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Exxon explotaría el bloque Stabroek después de 2029

Exxon está considerando la posibilidad de producir gas natural licuado en Guyana, lo que sería el primer proyecto de su tipo en la cuenca de petróleo de mayor crecimiento del mundo.

Un desarrollo centrado en el gas es “una de las tres opciones que Exxon está considerando para su séptimo proyecto en Guyana”, dijo el gerente del país, Alistair Routledge, en una entrevista en Georgetown el miércoles. Las otras dos son desarrollos adicionales de petróleo a partir de descubrimientos existentes y nuevos, dijo.

Exxon perforará cinco pozos en la parte sureste del Bloque Stabroek, cerca de la frontera con Surinam, este año para comprender mejor los “recursos sustanciales” de gas, dijo Routledge. La compañía también está trabajando en varios conceptos de producción y métodos de envío del gas a clientes globales.

“Creemos que el GNL debe estar en la mezcla porque no hay un mercado grande cerca dentro de un rango económico de infraestructura de tuberías”, dijo Routledge. Exxon está “afinando los rangos de concepto” este año y debería tener una mejor idea de los plazos del proyecto para 2025, dijo.

Exxon planea duplicar la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles al día para 2027 a partir de cinco proyectos aprobados y uno programado para su aprobación más adelante este año. Pero el gobierno del país también está ansioso por monetizar sus grandes reservas de gas, que hasta ahora han sido de menor importancia que el petróleo. El vicepresidente Bharrat Jagdeo dijo el martes que es imperativo que Guyana desarrolle rápidamente sus estimadas 16 billones de pies cúbicos de recursos de gas a medida que el mundo se transición a una energía más limpia.

“Creemos que podemos encontrar suficiente gas allí para monetizarlo ahora”, dijo Jagdeo. Exxon ha “comenzado a analizar eso y las señales son positivas”.

La instalación de la plataforma del proyecto Fénix finalizó con éxito

La instalación de la plataforma del proyecto Fénix finalizó exitosamente en las costas de Tierra del Fuego. Así lo informó el consorcio conformado por TotalEnergies, Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy (PAE).

“Se trata de un paso firme hacia la puesta en producción del proyecto gasífero costa afuera más importante de la Argentina”, sostuvieron desde Total Austral.

“La compañía celebró el final de la instalación de la plataforma de producción del proyecto gasífero costa afuera, operado por Total Austral, que representa actualmente la mayor inversión en el país en materia energética”, destacaron.

Con el arribo del deck (parte superior de la plataforma) a las costas de Tierra del Fuego y su instalación, la compañía concluye la segunda etapa del proyecto. Las instancias siguientes serán la conexión con el gasoducto a la plataforma Vega Pléyade y la perforación de los tres pozos.

La noticia fue dada a conocer una vez concretado con éxito el traslado transoceánico del deck desde Italia hacia Argentina y su instalación en el Mar Austral Argentino.

De acuerdo con los equipos técnicos a cargo de Fénix, el proyecto costa afuera, impulsado por Total Austral y sus socios Wintershall Dea Argentina y Pan American Energy, cumplió el objetivo de completar la instalación de la plataforma en el primer trimestre de 2024.

Dada la dimensión de la operación, la logística para la movilización de la plataforma de 4.800 toneladas fue efectuada en dos instancias: instalación del jacket en primer lugar, y del deck en segundo lugar, cuyo traslado en el CY HTV Interocean II fue calificado como exitoso.

La instalación de ambas partes de la plataforma involucró a 4 embarcaciones lideradas por el Barco Aegir del contratista HEEREMA, provisto con una grúa incorporada, desde donde se maniobró la estructura para asentarla en el fondo marino.

Las cubiertas del deck de la plataforma Fénix suman una superficie total de 2.500 metros cuadrados e incluyen cinco niveles: el helipuerto, la cubierta superior, la cubierta principal (donde están ubicadas las cabezas de pozos y la sala de instrumentos), y la cubierta inferior o de acceso. El diseño de la plataforma permitirá operarla desde tierra, sin necesidad de tripulación permanente.

