El petróleo offshore de Malvinas será el salvavidas para el 2030

El desarrollo de las áreas hidrocarburíferas offshore empieza a despejarse después de las elecciones del balotaje, y tras la audiencia pública realizada para la exploración sísmica, un proyecto de Equinor. Más allá de las empresas, los estudios en la industria puntualizan que un descubrimiento de un proyecto costa afuera, significa el 17% de la producción de petróleo de 2022.

Es decir, unos 80.000 barriles por día (bbl/d), como una base de lo que puede ser la Argentina petrolera después de 2030 y del 70% de los ingresos por exportaciones.

En concreto, el estudio de registro sísmico 3D se realizará en el Mar Argentino, puntualmente en las Áreas de la Cuenca Austral AUS 105, AUS 106, que Equinor está asociada con YPF y CGC, y Malvinas Oeste MLO 121.

Después de la pandemia, y luego de analizar las perspectivas de inversión en las distintas cuencas, las diferentes cámaras hidrocarburíferas han realizado un exhaustivo análisis en la producción petroleras costa afuera.

Y se han llegado a definiciones como herramientas, a las que pudo acceder +e. En principio, las operadoras coinciden en la potencialidad que tiene la producción offshore en Argentina, que permitirá potenciar aún más la producción hidrocarburífera en el país, como una Vaca Muerta complementaria después de 2030.

Según la consultora Ecolatina, que elaboró distintos escenarios de desarrollo económico del offshore, se trata del informe “Estudio de impacto económico del desarrollo hidrocarburífero costa afuera en Argentina”, que evaluó la dimensión de algunos de los proyectos, donde se simula el descubrimientos de hidrocarburos en las Cuencas Argentina Norte (CAN) y Malvinas Oeste (MLO).

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El petróleo del Mar Argentino

Y se habla “descubrimiento” cuando un pozo exploratorio es exitoso junto a la delineación del proyecto de desarrollo, que se asocia a producción plateau potencial. Dentro de las proyecciones que hace la industria, se consideran tres escenarios de descubrimiento por cuenca.

Para el proyecto tipo CAN, desde la industria tiene perfilado el escenario de un proyecto costa afuera a más de 300 kilómetros de la costa, en aguas “ultra profundas”, a más de 1.500 metros, con control de pozo submarino, procesamiento y almacenamiento en el mar y evacuación a través de buques tanque.

Para el proyecto tipo Malvinas Oeste asumen un proyecto costa afuera a 100 kilómetros de la costa, con una profundidad de agua aproximadamente 100 metros, control de pozo en superficie, procesamiento y almacenamiento en el mar y evacuación a través de buques tanque. En ambos, se asume que el fluido principal es petróleo y que la totalidad del gas asociado se reinyecta en el reservorio.

En relación al horizonte temporal de los proyectos, suponen que la exploración demanda dos años, con una declinación de la producción estimada en cuatro años. En tanto que el horizonte de desarrollo del proyecto es a ocho años con 22 años de producción.

Como resultado, para el bloque CAN el escenario de un descubrimiento equivale a un plateau de producción de 80.000 bbl/d; en tanto que el de cinco descubrimientos, tiene de una proyección de 400.000 bbl/d y el de 10 descubrimientos 800.000 bbl/d.

Para el bloque MLO, el escenario es algo similar, para un descubrimiento, que equivale a un plateau de producción de 100.000 bl/d; el de tres a uno de 300.000 bbl/d y el de siete descubrimientos de 700 kbbl/d.

Dados los escenarios de producción proyectados, y tomando un precio del barril de petróleo local para exportación a 63 dólares el barril de petróleo, para el bloque CAN estos descubrimientos implicaría, en una proyección a 30 años a partir de 2033, un total acumulado en exportaciones de USD 35.269 millones en el escenario mínimo un descubrimiento, USD 176.331 millones en cinco proyectos y USD 351.831 millones.

Un escenario con posibilidades de otro país petrolero, más allá de la transición energética y la evolución geopolítica del mercado hidrocarburífero.