aguas profundas y someras, las firmas deberán contar con un patrimonio neto de 1000 millones de dólares, inversiones por 300 millones en los últimos tres años, un promedio de 10.000 barriles de petróleo equivalentes (BPE) por año y poder operar al menos tres pozos costa-afuera de más de 100 metros de profundidad.
Para ofertar en áreas de aguas someras, las empresas tendrán que mostrar un patrimonio neto de 30 millones de dólares, inversiones por 100 millones en los últimos tres años, un promedio de 5.000 barriles de petróleo equivalentes (BPE) por año y la capacidad de operar al menos tres pozos costa-afuera.
Finalmente, para presentar propuestas en una UTE como inversor en todos los bloques, las firmas deberán contar con un patrimonio neto del 50% e inversiones del 50% en los últimos tres años requeridas para un operador.
El contrato de exploración constará de dos partes. La primera será por cuatro años, en la que la empresa deberá invertir en estudios de sísmica 2D y 3D y podría perforar un pozo, si quiere, explica García Berro.
Luego, si decide continuar con la segunda etapa, por un período de cuatro años más (tres para aguas someras), deberá realizar al menos un pozo, resalta. También, contará con la opción de extender los permisos por otros cinco años (cuatro para aguas someras), en los que tendrá que perforar otro pozo más.
Las compañías interesadas deberán invertir entre 100 y 150 millones de dólares para llevar a cabo cada pozo en aguas profundas, calcula. El costo para mover un equipo a un área ronda los 15-20 millones de dólares, a lo que hay que sumarle el impacto por los problemas climáticos de la región y la falta de puertos en la Patagonia para suministrar las maquinarias necesarias, destaca.
Estos bloques han tenido poca actividad exploratoria en los últimos 20 años, explica. Cuentan con 8.000 kilómetros cuadrados de estudios de sísmica 3D, sobre un total de 200.000 que serán ofrecidos en la licitación, detalla García Berro y agrega que el último pozo perforado fue en 2011 y nadie lo ha hecho a más de 500 metros de profundidad.
En 2017-2018, empresas como Spectrum y Searcher Seismic llevaron adelante más de 55.000 kilómetros cuadrados de estudios de sísmica 2D y 3D en esos bloques, que serán ofrecidos a los clientes interesados, explica.
Para promover la licitación, el ex secretario de Energía, Javier Iguacel, realizó una gira de presentación en Houston el 14 de noviembre, para reunirse con petroleras y, luego, hizo lo propio en Europa.
Varias empresas locales e internacionales han mostrado interés en participar de la contienda, incluyendo YPF, ExxonMobil, Royal Dutch Shell, Total Austral, CNOOC Gas and Power Group, ENAP Sipetrol, Wintershall y Pan American Energy, según varias fuentes de la industria.
Actualmente, la UTE Total Austral-Wintershall-PAE está produciendo gas natural en el bloque Cuenca Marina Austral 1, frente a la costa noreste de Tierra del Fuego, cerca de las cuencas Malvinas Oeste y Austral Marina.
La sociedad YPF-ENAP Sipetrol están explorando y generando petróleo y gas en las áreas Magallanes, CAM 2/A Sur y E2 desde 1994, frente a las provincias de Santa Cruz y Tierra del Fuego, también próximas a las zonas a licitar.
Las empresas interesadas tendrán hasta el 14 de febrero para realizar consultas sobre el proceso, mientras que las propuestas podrán ser presentadas hasta el 13 de marzo. Las ofertas serán abiertas el 14 de marzo y los contratos a 30 años serán adjudicados el 15 de abril. Los permisos de exploración serán otorgados el 15 de julio.
Las compañías que resulten ganadoras le pagarán regalías progresivas al gobierno nacional desde el 5 al 12%, dependiendo del monto invertido por cada área.
www.iiicorp.com

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