Como las viejas campañas para sumar territorio al Estado-Nación en el Siglo XIX, la Argentina se lanzó a conquistar el mar para explotar el petroleo y gas que yace en la plataforma continental.

El pasado martes 16 de abril, la Secretaría de Energía abrió las ofertas del Concurso Público Internacional Costa Afuera (off shore) N° 1, que desató el interés de 13 empresas para 18 áreas en tres cuencas.

Las petroleras ofrecieron u$s 995 millones para quedarse con el permiso de exploración de esas áreas, que representan el 47% de los 38 bloques que se licitaban.

El total de áreas a licitar sumaban unos 201.103,78 kilómetros cuadrados (km2): 100.170,76 km2 en 14 bloques de la Cuenca Argentina Norte, 14.541,64 km2 en seis bloques de la Cuenca Austral y 86.391,38 km2 en 18 bloques de la Cuenca Malvinas Oeste.

La adjudicación será la semana próxima, el jueves 16, y ahí empezará el proceso de entrega de la documentación para obtener el permiso de exploración. Para esos permisos, habrá tres etapas, que sumarán, en total, 13 años: una, por cuatro años; la segunda, atada a que la concesionaria realice un pozo, por cuatro años más; y una tercera, cuando se haga otro pozo más, por cinco años extra.

Las petroleras podrán pedir la concesión por 35 años cuando lo consideren conveniente y, allí, empezar la explotación masiva.

Cómo es y qué hay en el océano

La Argentina tiene más de 6 millones km2 dentro de su plataforma submarina, después de que, en 2017, un comité científico de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) aprobara el reclamo argentino de ampliación en 1,8 millones km2 a los 4,2 millones km2 entonces existentes. Esto significa que los poco más de 200.000 km2 que se licitaron para explorar eran algo más del 3% del total de la plataforma marítima.

La información sísmica previa, que suscitó el interés de las petroleras, fue trabajada por las empresas Searcher Seismic, de Australia, y Spectrum, del Reino Unido.

Las tres cuencas en cuestión están en pleno Océano Atlántico. La Cuenca Argentina Norte se ubica frente a las costas de la provincia de Buenos Aires (se extiende hasta el Límite Lateral Marítimo entre la Argentina y el Uruguay) y Río Negro, en buena parte, dentro de la Zona Económica Exclusiva, y otro par dentro del Límite de la Plataforma Continental. Se tratarán de operaciones en aguas ultra profundas, ya que las profundidades serán de hasta 4000 metros.

En la Cuenca Austral, ya hay actividades off shore, principalmente, encabezadas por la francesa Total (con su subsidiaria Total Austral y asociada a la alemana Wintershall DEA), con proyectos como el de Vega Pléyade y Carina-Fénix. También está presente la estatal chilena Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), junto a su par argentina YPF, en control del Área Magallanes, en el extremo sur de la provincia de Santa Cruz. La nueva área licitada está pocos kilómetros al este de Tierra del Fuego. Allí, habrá operaciones en aguas someras, ya que las profundidades no alcanzan los 100 metros.

La Cuenca Malvinas Oeste, en tanto, se extiende entre los 100 a 400 kilómetros mar adentro, con profundidades de hasta 600 metros (aguas profundas).

En la actualidad, las actividades petroleras off shore en la Argentina suman casi 23 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d) de gas natural, algo más del 17% de la producción nacional y unos 10.500 barriles de petróleo por día (bpd), apenas el 2% de la extracción total de crudo en el país.

Quién, dónde, cuándo y cuánto

Al mismo tiempo en que Energía abría los sobres, las petroleras se apuraban a comunicar las áreas que habían ganado.

Sin embargo, la adjudicación de las áreas se realizará el jueves 16 de mayo, mediante una resolución que publicará la cartera conducida por Gustavo Lopetegui en el Boletín Oficial.

De cualquier forma, quienes fueron los únicos oferentes en algunas áreas ya descartan que se quedarán con ellas.

ExxonMobil Argentina Offshore Investments BV se asoció con Qatar Petroleum para las áreas MLO-113 (u$s 30,1 millones), MLO-117 (u$s 34,4 millones) y MLO-118 (u$s 29,9 millones), ubicados en la Cuenca Malvinas Oeste, aproximadamente, a 320 kilómetros mar adentro de la provincia de Tierra del Fuego.

En estos bloques, estas empresas fueron los únicos oferentes, y propusieron un total de u$s 94.525.000 por quedarse con ellas. Exxon operará con un 70% y Qatar tendrá el 30% restante.

El programa inicial de trabajo offshore consiste en adquisición de sísmica 3-D y suma 2,6 millones de acres netos (unos 10.522 km2) a sus proyectos de upstream (exploración y producción) en la Argentina.

