Equinor y su estrategia global para sostener la producción offshore
La estrategia offshore de Equinor apunta a sumar reservas y extender la producción
La compañía noruega impulsa nuevos desarrollos y amplía la exploración en su país para extender la vida útil de sus principales yacimientos.
Equinor profundiza su apuesta por la producción offshore con nuevos proyectos en el Mar del Norte y un programa de exploración orientado a encontrar grandes yacimientos de petróleo y gas. La compañía noruega busca compensar el declino natural de sus campos maduros y sostener los niveles de producción durante las próximas décadas.
La estrategia reúne dos caminos: incorporar recursos cercanos a yacimientos en operación, mediante conexiones a la infraestructura existente, y ampliar la búsqueda de reservas en áreas con menor actividad exploratoria. El objetivo es reducir costos y acortar los plazos entre los descubrimientos y el inicio de la producción.
La salida de Equinor de Vaca Muerta
En febrero, la empresa anunció un acuerdo con Vista Energy para vender la totalidad de sus participaciones en Vaca Muerta. La operación, que se cerró el 7 de mayo tras recibir las aprobaciones necesarias, incluyó el 30% no operado que la compañía noruega tenía en Bandurria Sur y el 50% en Bajo del Toro, por un monto total estimado en US$1.100 millones.
El acuerdo contempló un pago inicial en efectivo de US$550 millones, acciones de Vista y pagos contingentes vinculados a la producción y al precio del petróleo durante cinco años.
La salida de los activos terrestres no implica el abandono de la Argentina: la compañía conserva ocho licencias de exploración offshore incorporadas en 2019, distribuidas entre la Cuenca Argentina Norte y las cuencas Austral y Malvinas. Por el momento, no tiene compromisos de perforación en esas áreas y continúa evaluando su potencial comercial, según se detalló en un comunicado.
Nuevos recursos para extender la vida de los campos noruegos
Uno de los proyectos en marcha es la futura cuarta fase de Johan Sverdrup, el mayor complejo petrolero de Noruega. Equinor y sus socios identificaron recursos adicionales en las estructuras de Tonjer y Geitungen, con un potencial recuperable de entre 20 y 30 millones de barriles equivalentes de petróleo.
La iniciativa prevé conectar esos reservorios con las instalaciones submarinas existentes, con el objetivo de comenzar a producir hacia 2029. Desde su puesta en marcha, en 2019, Johan Sverdrup se convirtió en uno de los principales activos petroleros del país y aporta cerca de un tercio de su producción de crudo.
La misma lógica se aplica en Snorre, donde un nuevo descubrimiento podría aportar entre 25 y 89 millones de barriles equivalentes. La cercanía con las instalaciones del campo permitiría aprovechar parte de la infraestructura disponible y acelerar el desarrollo.
En ambos casos, la compañía apuesta por sumar producción sin construir desde cero instalaciones de gran escala. La reutilización de plataformas, ductos y sistemas submarinos es una de las herramientas con las que busca mejorar la rentabilidad de los proyectos offshore.
Equinor amplía la búsqueda de petróleo y gas
La compañía también apunta a descubrimientos de mayor escala. Para eso, se asoció con Aker BP y Vår Energi en un programa de exploración que prevé analizar entre 20 y 25 oportunidades durante los próximos cuatro a cinco años, con una meta de perforar alrededor de cinco pozos de alto impacto por año.
A partir de 2028, las tres petroleras proyectan invertir en conjunto unos US$750 millones anuales en perforaciones, con aportes equivalentes de cada empresa. Las primeras campañas estarán concentradas principalmente en Haltenbanken, en el mar de Noruega, aunque el acuerdo contempla otras áreas de la plataforma continental.
Más gas para abastecer a Europa
El desarrollo de reservas gasíferas también forma parte de la estrategia. En el campo Troll, uno de los activos centrales del sistema energético noruego, Equinor y sus socios impulsan el proyecto TWIN, que apunta a sumar unos 11.000 millones de metros cúbicos de gas mediante nuevos pozos y conexiones submarinas.
La puesta en marcha está prevista para 2028. El proyecto busca prolongar la capacidad productiva de un yacimiento clave para el abastecimiento europeo, en un contexto en el que Noruega ganó relevancia como proveedor de gas tras la reducción de los envíos rusos.
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