La conexión final del gasoducto submarino que unirá Fénix y Vega Pléyade está prevista para la primera mitad de este año. Por último, se procederá a la perforación de los tres pozos que entrarán en producción a partir de noviembre de 2024. Esta será la tercera y última etapa del proyecto, para lo cual se contará con otra unidad de mayor escala, el equipo de perforación que se ensamblará momentáneamente a la plataforma de producción denominado “Jack Up”.

La puesta en valor del proyecto

El Proyecto Fénix representará para Argentina una mayor disponibilidad de gas natural, aportando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día para abastecer la demanda local.

El gas natural que se extraerá de Fénix será acondicionado con mano de obra local e inyectado al gasoducto General San Martín, abasteciendo la cadena de valor nacional hasta llegar a los puntos de consumo en los principales centros urbanos del país.

Fénix en cifras:

  •     4 años de estudios, construcción, instalación, y perforación
  •     700 MUSD de inversión
  •     Sustitución de importaciones de entre 10 y 15 Barcos de GNL durante los meses de invierno.
  •     Mas de 3.000 personas involucradas en el proyecto
  •     Uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe)
  •     70 metros de profundidad de agua en el sector de instalación
  •     60km de la costa
  •     Nov- 2024: puesta de producción estimada

Fénix: la instalación de la plataforma comienza su segunda etapa

Fénix avanza a paso firme. El proyecto, que aportará hasta 10 millones de metros cúbicos día desde las costas de Tierra del Fuego, comenzó su cuenta regresiva para que deje de ser un sueño a ser una realidad.

El 20 de diciembre comenzó la instalación de la plataforma de producción tras haberse concretado el traslado transoceánico del jacket -parte inferior de la plataforma- desde Italia hacia Argentina, lo cual inaugura la segunda etapa del proyecto.

Dada la magnitud de la operación, la logística para la movilización de la plataforma de 4.800 toneladas se efectuará en dos instancias: instalación del jacket y del topside, que es la parte superior de la plataforma.

Por este motivo, operarán seis embarcaciones en simultáneo, provistas con sistemas de posicionamiento dinámico que logran mantener posición y rumbo mediante propulsión activa, comandada por un sistema de inteligencia artificial que interpreta datos de satélites y sensores de fuerza externos, tales como la corriente y el viento.

La estructura instalada en mar abierto se fijará al suelo marino mediante el hincado de pilotes y la cementación de estos, garantizándose así la estabilidad de la estructura durante todo su ciclo de vida.

En este marco, la embarcación de construcción de aguas profundas (DCV, por sus siglas en ingles) Aegir, pasó por el radar del Puerto de Comodoro Rivadavia y fue asistido por el buque de carga general EEMS DUNDE.

El Aegir es capaz de ejecutar complejos proyectos de tuberías e infraestructuras en entornos de aguas profundas, pudiendo también llevar a cabo instalaciones de plataformas fijas en aguas de baja profundidad, siendo además el primer buque en utilizar un sistema de carrete portátil que permite ahorrar tiempo en la preparación de las operaciones marítimas.

Otra de las características del buque constructor es que dispone de una gran torre de sujeción de la pluma de 5 toneladas para las maniobras de construcción en aguas profundas.

En líneas generales el buque dispone de una eslora de 210 metros, una manga de 46,2 metros y un calado operacional de 9 a 11 metros. Además, cuenta con posicionamiento dinámico 3 (DP3).

La embarcación finalizó la primera etapa de la instalación de la plataforma por lo que se desplazó hasta el Puerto de Comodoro para trasbordar algunos equipos y materiales de la primera etapa al buque de carga general EEMS DUNDEE, que es un equipo de carga general y navega bajo bandera de los Países Bajos con una eslora de 107 metros y una manga de 16 metros.

De la misma manera, el Aegir recibió otros equipos y materiales desde el EEMS DUNDEE para retornar a Tierra del Fuego donde iniciará la segunda etapa de la obra del proyecto Fénix.

