Hace años que se habla del potencial de encontrar petróleo en la costa de la provincia de Buenos Aires y en los próximos meses finalmente se conocerán los primeros resultados de la búsqueda. 

Entre febrero y marzo está prevista la llegada del buque Valaris DS-17 para perforar el primer pozo del bloque CAN 100. Actualmente, la embarcación se encuentra trabajando en otras perforaciones en el litoral brasileño y, como las tareas suelen ser complejas, no se sabe la fecha exacta en que finalizará estos trabajos para dirigirse al Mar Argentino.

Lo que es seguro es que el pozo Argerich empezará a realizarse este verano y demandará entre dos y tres meses de trabajos. Es decir, que recién para mayo o junio sabremos con precisión si se encontró petróleo o no.

En general, las probabilidades de éxito suelen rondar el 7%, pero en este caso se elevan al 20% debido a los buenos resultados de los estudios de sísmica 3D y las similitudes geológicas con los descubrimientos en Namibia, una zona que supo estar pegada a la costa argentina hace millones de años.

La expectativa es que, de tener éxito, sólo este pozo puede demandar una inversión de 6.000 millones de dólares y producir unos 80.000 barriles de petróleo al día, más del 12% de toda la producción total del país en la actualidad. 

Para eso, de todos modos, falta un largo camino. Primero hay que analizar los resultados de la perforación y estudiar la roca extraída para poder planificar cómo será la siguiente etapa de perforación de pozos delimitadores. 

Esto podría darse recién en 2025 y es clave para dimensionar el tamaño del yacimiento antes de que se tome la decisión final de entrar en etapa de desarrollo. Ese es el punto bisagra que determina el futuro del proyecto y la inversión de miles de millones de dólares para construir las instalaciones necesarias tanto en el puerto de Mar del Plata como en la plataforma marítima para poner en marcha la actividad.

“La media histórica de los proyectos offshore marca que entre la primera perforación y el ingreso a producción pasan unos 7 años. El caso más rápido fue el de Exxon en Guyana donde se demoraron apenas 4 años. En cuanto al proyecto Argerich, se estima que podría empezar a producir petróleo a escala comercial en el año 2030”, explica a Forbes, Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata.

Si bien el Argerich podría significar un hito que acelere el desarrollo del resto de los bloques licitados que todavía están en etapa de sísmica, un resultado adverso tampoco representa el fracaso de la iniciativa.

“En Alaska, por ejemplo, donde yo trabajé, hubo como diez pozos secos uno atrás de otro cuando empezamos a explorar hasta que se encontró la producción. Y hoy Alaska es lo que es en materia de Oil & Gas. Si ahora se encuentra, lógicamente es un gran paso adelante. Pero en el caso de no encontrar, es solamente un pozo de decenas que hay que perforar antes de decidir si un área es productiva o no. Eso no significa que vas a parar todos tus esfuerzos”, sostiene Guiscardo.

Cuenca Malvinas y Austral

En cuanto a las cuencas Malvinas Oeste y Austral, las otras dos donde se licitaron bloques dentro de esta primera ronda offshore, la gran novedad fue la aprobación de sísmica 3D tras la evaluación de impacto ambiental.

Fuentes de las petroleras involucradas en el proceso indicaron a Forbes que el próximo paso se podría dar en febrero cuando se desplace el equipo de sísmica y comiencen los trabajos que demandarían unos seis meses considerando la amplia superficie a explorar (6.700 km2).

Ya en el segundo semestre del año se deberán analizar los resultados para poder pasar al segundo periodo de exploración que incluye la etapa de perforaciones.

“La principal diferencia con la Cuenca Argentina Norte es que acá la sísmica representa casi una detección de hidrocarburo. En general, la sísmica no nos dice si hay petróleo o no, en este caso hay muchas chances de que si suceda por las condiciones de profundidad, las condiciones del fluido y una serie de cuestiones geofísicas”, explica el especialista.

Es por eso que las probabilidades de encontrar petróleo o gas suben al 20% en esta región, que también tiene el beneficio de contar con infraestructura disponible por la extensa experiencia hidrocarburífera de la zona.

“Tiene menos complejidad logística. Los equipos de perforación son con patas por la menor profundidad y no tenés que construir una instalación de producción. En el norte estás lejos de la costa y tenés 1.500 metros de agua hacia abajo. Acá estas a 50 km o 30 km. Es menos inversión, entonces va todo más rápido”, indican las fuentes consultadas.

De todos modos, la prudencia es la palabra que más se menciona cuando se pregunta por los plazos del proyecto. Una fecha optimista de perforación podría ser a fines del 2026 con la intención de entrar en la etapa productiva comercial en 2029.

La otra gran ventaja es que, con requerimientos de inversión mucho menores en torno al 10% de lo que se necesita en la costa bonaerense, no hace falta encontrar yacimientos de grandísima escala para que los proyectos tengan sentido comercial.

“En el sur, un proyecto más chico hace sentido económicamente. En el norte, no. Para justificar una facilitiy que te banque 4.000 o 5.000 millones de dólares, necesitas una producción por día de 200 mil barriles”, grafican.