El ministerio de Ambiente de la Nación suspendió los plazos de evaluación de los primeros proyectos. Las empresas habían comprometido una inversión de 724 millones de dólares.
La Resolución 16/2021 del ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de la Nación del viernes pasado marcó oficialmente el ingreso de los 18 proyectos de exploración del offshore adjudicados en la Ronda 1 a una nebulosa, ya que suspendió los plazos para definir el primer estudio de impacto ambiental hasta tanto se expidan todos los organismos involucrados en la audiencia pública que contó con más de 300 participantes.
La definición fue adoptada por el secretario de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, Rodrigo Rodríguez Tornquist, para los estudios de impacto ambiental de las únicas tres áreas que llegaron a la instancia de audiencia pública: los bloques CAN 108, 100 y 114.
Estas áreas están emplazadas en la Cuenca Argentina Norte, frente a las costas bonaerenses de localidades como Necochea y Mar del Plata, y llegaron en julio de este año a la etapa de audiencia pública luego de esperar más de dos años esa instancia.
En ese espacio, la firma noruega Equinor -que está al frente de la concesión de los bloques- presentó sus estudios ante una audiencia que mayoritariamente se manifestó en contra de todo tipo de actividad hidrocarburífera en el mar.
Pero hagamos un repaso de cómo se llegó a esa instancia.
La Ronda 1
En mayo de 2019 el gobierno nacional, que respondía entonces a la administración de Mauricio Macri, realizó el primer llamado para empresas interesadas en explorar los hidrocarburos de la costa argentina, una de las costas no solo más extensas del mundo, sino que en especial es una de las pocas que aún no están estudiadas.
El resultado de la Ronda 1 del Offshore fue tan bueno, tanto por el interés despertado como por la presencia de las principales compañías del offshore de todo el mundo, que desde el gobierno se planificó una segunda ronda que nunca llegó a materializarse.
En detalle, como resultado del concurso se adjudicaron 18 de los 38 bloques que se habían puesto en oferta y en total las empresas comprometieron inversiones para la etapa de exploración por 724 millones de dólares.
Pero de esos 724 millones de dólares las inversiones han sumado poco y nada, ya que las firmas necesitaban de la autorización de los estudios de impacto ambiental para poder comenzar con los trabajos de mapeo sísmico.
Esas audiencias se demoraron más de dos años, entre el cambio de gobierno, la pandemia y las acusaciones de demoras adrede que hicieron algunas empresas.
Recién del 1 al 5 de julio se realizó la maratónica audiencia pública de los primeros 3 de 18 bloques. El plazo para que desde la cartera de Ambiente de la Nación se emita una definición, ya sea a aprobando o rechazando el estudio de impacto ambiental, venció el viernes pasado, el mismo día en el que la Resolución 16/2021 marcó la suspensión de los plazos.
Los otros 15 bloques concesionados para el estudio permanecen aún un escalón más atrás, ya que ni siquiera llegaron a la etapa de la audiencia pública para la aprobación del estudio de impacto previo al inicio de la exploración.
La Ronda 1 marcó la adjudicación de 18 bloques para el estudio de su potencial, es decir, para que las empresas determinen si tienen o no recursos hidrocarburíferos. Por eso el plazo para que realicen el primer pozo, si el testeo es exitoso, era de 13 años, es decir que vencía en 2031.
Qué se adjudicó
La Cuenca Argentina Norte, entre la que se encuentran los 3 bloques presentados por Equinor contó con la adjudicación de un total de 7 áreas. Se trata de una zona poco explorada con profundidades que van desde los 200 a los 4.000 metros, siendo en este último casos desarrollos de altísima inversión que difícilmente se materialicen.
La Cuenca Austral fue la que menos ofertas tuvo, ya que se concesionaron solo dos áreas. Esta región se considera de aguas someras con una profundidad menor a los 100 metros.
En tanto que la gran atención se concentró en la Cuenca Malvinas Oeste, muy cerca de los desarrollos kelpers que ya hay en el mar. Allí se concesionó un total de 9 bloques. En esta zona las profundidades son intermedias, de los 100 a los 600 metros, pero se estima que es donde más hidrocarburos podría haber.