Esta operación de transbordo se realiza a 2 millas náuticas aproximadamente donde hay calado aproximado de 35 metros, y es visible desde la costa de la Capital Nacional del Petróleo.

Según las proyecciones, Fénix permitirá un ahorro de 10 barcos de gas natural licuado durante el periodo invernal, lo que equivale a un 25% de las importaciones de GNL.

De acuerdo con lo planificado, el proyecto contribuirá al autoabastecimiento energético y al objetivo de convertir a la Argentina en un exportador neto de energía.

Para la primera mitad del 2024 se prevé la conexión final del gasoducto submarino que unirá Fénix y Vega Pléyade, proyectada para realizarse mediante la utilización de equipos especiales y buzos expertos.

Por último, se procederá a la perforación de los tres pozos horizontales que entrarán secuencialmente en producción a partir de noviembre de 2024.

Argerich será uno de los “36 pozos de alto impacto” en el mundo

Rystad Energy reveló recientemente en un comunicado enviado a Rigzone que ha identificado 36 pozos potenciales de “alto impacto” que se perforarán este año, lo que según la compañía es el total anual más alto desde que comenzó a rastrear el mercado en 2015. Uno de ellos estará ubicado en el bloque CAN 100 donde se encuentra el proyecto Argerich.

“Esto sería un salto considerable desde los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado, y los operadores esperarán una mejor tasa de éxito», señaló Rystad Energy en el comunicado, que destacó que ocho de los 27 pozos de alto impacto perforados el año pasado resultaron en “volúmenes comercialmente movibles”.

Los pozos de alto impacto en 2023 descubrieron volúmenes de mil millones de barriles equivalentes de petróleo, destacó Rystad en el comunicado, señalando que se trataba de un “fuerte descenso desde los 3.500 millones de barriles equivalentes de petróleo encontrados en 2022”.

“Para empeorar las cosas, 2023 fue un año caro, con un aumento de los costes de perforación debido a un mercado de plataformas significativamente más ajustado que en años anteriores, lo que empeoró el golpe de una baja tasa de éxito”, explicó la consultora Rystad Energy en el comunicado.

De los 36 pozos identificados para 2024, 13 están en África, 10 en América Latina, seis en Asia, y Oriente Medio, Europa y América del Norte contienen dos cada uno, mientras que Oceanía contiene uno, indicó Rystad en el comunicado. Catorce de estos pozos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes, y tres de ellos abrirán nuevos yacimientos, de acuerdo con Rystad Energy.

La empresa reveló en el comunicado que alrededor del 70% de los pozos africanos se perforarán en cuencas fronterizas y emergentes o abrirán nuevos yacimientos. Rystad señaló que los “pozos fronterizos importantes” se sitúan en el Mar Rojo, frente a las costas de Egipto, la cuenca de Angoche, frente a las costas de Mozambique, y la cuenca de Namibe, frente a las costas de Angola.

La perforación de alto impacto en el continente americano se centrará principalmente en América Latina y estará dominada por pozos importantes para los objetivos a largo plazo de cada operador, más que por cuencas fronterizas, declaró Rystad Energy, añadiendo que sólo dos de los 12 pozos previstos en el continente americano se encuentran en América del Norte, con uno en EE.UU. y otro en Canadá.

“En América Latina, un pozo fronterizo previsto en el Mar Argentino sería el primer pozo perforado en la cuenca argentina”, dijo Rystad en referencia al Pozo Argerich.

“ExxonMobil también tiene previsto perforar un pozo fronterizo en la cuenca Huérfana frente a las costas de Canadá”, añadió.

Los pozos de alto impacto de Asia incluyen la perforación de aguas ultraprofundas en alta mar en Indonesia y Malasia, la apertura de la Cuenca Andaman de la India y un pozo potencialmente rico en recursos en alta mar en China, informó Rystad en el comunicado.

“A pesar de un decepcionante 2023, muchos operadores continúan explorando nuevos yacimientos y centrándose en las regiones fronterizas”, afirmó Rystad en el comunicado.