ExxonMobil, la petrolera más grande del mundo, también tiene cerca de 1275 km2 en siete bloques en la formación Vaca Muerta, de la Cuenca Neuquina. En la Argentina, cuenta con 1700 empleados.

En cambio, la sociedad de las filiales de las petroleras de los Estados Unidos y Qatar compiten contra el consorcio conformado por la argentina Pluspetrol, la alemana Wintershall y la británica Tullow Oil en los bloques MLO-114 y MLO-119.

Ésta última sociedad ofertó u$s 106 millones y u$s 82,4 millones, respectivamente, mientras ExxonMobil y Qatar Petroleum presentaron u$s 92,6 millones y u$s 72,4 millones, respectivamente, para esos bloques.

Si Energía decidiera otorgar este mes esas dos áreas para las mejores ofertas económicas que se presentaron, Pluspetrol, Wintershall y Tullow desembolsarían un total de u$s 188.415.000.

Qatar Petroleum, a su vez, se asoció con la angloholandesa Shell para dos bloques exploratorios en aguas profundas ubicados en la Cuenca Argentina Norte. Son las áreas CAN-107 y CAN-109, que se encuentran en el borde de la plataforma continental y tienen un área de 8341 km2 y 7860 km2 respectivamente.

Estos bloques se extienden en zonas de aguas someras y profundas desde los 200 a los 2500 metros de profundidad. Shell, en un 60%, y Qatar Petroleum, en un 40%, ofrecieron u$s 8,5 millones y u$s 59,1 millones para esas áreas, respectivamente.

"Esta ronda presenta oportunidades de exploración de frontera relevantes. Su potencial de largo plazo nos permitiría desarrollar un portafolio de aguas profundas, complementando así nuestro modelo de no convencionales en la Cuenca Neuquina", indica Andy Brown, director de Upstream (exploración y producción de hidrocarburos) de Shell.

La angloholandesa ya tiene proyectos en aguas profundas en producción en Brasil, el Golfo de México, Nigeria y Malasia, y también explora en Mauritania y el oeste del Mar Negro.

La noruega Equinor (ex Statoil) también es uno de los gigantes interesados. Presentó la mejor oferta económica en el bloque MLO-121 (u$s 66,2 millones), en donde competirá contra la italiana ENI y la japonesa Mitsui (u$s 42,4 millones) y se asoció con la francesa Total y la estatal argentina YPF en otras dos áreas: MLO-122, en donde habría perdido contra Tullow (u$s 37,3 millones contra u$s 43,6 millones) y MLO-123, en donde fue el único oferente, por u$s 44,4 millones).

Además, en MLO-124 Equinor e YPF quedaron con u$s 27,2 millones, muy por debajo de la oferta de ENI y Mitsui, que consiguieron ofertar u$s 67,6 millones en una asociación con la local Tecpetrol, la estrella de Vaca Muerta.

La Cuenca Argentina Norte tuvo la particularidad de que, en las siete áreas en las que se presentaron ofertas, hubo un solo consorcio participante. Además de los bloques antes mencionados, Total y BP (ex British Petroleum), dos de las petroleras líderes en el mundo, ofertaron por CAN-111 y CAN-113 u$s 17,4 millones y u$s 8,7 millones, respectivamente.

"Creemos que este concurso marca un hito muy importante en el estudio y la valorización de las reservas off shore de la Argentina, donde puede existir un gran potencial de recursos hidrocarburíferos", declaró Dominique Marion, director general de Total Austral.

Además, YPF y Equinor ofrecieron por CAN-102 y CAN-114 u$s 23,8 millones y u$s 47,4 millones, respectivamente. "Estos bloques de exploración nos permitirán profundizar los conocimientos que ya tenemos sobre el subsuelo marino y pensar en un potencial desarrollo futuro de los mismos, en línea con el plan estratégico de la compañía", afirmó Sergio Giorgi, vicepresidente de Estrategia y Desarrollo de Negocios de YPF. En tanto, Equinor se presentó solo en CAN-108, con u$s 16,2 millones, al tiempo que en la Cuenca Austral fue el único oferente, por dos áreas: AUS-105 y AUS-106, por u$s 15,2 millones y u$s 22,9 millones, respectivamente.

Qué dicen los expertos

Jorge Lapeña, ex secretario de Energía (1983-1988) durante el gobierno del radical Raúl Alfonsín y actual presidente del Instituto Argentino de la Energía (IAE) General Mosconi, se expresó "muy contento", porque la Argentina "viene desde hace 10 años pensando exclusivamente en Vaca Muerta, que es una estrategia petrolera equivocada".