Exploración previa
La Ronda 1 marcaba que se explorarían un total de 200.800 kilómetros cuadrados del mar, y que utilizarían como base los registros previos de exploración sísmica que entre 2018 y 2019 tomó YPF y el gobierno nacional.
Esos trabajos de exploración de sísmica 2D fueron llevados adelante en un caso por la firma Spectrum ASA, contratada por YPF, sobre un área de 360.000 kilómetros cuadrados que comprende desde la zona límite con Uruguay hasta el norte de Comodoro Rivadavia, en la latitud 45° abarcando aguas profundas de hasta 3.500 metros.
La segunda firma que llevó adelante estudios sísmicos fue la australiana Searcher Seismic, que obtuvo un permiso del gobierno nacional para estudiar más de 100.000 kilómetros cuadrados correspondientes a las cuencas Austral Marina y Malvinas Marina, estudios que fueron la base de la licitación de la Ronda 1, y que en su momento no generaron el rechazo que sí se manifestó en la audiencia pública de julio.
El offshore local
Argentina cuenta en su extensa costa con varios desarrollos hidrocarburíferos, tanto productores de gas como de petróleo. Estos son los bloques del consorcio CMA-1 formado por Total Austral, Pan American Energy (PAE) y Wintershall DEA, que son Vega Pléyade, Carina y Aries, en la Bahía de San Sebastián, al norte de Río Grande, Tierra del Fuego.
En tanto que al sur, dentro del Estrecho de Magallanes, se encuentran las plataformas del área Magallanes (PIAM) operada por Enap en alianza con YPF, formada por un total de seis plataformas de las cuales la más nueva entró en producción en 2003.
En estos pocos desarrollos del offshore argentino se extrae una gran cantidad de gas, pero también petróleo, siendo en volumen el segundo punto productor más importante de gas de todo el país, detrás de los campos de Vaca Muerta.
La Ronda 1 atrajo a las principales compañías internacionales como Equinor, Qatar Petroleum (QP), las inglesas BP y Tullow, la japonesa Mitsui y la italiana Eni. Las firmas comprometieron 724 millones de dólares en exploración, una suma que representa el equivalente a lo que en muchos años se invierte en el estudio del subsuelo nacional. Y tenían para ello un plazo inicial de trabajos de cuatro año, que vencía en 2023.
Sin embargo, a dos años y medio de la adjudicación que fue celebrada con bombos y platillos, los tres primeros estudios de impacto ambiental no tienen una resolución y la suspensión de los plazos dispuesta por el ministerio de Ambiente sumerge las expectativas de explorar el offshore argentino a un nivel casi tan profundo como el fondo del mar.
Los coletazos del freno afectan el desarrollo del proyecto Fénix
El proyecto Fénix lleva años a punto de desarrollarse, pero así como las condiciones parecieran nunca ser las adecuadas, el freno de mano puesto a la exploración del mar a raíz de la audiencia pública realizada, también podría afectarlo seriamente.
El desarrollo consiste en una suerte de nueva etapa de las plataformas del consorcio CMA 1. Funcionaría frente a Tierra del Fuego, muy próximo a Vega Pléyade y por ello tendría la ventaja de poder utilizar parte de las instalaciones de infraestructura costera ya desarrolladas.
Esto reduciría en buena parte el alto costo de los desarrollos offshore, aunque de todos modos se estima que el proyecto demandará cerca de 1000 millones de dólares. Pero a la vez, estas instalaciones ya existentes permitirían reducir el impacto ambiental de este nuevo complejo.
La otra gran ventaja de Fénix son los cerca de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas que se estima que podría generar con facilidad el complejo. Un volumen para nada menor, difícil de obtener en la mayoría de las cuencas convencionales del país que se encuentran en declino.
Pero lo mejor es que esa producción se inyectaría en el gasoducto San Martín, un ducto que a diferencia de la Cuenca Neuquina tiene capacidad de transporte, permitiendo así que esa producción reemplace importaciones durante los inviernos.
Sin embargo, desde la industria se cree que el veto popular al desarrollo del offshore planteado en la audiencia pública de julio golpearía a este proyecto como un coletazo de ballena, impidiéndole acceder a la necesaria licencia social para su construcción, y dejando al gas de Fénix sin poder resurgir de las cenizas.
Fuente: Rio negro