“Ocho pozos de alto impacto planificados apuntan a recursos prospectivos en alta mar de más de 430 millones de barriles de petróleo equivalente y considerables recursos prospectivos en tierra de más de 230 millones de barriles de petróleo equivalente”, agregó.

“Los 11 pozos restantes son estratégicamente relevantes para sus respectivos operadores, lo que significa que el éxito de la exploración les ayudaría a afianzarse en la región o a tomar decisiones operativas en el futuro”, prosiguió Rystad Energy.

La compañía señaló en el comunicado que BP, Chevron, Eni, ExxonMobil, Shell y TotalEnergies suelen dominar la perforación de pozos de alto impacto, algo que, según Rystad, «continuará en 2024».

Alrededor de 16 del total de pozos previstos serán perforados por estas empresas, mientras que TotalEnergies planea cinco, Shell tres y Chevron, Eni y ExxonMobil dos cada una, según Rystad Energy.

Las compañías petroleras nacionales y las compañías petroleras nacionales de ámbito internacional representarán ocho de los pozos previstos para este año, mientras que los operadores de exploración y producción y los operadores más pequeños representarán el resto, reveló Rystad.

“A pesar de los decepcionantes resultados de 2023, la industria de la exploración sigue confiando en que la suerte puede cambiar este año”, dijo en el comunicado Taiyab Zain Shariff, vicepresidente de Investigación Upstream de Rystad Energy.

TotalEnergies lista para invertir 6 mil millones de dólares en Nigeria

TotalEnergies está listo para invertir 6 mil millones de dólares en la industria energética de Nigeria, especialmente en proyectos de gas y en alta mar.

“Estamos listos para invertir $6 mil millones en los próximos años. Estamos examinando a fondo más oportunidades para la producción en aguas profundas”, dijo el CEO de TotalEnergies, Patrick Pouyanné, según un comunicado presidencial.

El jefe de Estado nigeriano, Bola Ahmed Tinubu, mantuvo conversaciones con Pouyanné en Abuja. “Todo está listo. Solo necesitamos finalizar los ajustes y cambios necesarios para desbloquear el excepcional potencial en petróleo y gas”, afirmó el directivo de la empresa francesa.

Nigeria es “muy importante” para TotalEnergies, que representa entre el 8% y el 10% de la producción total de petróleo del grupo. Por su parte, el presidente nigeriano se comprometió a “eliminar todos los obstáculos en la industria del petróleo y gas”.

La compañía indicó que “tiene una cartera sustancial de proyectos que podrían representar 6 mil millones de dólares de inversión en los próximos años”.

En las últimas semanas, la oficina del presidente nigeriano anunció compromisos similares por parte de Shell, por un monto de 6 mil millones de dólares en proyectos offshore, gas natural y gas natural licuado (GNL).

Desde su investidura a finales de mayo, Bola Ahmed Tinubu ha tomado una serie de medidas económicas destinadas a atraer más inversión extranjera a este país productor de petróleo y miembro de la OPEP. La Ley de la Industria del Petróleo, adoptada en 2021 después de años de debate y retrasos, ya tenía como objetivo atraer más inversión extranjera en el sector petrolero a través de cambios en regulaciones, regalías e impuestos.

Nigeria ha visto disminuir su producción de petróleo en los últimos años debido al robo generalizado de oleoductos, ataques, altos costos operativos y burocracia, que han disuadido a los inversores.

El offshore del sur recibió el visto bueno de Nación

El Ministerio del Interior aprobó el proyecto de adquisición sísmica 3D que realizará Equinor en dos bloques de la Cuenca Austral y otro de Malvinas Oeste en el Mar Argentino, como parte de una campaña de exploración offshore.

La Resolución 224/2023 publicada este miércoles en el Boletín Oficial y con firma del ministro Guillermo Francos, aprueba la exploración sísmica en los bloques AUS105, AUS106 y MLO121 tras la redacción del Informe Técnico de Revisión Final, por parte de las direcciones nacionales de Evaluación Ambiental y de Evaluación de Impacto Ambiental y Análisis del Riesgo Ambiental.

En el informe se consideraron todos los antecedentes del proceso de evaluación de impacto ambiental del proyecto y de las instancias participativas realizadas.

