TotalEnergies invierte U$S 150 millones en pequeños proyectos para compensar la declinación gasífera de la Cuenca Austral
El consorcio CMA-1, operado por la compañía francesa, recibió la autorización formal de la Secretaría de Energía para inyectar 1 MMm3/día durante los próximos cinco años. La UTE, integrada además por Wintershall Dea y PAE, construirá un parque eólico y realizará proyectos en campos offshore para conseguir la nueva producción de gas en la cuenca Austral.
La Secretaría de Energía adjudicó la semana pasada volúmenes de gas incremental al consorcio Cuenca Marina Austral (CMA-1), que es operado por la francesa TotalEnergies e integrado además por Wintershall DEA y Pan American Energy (PAE), como parte de la Ronda 5.2 del Plan Gas.Ar lanzada en noviembre para intentar revertir la declinación de la cuenca Austral y otras cuencas convencionales. La inversión total de las tres empresas suma unos US$ 150 millones de dólares.
El consorcio CMA-1 está llevando adelante el proyecto gasífero offshore Fénix, a 60 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego. De hecho, la UTE confirmó la semana pasada que se iniciaron las operaciones para la instalación de los ductos submarinos.
En cambio, el anuncio de la ronda 5.2. del Plan Gas.Ar, que se instrumentó la semana pasada por una resolución de la Secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial, no tiene relación con esa inversión. La adjudicación que obtuvieron el miércoles pasado se inscribe en un programa destinado a compensar la declinación de la cuenca Austral con inversiones puntuales en distintas áreas que esas empresas ya vienen explotando, como Aries y Vega Pléyade. Para eso, se firmarán contratos con Enarsa y con Cammesa para inyectar un plateua de producción de alrededor de 1 millón de metros cúbicos diarios (MMm3/día) a lo largo de los próximos cinco años. Las empresas controladas por el Estado pagarán un precio promocional que promediará unos US$ 6,50 por millón de BTU durante el período en cuestión.
El plan presentado por TotalEnergies, Wintershall DEA y Pan American Sur (subsidiaria de PAE) contempla trabajos de workover en pozos del yacimiento Aries y la construcción de un parque eólico para electrificar parte de la operación de producción y lograr una baja en la emisión de gases. En este último caso, cuando el parque eólico esté en operación permitirá electrificar el funcionamiento de compresores que hoy consumen gas natural. A raíz de eso, esos volúmenes del fluido podrán inyectarse a la red de gasoductos. También se prevé extender la vida útil del equipamiento instalado actualmente en esas áreas.
El origen del plan
En noviembre del año pasado, luego del desembarco de Sergio Massa al frente del Ministerio de Economía y el cambio en las autoridades de la Secretaría de Energía, el gobierno decidió dar continuidad a la política pública de estímulo a la producción local de gas por medio del DNU 730. Lo hizo a través de nuevas rondas licitatorias del “Plan Gas.Ar 2020-2024”, procedimiento que formalmente se denominó como “Plan de reaseguro y potenciación de la producción federal de hidrocarburos, el autoabastecimiento interno, las exportaciones, la sustitución de importaciones y la expansión del sistema de transporte para todas las cuencas hidrocarburíferas del país 2023-2028”.
Bajo ese paraguas convocó a subastas competitivas para: extender compromisos de inyección de la ronda 1 por cuatro años (hasta diciembre de 2028); llenar el gasoducto presidente Néstor Kirchner; agregar volúmenes para los picos de demanda de invierno; e intentar revertir el declino de las cuencas Austral y Noroeste.
El foco del Plan Gas.Ar 5 está puesto en las cuencas maduras existentes en distintas regiones del país, como la Austral, Golfo de San Jorge y Noroeste, al contrario del Plan Gas.Ar 4, centralizado en la Cuenca Neuquina.
El Plan 5 convocó a las productoras a presentar ofertas en gas convencional o “tight” de sus yacimientos maduros para, de esta forma, abastecer de gas a los ductos Norte y General San Martín.
La ronda 5.2. buscaba extender los compromisos de la Ronda 1 en la Cuenca Austral, así como obtener gas incremental a partir de enero de este año para esa cuenca, la del Golfo San Jorge y para la Cuenca NOA.
EconoJournal