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Al sur de Tierra del Fuego
Negocian la reactivación de un proyecto offshore por US$ 1000 millones
Mar 14
julio 2020
14 julio 2020
Se trata de Fénix, un desarrollo offshore de gas en la cuenca Austral. El consorcio que opera Total le propuso al gobierno incluir el proyecto bajo el paraguas del nuevo esquema de contractualización del mercado de gas.
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Pese a la crisis económica y la falta de previsibilidad que se acentuó con la pandemia, tres petroleras que operan en la cuenca Marina Austral, al sur de Tierra del Fuego, creen que existe una ventana de oportunidad para reactivar una millonaria inversión para producir gas desde un nuevo yacimiento en aguas profundas. Concretamente, el consorcio integrado por la francesa Total, Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea propuso a funcionarios del gobierno nacional la inclusión del proyecto Fénix, que contempla el desarrollo de gas desde un campo offshore, bajo el paraguas del nuevo esquema de contractualización del mercado gasífero que prepara el Ejecutivo. Así quedó de manifiesto en una videoconferencia realizada el viernes entre el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas y el gobernador Gustavo Melella con directivos de las petroleras.

Fueron los privados quienes volvieron a poner el proyecto sobre la mesa. No existe, a priori, una inversión de esa envergadura en el porfolio de desarrollos de gas previsto para los próximos dos o tres años. La explotación de Fénix requerirá el desembolso de entre 800 y 1000 millones de dólares para explotar un reservorio en el offshore de la cuenca Austral, en la misma región en la que el consorcio ya puso en producción otros yacimientos de ese tipo como Carina-Aries. El más reciente fue Vega Pléyade, conectado al sistema a fines de 2016.

Ejecutivos de Total, Wintershall y PAE, la empresa que conduce Marcos Bulgheroni, se reunieron ayer con funcionarios del área energética para seguir discutiendo la regulación en la que trabaja el gobierno para promover inversiones de gas. EconoJournal informó ayer los aspectos técnicos de esa iniciativa, que contempla subastar la compra de gas por parte de Cammesa. En Desarrollo Productivo apuntan a presentar la licitación el 1º de septiembre.  

Balancear la inyección

La concreción de Fénix, que podría aportar un plateau de entre 7 y 10 MMm3/día de gas, es estratégica para el sistema gasífero argentino, que hoy por hoy tiene dos líneas principales para evacuar la oferta que se produce localmente. Por un lado, los caños troncales que conectan la cuenca Neuquina con el área metropolitana. Y, por el otro, el gasoducto San Martín que atraviesa toda la Patagonia desde Tierra del Fuego hasta Buenos Aires.

El consorcio que opera Total es el mayor productor de gas de la cuenca Austral.

El desarrollo de Fénix —que desde el inicio de las obras demandará tres años hasta empezar a producir gas— es clave para evitar que la inyección desde la cuenca Austral decline en los próximos años, lo que obligaría a reformular el sistema de transporte para inyectar más gas desde la cuenca Neuquina.

En el gobierno saben que el riesgo económico y geológico del offshore de Tierra del Fuego es más elevado que el de campo en tierra. Por eso, están dispuestos a ofrecer un plazo de siete años (el estándar para los desarrollo onshore es de cuatro) para cubrir con un precio de referencia de US$ 3,40 por millón de BTU (a valor presente neto) la producción de gas que aporte el consorcio.

De un relevamiento realizado por este medio entre funcionarios nacionales, provinciales y representantes privados se desprende que existe un relativo optimismo a la hora de proyectar la concreción del megaproyecto, que estuvo cerca de concretarse en 2018, aunque finalmente fue desestimado por la caída del precio local del hidrocarburo.

0 comentarios

  1. Sin contar los condensados, 10 MM m3/dia por 7 años a 3,4 usd el MMBTU implica un income bruto de 2.850 MM USD, casi 3000 MMUSD. Con un costo de desarrollo de 1000, C’est pas mal du tout… sobre todo cuando de todas maneras el proyecto se iba a lanzar para cuando el plateau de CMA-1 comenzara a declinar por las caidas en Karina, Aries y los yacimientos gasiferos off shore mas antiguos que Vega Pleyade. Y en unos 2 o 3 años el Gasoducto San Martin liberara espacio para esas nuevas y redituables moleculas. Débouchage de Pommery a la Defense…

    1. si quieren mantener un plateau de 10 mmcmd x 7 años deberán seguir perforando. Un atasa de descuento del 10% es para el análisis del «proyecto». Cada accionsita tiene su costo de dinero, así que no todos ven lo mismo. Además de otros riesgos como terminar compitiendo con vos mismo con el gas de VM. NI hablar del riesgo pass through.

      1. No se olvide ingeniero que los proyectos del shallow off-shore de CMA-1 no dependen tanto de la perfo. Mas bien de los fierros en plataformas y utilidades marinas (las de tierra ya estan hechas). Y son poquitos pozos, pero con caudales por pozo realmente impresionantes!!! Vea los caudales individuales de los pozos de Karina, Aries, Vega Pleyade en el Cap IV. Las campañas de perfo son al principio del ciclo de vida de estos proyectos. Ese perfil de proyecto particular, le da una particular mirada y abordaje tanto desde lo tecnico como desde lo financiero

  2. Que querrá exactamente decir a valor presente neto, en este texto, «para cubrir con un precio de referencia de US$ 3,40 por millón de BTU (a valor presente neto) el gas …..»
    Será que en el PxQ con Q constante se irá aumentando P, precio, para que de el equivalente de hoy a US$ 3,40/MMBTU??? Con que tasa para el VPN??

  3. La verdad que lo que salio publicado no es claro para nada, pero a los efectos de PVN de ese valor, en el punto 8, habla de una tasa de descuento del 10 % … O sea una interpretacion podria ser que siendo i= d/(1-D), te da una tasa de interes del 11.11 % anual acumulativa sobre ese valor de 3,40 usd el MMBTU, para calcular el precio anual futuro que se reconocera a ese gas…. mas grafico seria 3,4 x (1+0,1111) elevado a la 4ta = da un precio de 5,18 usd el MMBTU en el 4to año

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