La disposición subraya que Equinor –operadora del proyecto offshore que, además, tiene como socios a YPF y CGC- deberá dar “estricto cumplimiento” al Plan de Gestión Ambiental.

Toda actualización de dicho plan, en cuanto a organización, permisos y responsables, deberá ser informado al Ministerio del Interior con la debida antelación.

Entre los cambios que se deberán notificar están las referidos a la ventana temporal de trabajo y las características del buque.

El pasado 8 de diciembre, la Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación, dependiente del ex Ministerio de Ambiente –área que aprobaba anteriormente los planes de exploración-, dio por finalizada la instancia participativa de audiencias públicas con el fin de evaluar el impacto ambiental del proyecto.

Previamente, Equinor, YPF y CGC presentaron el Estudio de Impacto Ambiental en una audiencia pública virtual el pasado 22 de noviembre.

El proyecto se trata de una prospección sísmica que permita obtener información sobre el subsuelo y adquirir mayor conocimiento de la geología de los tres bloques adjudicados en 2019, durante la gestión del expresidente Mauricio Macri.

Se trata de una superficie de aproximadamente 6.700 kilómetros cuadrados, a una distancia aproximada de 25 kilómetros costa afuera de la ciudad de Río Grande, en Tierra del Fuego.

El proceso de exploración consiste de un análisis sísmico con buques especializados que llevan equipos de ultrasonidos, los cuales rebotan en el fondo marino y generan imágenes 3D que son analizadas por geólogos y geofísicos.

La misma tiene como objetivo determinar si efectivamente se encuentran allí los recursos y el primer paso para ello es la adquisición de información sísmica, que resulta fundamental para evaluar el potencial del subsuelo.

En la audiencia pública, el country manager de Equinor Argentina, Jose Frey, dijo que “la exploración en el Mar Argentino es uno de los proyectos que Equinor ha decidido priorizar a nivel mundial”, tras lo cual subrayó que la operación cumplirá “los más altos y exigentes estándares internacionales para la seguridad y el cuidado del medio ambiente”.

“Tenemos la experiencia, la capacidad y la voluntad, y disponemos de todos los recursos para llevar a cabo este proyecto de manera segura”, aseveró Frey.

A su turno, el gerente de Exploración de YPF, Hernán Maretto, aseguró que la actividad conforma una “etapa bisagra para la Argentina que enfrenta una oportunidad de transformar el sector energético, agregando valor y con una sólida cultura de crecimiento”, al entender que “el offshore puede alcanzar volúmenes similares o mayores que Vaca Muerta”.

En tanto, el vicepresidente de exploración y desarrollo de CGC, Martín Cevallos, señaló que la compañía ve “como una motivación muy grande para la sinergia que se puede dar con tres empresas que cada una aporta su parte clave”.

Comenzó la instalación de la plataforma del proyecto Fénix

La empresa internacional TotalEnergies informó este miércoles el inicio de la instalación de la plataforma de producción del proyecto gasífero Fénix, frente a las costas de Tierra del Fuego, que con una inversión de 700 millones de dólares le permitirá un aporte de hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día.

Así se dio a conocer una vez concretado con éxito el traslado transoceánico del jacket -parte inferior de la plataforma- desde Italia hacia Argentina, lo cual inaugura la segunda etapa del proyecto, precisó TotalEnergies en un comunicado.

El desarrollo gasífero es operado por la francesa TotalEnergies, en sociedad con Wintershall Dea y Pan American Energy.

Según TotalEnergies, el proyecto Fénix representará para la Argentina una mayor disponibilidad de gas natural, aportando hasta 10 millones de metros cúbicos de gas por día para abastecer la demanda local.

Este aporte se traducirá en un ahorro significativo de divisas reemplazando la importación de gas natural licuado (GNL) y gas, lo que impactará positivamente en la balanza comercial del país.

Concretamente, Fénix permitirá un ahorro de 10 barcos durante el periodo invernal, lo que equivale a un 25% de las importaciones de GNL.

