ANAHÍ ABELEDO

En la acelerada búsqueda mundial para reemplazar el suministro de energía de Rusia, restringido por las sanciones a ese país, y para proveer especialmente a Europa, la exploración y extracción offshore convoca distintas iniciativas para intensificar la producción.

Como países líderes en la actividad, tanto el Reino Unido como Noruega, planean aumentar inversiones y producción, el primero para garantizarse el autoabastecimiento y el segundo para paliar las necesidades europeas y ganar mayor cuota del mercado.

Mientras tanto, el gobierno argentino intenta llevar adelante distintos proyectos offshore que permitirían el autoabastecimiento e, incluso, la exportación si sortea los procesos judiciales y la acción de distintos movimientos ambientalistas.

EL PETRÓLEO DEL MAR DEL NORTE, CLAVE PARA BORIS JOHNSON 
Boris Johnson organizó esta semana una mesa redonda de líderes de la industria del petróleo y el gas en alta mar del Reino Unido para discutir la seguridad energética nacional. Esto es parte de una serie de compromisos del gobierno en los sectores energéticos del Reino Unido, incluso con empresas renovables y nucleares en los próximos días y semanas.

El Primer Ministro reafirmó su firme compromiso con la industria del petróleo y el gas del Mar del Norte como un activo clave en los planes del Reino Unido para lograr una mayor independencia energética, garantizar la transición sin problemas del país a cero emisiones netas y ser parte de las soluciones necesarias para un futuro más limpio. – que son cada vez más cruciales a medida que nos alejamos de los hidrocarburos rusos tras la invasión ilegal de Ucrania por parte de Putin. Esto fue bien recibido y se hizo eco de los líderes de la industria, quienes dejaron en claro que la industria del petróleo y el gas está totalmente detrás de la transición energética del Reino Unido. 

Johnson reafirmó su compromiso con los petroleros, los recursos del Mar del Norte son una clave en su gestión

También se discutió el aumento de la inversión en la industria del petróleo y el gas del Mar del Norte y el aumento del suministro de gas doméstico. Esto incluyó cómo el Reino Unido puede eliminar las barreras que enfrentan los inversores y desarrolladores, y ayudar a que los proyectos entren en línea más rápidamente. Acordaron trabajar juntos en el futuro para ayudar a acelerar esto aún más. Se discutiò cómo la industria del petróleo y el gas juega un papel vital en el suministro de soluciones para nuestro futuro neto cero, incluida la producción de hidrógeno bajo en carbono y el lanzamiento de nuevos proyectos de captura de carbono, para los cuales el sector está bien posicionado. sacar adelante gracias a sus habilidades y experiencia.

La mesa redonda se produce antes de la publicación de los planes del Reino Unido para una mayor seguridad energética este mes, con la energía renovable, la energía nuclear y el gas doméstico como una parte crucial para lograr sus objetivos. También sigue la reciente decisión del Reino Unido de poner fin a las importaciones de petróleo ruso en el transcurso de este año.

Los representantes de la industria del petróleo y el gas incluyeron: la Autoridad de Petróleo y Gas, Blackstone Energy Partners, Bluewater Energy, BP, Carlyle International Energy Partners, Equinor, Esso, Greenergy, Harbour Energy, Neptune Energy, Offshore Energies UK, Prax Group, TotalEnergies y Concha.

Posteriormente viajó a Emiratos Árabes Unidos para intentar "terminar con la «adicción» de Occidente al petróleo y el gas rusos "para privar a Moscú de sus ingresos de los combustibles fósiles". Johnson se reunió con el príncipe heredero Mohammed bin Zayed en Abu Dhabi y, en Riyadh, con el príncipe heredero Mohammed bin Salman. Se estima que Johnson tratará de persuadir al influyente príncipe heredero del reino, Mohammed bin Salman, para que abra los grifos y libere más petróleo para el Reino Unido. Los expertos del gobierno afirman que el primer ministro tiene mejores vínculos con el príncipe saudita que cualquier otro líder del G7.

NUEVOS POZOS PARA ECO ATLANTIC OIL & GAS 
Otra firma que intensifica sus inversiones es la británica Eco Atlantic Oil & Gas Ltd. Su CEO, Gil Holzman, dijo que las adquisiciones han permitido a la compañía tener al menos cuatro pozos que se perforarán en Guyana, Sudáfrica y Namibia en los próximos 18 a 24 meses.

A través de una serie de adquisiciones, la empresa ha creado “una serie de catalizadores para nuestros inversores”, dijo Holzman en una entrevista con Proactive Investors.“Hay un año muy, muy emocionante por delante”, dijo el CEO al promediar esta semana.

Los comentarios se produjeron después de que la compañía de petróleo y gas acordara un acuerdo basado en acciones por US$52 millones para adquirir JHI Associates Inc., un explorador en la costa de Guyana, que es socio minoritario de Exxon en el bloque Canje.

