Total, PAE y Wintershall proponen reflotar el proyecto Fénix en Tierra del Fuego

El desarrollo offshore de gas en la cuenca austral requiere una inversión de US$ 1.000 millones. El consorcio que opera Total le propuso al gobierno incluir el proyecto en el nuevo esquema de contractualización del mercado de gas.

Tres petroleras que operan en la cuenca Marina Austral, en 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, según informó EconoJournal.

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.

La explotación de Fénix requerirá el desembolso de entre 800 y 1.000 millones de dólares para el reservorio en el offshore de la cuenca Austral, en la misma región en la que el consorcio ya puso en producción el yacimiento Carina-Aries.

El más reciente fue Vega Pléyade, conectado al sistema a fines de 2016.

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 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 desarrollos 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 EconoJournal 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.

Fuente. EconoJournal