De acuerdo con lo planificado, el proyecto contribuirá al autoabastecimiento energético y al objetivo de convertir a la Argentina en un exportador neto de energía.

Fénix se materializa según el cronograma previsto e involucra a más de 3.000 personas, indicaron los equipos técnicos a cargo.

Dada la magnitud de la operación, la logística para la movilización de la plataforma de 4.800 toneladas se efectuará en dos instancias: instalación del jacket y del topside -parte superior de la plataforma-, cuyo ingreso al país está previsto para enero próximo.

“La etapa de instalación prevista para los próximos días representa todo un desafío teniendo en cuenta las condiciones meteorológicas del Atlántico Sur”, agregó TotalEnergies.

Por este motivo, operarán seis embarcaciones en simultáneo, provistas con sistemas de posicionamiento dinámico que logran mantener posición y rumbo mediante propulsión activa, comandada por un sistema de inteligencia artificial que interpreta datos de satélites y sensores de fuerza externos, tales como la corriente y el viento.

La estructura instalada en mar abierto se fijará al suelo marino mediante el hincado de pilotes y la cementación de los mismos, garantizándose así la estabilidad de la estructura durante todo su ciclo de vida.

Para la primera mitad del 2024 se prevé la conexión final del gasoducto submarino que unirá Fénix y Vega Pléyade, proyectada para realizarse mediante la utilización de equipos especiales y buzos expertos.

Por último, se procederá a la perforación de los tres pozos horizontales que entrarán secuencialmente en producción a partir de noviembre de 2024.

El proyecto, que tomó cuatro años de estudios, construcción, instalación y perforación, está alineado con la estrategia climática de TotalEnergies focalizada en brindar cada vez más energía con menos emisiones.

En este sentido, la offshore indicó que Fénix es uno de los proyectos con menor huella de carbono por m3 de gas (< 10 kgCO2e/boe).

TotalEnergies es una empresa multienergías internacional con presencia en 130 países que cuenta con más más de 100.000 colaboradores.

En Argentina, desarrolla actividades de exploración y producción de hidrocarburos Neuquén y Tierra del Fuego desde 1978 y con unos 1.100 colaboradores en el país, la firma opera el 25% de la producción de gas nacional, siendo así la primera productora privada de Argentina.

También está presente en el sector de energías renovables con la operación de plantas eólicas y solares, además de comercialización de lubricantes.

El primer pozo del proyecto Argerich tiene fecha

El proyecto Argerich promete tener una producción superior a Vaca Muerta y abrir un nuevo camino de posibilidades para la industria hidrocarburífera del país.

Luego de varios idas y vueltas, la exploración del bloque CAN-100 comenzó a mediados de octubre a cargo del buque BGP Prospector, bajo contrato con Equinor. Los trabajos se desarrollarán entre 100 y 150 días y se desarrollarán sin interrupción durante las 24 horas del día.

La embarcación de 100 metros de longitud y 24 metros de ancho, con bandera de las Bahamas, utilizará cables robustos denominados “streamers” para capturar datos sísmicos del subsuelo, que luego serán procesados por expertos en geociencias con el objetivo de identificar áreas propensas a contener reservas de petróleo.

Luego de las tareas sísmicas, se espera que llegue el buque perforador en aguas profundas: Valaris DS-17. La embarcación se encuentra cumpliendo tareas en la Cuenca de Bacalhau, ubicada frente a las costas surorientales de Brasil y es capaz de operar en profundidades de agua de más de 3600 metros.

La plataforma continental argentina ha sido muy poco explorada hasta el momento por lo que Secretaría de Energía de la Nación ha trabajado fuertemente para impulsar el desarrollo del offshore.

En este sentido, el informe de “Memoria de Gestión” de la cartera energética destacó que “desde 2021 a la fecha se tramitaron sendos permisos de prospección sísmica y perforación exploratoria tanto en áreas adjudicadas en virtud del Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, como en otras bajo concesión de explotación, como el Proyecto Fénix en la Cuenca Austral”.

“Hacia fines de 2023 se inició la campaña de prospección sísmica en los bloques CAN-100, CAN- 108 y CAN-114”, subrayó.

