El lecho marino argentino es uno de los más inexplorados en el planeta en la búsqueda de recursos hidrocarburíferos, y si bien las expectativas son altas, hasta el momento no hay ningún indicio de que en el offshore se encuentre la esperada segunda Vaca Muerta. A pesar de la gran incertidumbre, la empresa Shell avanza hoy en la prospección sísmica a unos 190 kilómetros de las costas de una Mar del Plata llena de turistas que no advierten el movimiento mar adentro.
Se trata de los bloques CAN107 y CAN109 (sigla por Cuenca Atlántica Norte) para los cuales Shell y su socia Qatar Petroleum tienen la licencia y el permiso ambiental de avanzar con la exploración hidrocarburífera offshore, en áreas que poseen una superficie aproximada de 8.341 y 7.873km2, respectivamente. Se estima que las tareas del buque explorador PXGEO 2 demandarán al menos 90 días hasta marzo, y todas las tareas tendrán un costo cercano a los u$s 100 millones.
A pocos kilómetros de ahí, hace un año se realizaba en el área CAN100 el primer pozo exploratorio en aguas profundas conocido como Proyecto Argerich, en una operatoria a cargo de la noruega Equinor con su socia YPF, que pocos meses después arrojaría un resultado fallido por la inexistencia de hidrocarburos en cantidades o condiciones comerciales.
La Cuenca Norte es considerada espejo de los yacimientos que están en plena exploración con resultados inicialmente auspiciosos frente a las costas de Namibia, en África. Sin embargo, alli, también se han registrado retrocesos. Shell, por ejemplo, acaba de revelar que realizará una depreciación de US$ 400 millones tras determinar que un descubrimiento en el bloque PEL39 no era comercialmente viable debido a dificultades técnicas y geológicas, lo que no le desanima a continuar explorando en la región junto a sus socios Qatar Energy y Namcor.
Actividad en la exploración offshore
El análisis de la nueva información que pueda recolectar Shell en áreas linderas a la CAN100 del Pozo Argerich es el que permitirá determinar el lugar más apropiado para avanzar en un primer pozo exploratorio en cada una de esas zonas, lo que demoraría no menos de un año, tras el fin del barrido inicial. Se trata de un escenario natural de aguas profundas que va hasta los 2.500 metros de profundidad.
PXGEO 2, el buque de investigación y reconocimiento que navega habitualmente bajo la bandera de Bahamas, cuenta con una longitud total de 100,1 metros y un ancho de 25,64 metros. La operación se está llevando a cabo las 24 horas, durante un proceso que podrá extenderse por hasta casi 160 días corridos, de acuerdo a la ventana autorizada por la Secretaría de Ambiente.
El buque sísmico está siendo acompañado por dos embarcaciones de apoyo: una de ellas es el navío de guardia o seguimiento cuya función será la de garantizar una navegación segura, sin interferencias con otras embarcaciones; y la segunda cumple un rol de apoyo logístico para abastecer de provisiones e insumos, así como la realización de cambios de tripulación con el puerto de Mar del Plata como eje logístico.
En el desafío explorador otras áreas y otras empresas se suman cin perspectivas de sumar novedades este 2025. Es el caso de las áreas AUS105, AUS106 y MLO121, en las que participan las empresas Equinor, YPF y CGC, en las cuenca Austral y Malvinas; algo similar ocurre con los bloques MLO123 y MLO124 que llevan adelante Total Austral, YPF, Equinor y Pan American Energy, en distintas consorcios.
Por caso, también hay áreas que no llegaron a puerto luego de las adjudicaciones de permisos de 2018, tal el caso de las empresas Total Austral y BP Exploration, las que revirtieron al Estado nacional las áreas CAN111 y CAN113.
La llegada de Shell al GNL
En los últimos días de diciembre, Shell protagonizó uno de los grandes anuncios de 2024 con la firma de un Project Development Agreement con la nacional YPF para la primera fase de desarrollo del proyecto Argentina LNG, lo que a la vez terminó de confirmar la anunciada salida de la malaya Petronas, cuyos equipos trabajaron en la ingeniería en los últimos dos años.
Ahora Shell se comprometió a avanzar con YPF en el desarrollo de la primera fase del proyecto Argentina LNG hasta tomar la decisión para ingresar a la etapa de FEED (Front-End Engineering and Design), lo que implica en esta primera fase una capacidad de licuefacción 10 millones de toneladas al año (MTPA).
Argentina LNG es un proyecto para la licuefacción de gas para su exportación a los mercados mundiales. Comprende desde la producción de gas en bloques dedicados en Vaca Muerta, su transporte a través de gasoductos dedicados de 580 kilómetros de extensión hasta una terminal de procesamiento y licuefacción que será construida en Sierra Grande, Río Negro.
Shell es pionera en GNL desde hace 60 años. En 1964, participó de la entrega de la primera planta de licuefacción en Arzew, Argelia, y ese mismo año envió el primer cargamento comercial al Reino Unido, lo que marcó el comienzo del comercio de gas licuado.
En el país también tiene una importante actividad en el no convencional de Vaca Muerta, donde lleva invertidos más de u$s 3.000 millones en desarrollo de sus áreas de petróleo, y en 2024 invirtió cerca de u$s 600 millones con planes para multiplicar ese número en los próximos años.
En el corto plazo, la perspectiva de la compañía es seguir escalando los proyectos de crudo en desarrollo que opera y aquellos donde son socios de YPF y TotalEnergies para llevar su producción de shale oil en Vaca Muerta de 50.000 a 70.000 barriles diarios. Ese desempeño se irá acrecentando a medida que desde la industria se solucionen las restricciones de evacuación de petróleo con proyectos como Duplicar, de Oldelval, y Vaca Muerta Sur, liderado por YPF.