"Le asigno mucha importancia a esta acción del Gobierno. Los resultados me parecen muy buenos porque hubo concurrencia de empresas de alto nivel internacional y buena experiencia, con compromisos de inversión muy fuertes en el este de Tierra del Fuego y al oeste de las Islas Malvinas. Es la jugada más importante que hizo el Gobierno en estos cuatro años, porque no se puede pensar en una producción creciente si no se explora", sumó el analista.

Lapeña recordó el Plan Houston, que lanzó en 1985 junto al ya fallecido presidente del retorno a la democracia, e indicó que esa fue "la última campaña masiva de exploración petrolera". El plan fue para buscar hidrocarburos en 165 áreas y se llegaron a firmar 70 contratos, con el amparo legal de los decretos 1443/1985 y 623/1987, dentro de la Ley 17.319 (que data de 1967 y reglamenta la explotación, industrialización, transporte y comercialización de petróleo y gas).

Por el contrario, Lapeña, que integró el grupo de ex secretarios de Energía que asesoró en los primeros años de Gobierno a Cambiemos, criticó la paralización de la exploración petrolera a partir de la década de 1990, en la que se privatizó YPF.

"En los últimos 25 años, no hubo estrategia ni mirada a largo plazo, a partir de las grandes privatizaciones de los '90. Por eso, pasamos de la autosuficiencia y la exportación de energía a ser dependientes de las importaciones", puntualizó.

Respecto a los recursos hidrocarburíferos que pueda haber por debajo del lecho del mar, Lapeña hizo hincapié en los antecedentes exitosos de Total Austral y dijo que, si se logró extraer petróleo y gas en el sur del Mar Argentino, "en las zonas aledañas, también tienen que estar los recursos, es cuestión de buscarlos; desde la plataforma continental hasta el talud océanico, tenemos una zona casi virgen".

Desde 1995, los delegados del Reino Unido de la Gran Bretaña que forman parte del gobierno de las Islas Malvinas, Georgias y Sandwich del Sur ejecutaron políticas de exploración que derivaron en descubrimientos comerciales importantes. A partir de 2010, la británica Rockhopper Energy inició sus actividades que la terminarían llevando a extraer combustibles del mar en disputa con la Argentina.

De hecho, en febrero de este año, el gobierno de las Malvinas anunció la intención de construir unas 70 viviendas en Puerto Argentino y la base aérea de Monte Apacible para atender la futura demanda que pueda provocar la llegada de trabajadores dedicados a tareas de exploración y explotación de hidrocarburos en esa zona.

Por su lado, el consultor Daniel Gerold, director de G&G Energy Consultants y una de las voces más respetadas de la industria petrolera, señaló que, en 2008, hubo pequeñas exploraciones en el Golfo San Jorge y un pozo en la Cuenca Malvinas perforado en 2011 por Repsol-YPF, PAE y Petrobras. Con cautela, Gerold sostuvo que "los compromisos de inversión son para registración de sísmica y estudio, no son pozos perforatorios". Por eso, será imposible saber por un tiempo cuántos recursos se encuentran bajo el mar.

Las tareas que incentivaron el interés de las petroleras fueron a riesgo propio, "lo que dio una idea sobre si había una estructura, pero, hasta que no se perfora, no se sabe si hay recursos", dijo Gerold.

La experiencia en la región está por el lado de Brasil. En 1995, vecino lanzó la exploración en el mar y, en 2008, ya estaba explotando fuertemente los yacimientos petrolíferos del "presal" en Brasil, situados en las profundidades marinas bajo la capa de sal.

Otros descubrimientos en Sudáfrica y Namibia, "no comerciales" según explicó Gerold, dan la idea de que si hay recursos del otro lado del Atlántico, también podrían haberlos de éste.

Una polémica que se instaló fue que Tullow Oil presentara ofertas (y esté a punto de ser adjudicada) en tres bloques, por su condición de británica. Es que, desde el año pasado, la Secretaría de Energía les entregó gratuitamente a todas las petroleras concursantes el Banco de Datos oficial con toda la información en materia de prospección geológica disponible a la fecha (2D, 3D y pozos del off shore), algo que podría ser sensible a los intereses nacionales en relación al conflicto abierto por la soberanía de los territorios del mar y sus recursos.

Tanto Lapeña como Gerold, sin embargo, salieron al cruce de la polémica. Lapeña explicó que, sin ser un experto en relaciones internacionales, "desde el punto de vista energético, las empresas británicas son como cualquier otra: si vienen a la Zona Económica Exclusiva nuestra, tienen que cumplir nuestras leyes y pagar impuestos al Estado argentino".