Asimismo, el documento adelantó que, entre los meses de febrero y marzo de 2024, se llevará adelante “la perforación del pozo Argerich x-1 dentro del área CAN-100, que será el primer pozo exploratorio de aguas profundas”.

De acuerdo con las estimaciones potenciales, el proyecto Argerich podría generar en la etapa de producción 200 barriles diarios de petróleo y 25.000 puestos de trabajo directo.

Hay que destacar que la política hidrocarburífera fue acompañada con la concreción de tres Mesas de Trabajo que se llevaron a cabo tanto en la ciudad de Mar del Plata como en la sede de la Secretaría de Energía, a la cual se convocaron representantes de todos los actores del sector (industria, gobiernos nacional y provincial, sector científico-tecnológico, academia, gremios, organismos de contralor como Armada Argentina y Prefectura Naval Argentina, clúster de proveedores, entre otros).

Nación definirá si avanza el offshore del sur

La Secretaría de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación dio por finalizada la instancia participativa de audiencias públicas con el fin de evaluar el impacto ambiental de la campaña de exploración sísmica offshore que realizaran YPF y CGC, en conjunto con la noruega Equinor, en dos bloques de la Cuenca Austral y otro de Malvinas Oeste.

Lo hizo a través de la Resolución 24/2023 publicada este jueves en el Boletín Oficial.

Equinor, como operadora y sus socios YPF y CGC, habían presentado el Estudio de Impacto Ambiental en una audiencia pública realizada en forma virtual el pasado 22 de noviembre. Los bloques que se explorarán son los identificados como AUS105, AUS106 y MLO121.

Tras la redacción de un informe final resumiendo lo acontecido en la instancia participativa, la cartera dio por concluida la instancia participativa, un paso necesario a la hora de realizar esta clase de proyectos.

El procedimiento de evaluación de impacto ambiental ahora continuará con la redacción de una opinión técnica sobre los resultados de la instancia participativa y las recomendaciones que considere pertinentes la Secretaría de Energía, además de un Informe Técnico de Revisión Final por parte del área de Ambiente.

Finalmente, 15 días después de elaborado dicho informe, Ambiente emitirá la Declaración de Impacto Ambiental donde se aprobará o se rechazará el proyecto, según prevé la Resolución Conjunta 3/19.

En la Declaración de Impacto Ambiental “se considerarán adecuadamente las opiniones de la ciudadanía emitidas durante la audiencia pública”, señala la resolución.

El proyecto se trata de una prospección sísmica que permita obtener información sobre el subsuelo y adquirir mayor conocimiento de la geología de los tres bloques adjudicados en 2019, durante la gestión del expresidente Mauricio Macri.

Se trata de una superficie de aproximadamente 6.700 kilómetros cuadrados, a una distancia de aproximada 25 kilómetros costa afuera de la ciudad de Río Grande, en Tierra del Fuego.

La exploración tiene como objetivo determinar si efectivamente se encuentran allí los recursos y el primer paso para ello es la adquisición de información sísmica, que resulta fundamental para evaluar el potencial del subsuelo.

En la audiencia pública, el country manager de Equinor Argentina, Jose Frey, dijo que “la exploración en el Mar Argentino es uno de los proyectos que Equinor ha decidido priorizar a nivel mundial”, tras lo cual subrayó que la operación cumplirá “los más altos y exigentes estándares internacionales para la seguridad y el cuidado del medio ambiente”.

“Tenemos la experiencia, la capacidad y la voluntad, y disponemos de todos los recursos para llevar a cabo este proyecto de manera segura”, aseveró Frey.

A su turno, el gerente de Exploración YPF, Hernán Maretto, aseguró que la actividad conforma una “etapa bisagra para la Argentina que enfrenta una oportunidad de transformar el sector energético, agregando valor y con una sólida cultura de crecimiento”, al entender que “el offshore puede alcanzar volúmenes similares o mayores que Vaca Muerta“.

En tanto, el vicepresidente de exploración y desarrollo de CGC, Martín Cevallos, señaló que la compañía ve “como una motivación muy grande para la sinergia que se puede dar con tres empresas que cada una aporta su parte clave”.

“Equinor como operador líder mundial costa afuera, YPF aportando su experiencia de empresa líder en Argentina que opera en Tierra del Fuego hace décadas y en el offshore a nivel regional, y CGC aportando el conocimiento de la Cuenca Austral, revirtiendo la declinación de la cuenca, descubriendo nuevos yacimientos y aportando su infraestructura comercial”, explicó Cevallos.

Brasil quiere convencer a los demás países que abandonen los fósiles

Luiz Inácio Lula da Silva confirmó que Brasil se convertirá en el segundo país de Sudamérica en formar parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP+) a partir del 2024, y que allí buscará convencer a los demás países a que abandonen paulatinamente los combustibles fósiles.

El país posee importantes yacimientos offshore y una producción que totalizó los 3,67 millones de barriles diarios en septiembre último, con un incremento de 17% respecto del mismo mes del año anterior y de 6,1% en comparación con agosto, según datos de la propia OPEP.

De esta forma, es el mayor productor de América Latina desde 2016 y es uno de los diez principales del mundo.

El organismo está conformado por 13 miembros (Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita, Venezuela, Libia, Emiratos Árabes, Argelia, Nigeria, Gabón, Angola, Guinea Ecuatorial y Congo) y diez productores aliados, encabezados por Rusia.

Brasil formará parte de este segundo grupo a partir de enero de 2024, según confirmó Lula en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2023 (COP28) que se desarrolla en la ciudad de Dubái.

“Todo el mundo estaba asustado por la posibilidad de que Brasil se uniera a la OPEP. Brasil no participará en la OPEP, sí participará en la OPEP+”, afirmó el mandatario brasileño en un encuentro con la sociedad civil en la cumbre, según una transcripción enviada por la Presidencia brasileña que fue difundida por la agencia AFP.

 

 

 

Para Lula, “es importante” que Brasil participe “para convencer a los países que producen petróleo de que tienen que prepararse para reducir los combustibles fósiles”.

“Prepararse significa aprovechar el dinero que ganan con el petróleo y hacer inversiones, para que un gran continente como América Latina pueda producir los combustibles renovables que necesitan”, explicó.

En un mensaje posterior en su cuenta de X (ex Twitter), Lula subrayó “la importancia de superar a política de combustibles fósiles, para que los países que se benefician de esta política puedan invertir en la energía del futuro, la energía verde”.

“Esta superación es un deseo, pero el camino de llegar a ella es un desafío”, enfatizó.

La presencia de Brasil en el cártel de países petroleros generó críticas de organizaciones ecologistas presentes en Dubái.

Lula llevó allí una agenda de defensa de la selva tropical, incluyendo una propuesta de financiamiento de la lucha contra la deforestación que implicaría lograr financiamiento internacional a cambio de preservar los bosques.

Frente a los cuestionamientos, Lula comparó la presencia de Brasil en la OPEP+ con la participación que tuvo Brasil como país invitado en la última cumbre del G7 en Hiroshima, Japón, en mayo último.

“Participo en el G7 desde que gané la presidencia de la República. De hecho, soy el único presidente que ha asistido a todas las reuniones del G7. Voy allí, escucho, sólo hablo después de que hayan tomado su decisión y me voy”, explicó a los activistas asistentes al encuentro en la COP28.

La integración de Brasil en la OPEP+ había sido ratificada por la propia organización el jueves pasado durante su última cumbre ministerial.

“Brasil se unirá al Consejo de Cooperación de la OPEP+ desde enero de 2024”, ratificó un comunicado de la organización.

El ingreso se da luego de que países como Arabia Saudita, Irán y Emiratos Árabes, todos miembros de la OPEP, fueran invitados este año a formar parte del bloque de los Brics.

La entrada no implicará que el país sudamericano participe de la política de cuotas que aplica la OPEP para controlar el precio del crudo, según anticipó el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates, en declaraciones difundidas por la agencia ANSA.