Las acciones de Eco comercian en Canadá y el Reino Unido y han subido más del 60% este año en el AIM de Londres.

NORUEGA Y EQUINOR POR MAYOR CUOTA DEL MERCADO EUROPEO
Ayer, el actor estatal de Noruega, Equinor, y el gobierno del país han elaborado un plan para mantener altas exportaciones de gas a Europa y satisfacer la demanda en medio de preocupaciones por el suministro exacerbadas por la crisis de Ucrania. Noruega suministra el 20-25 % del consumo de gas en la UE y el Reino Unido y el gas noruego, que representa del 2 al 3% de la oferta global, se entrega a Europa a través de una extensa red de gasoductos submarinos. Actualmente el petróleo offshore emplea a 160.000 personas y explica el 14% del PBI noruego.

Para satisfacer la creciente demanda, el Ministerio de Petróleo y Energía del país, junto a Equinor, ha aprobado solicitudes de permisos de producción revisados ​​para los campos Oseberg, Troll y Heidrun

Kjetil Hove , vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Noruega, declaró: “Nuestro enfoque es mantener operaciones seguras y eficientes en nuestras instalaciones, siendo un proveedor confiable de energía para los mercados en Europa en una situación altamente desafiante. En estrecho diálogo con las autoridades y nuestros socios, ahora estamos tomando medidas para mantener el alto nivel de producción del invierno”.

EQUINOR quiere que la última gota de petróleo del mundo provenga de Noruega

Tal como detalló Equinor, los permisos de producción ajustados del Ministerio de Petróleo y Energía permiten que el campo de Oseberg aumente sus exportaciones de gas en alrededor de mil millones de m3 en el período hasta el 30 de septiembre. Este es un aumento del 15 al 20% para el año actual del gas, lo que sitúa la producción de este año en alrededor de 7 mil millones de m3.

Para el campo Heidrun, las exportaciones de gas pueden aumentar en 400 millones de m3 para el año calendario 2022, es decir, un aumento de hasta aprox. 30 por ciento.

Equinor dijo que 1.400 millones de m3 de gas satisfacen la demanda de gas de alrededor de 1,4 millones de hogares europeos durante un año. Se aprobó la solicitud de Equinor para un aumento en el permiso de producción a 38 mil millones de m3 de gas para el campo Troll para el año de gas en curso. Esto aumenta la producción en 1.000 millones de metros cúbicos , lo que equivale a un aumento de algo menos del 3% para el campo Troll en este año gasífero, en caso de pérdida de producción de otros campos.

La planta de GNL en Hammerfest en el norte, está fuera de servicio después de un incendio en 2020. Cuando se reanude la producción, que se espera para mediados de mayo de 2022 , esta planta agregará gas adicional al mercado global.

EN CHINA, LA BAHÍA DE BOHAI ECLIPSA A OTRAS PLATAFORMAS 
La base de producción de crudo más grande de China, ubicada en la Bahía de Bohai, ha producido hasta ahora más de 500 millones de toneladas métricas de petróleo y gas, validando el aumento de su producción interanual, informó China National Offshore Oil Corp, operador y principal productor de petróleo y gas nacional en alta mar.

La producción de petróleo y gas en el campo petrolero de Bohai superó el año pasado las 30 millones de toneladas, cifra que representa la mitad del aumento de la producción de petróleo crudo del país durante el 2021.

"Quinientos millones de toneladas de petróleo equivalen a la demanda básica del país durante un año. También hemos contribuido a la seguridad energética interna y al desarrollo económico de la nación", recalcó Wang Yu, gerente de producción de la sucursal de Tianjin.

Li Ziyue, analista de BloombergNEF, explicó que el aumento constante de la producción de petróleo y gas de la China National Offshore Oil Corp es fundamental para la seguridad energética nacional.

"Esto es aún más importante en medio de las tensiones geopolíticas actuales, que han lanzado los precios de las materias primas a nuevos máximos", subrayó Li. "Los suministros de petróleo y gas ahora están bajo una presión adicional, mientras que la producción de petróleo y gas en alta mar de China posee un gran potencial al alza".

Los recursos de Bohai fueron el año pasado la mitad del total de petróleo y gas de China

China National Offshore Oil Corp contribuyó el año pasado con más de la mitad de la adición total de producción de petróleo y gas de China. Y también está tratando de forjarse un papel en el creciente sector de energía limpia del país, buscando usar su destreza de ingeniería para convertirse en un jugador importante en proyectos de energía eólica marina.

De acuerdo al Informe de Energía Offshore de China, redactado a principios de este año por el Instituto de Economía Energética China, adscrito a la National Offshore Oil Corp, destacó que China es una de las áreas más activas para este tipo de exploración petrolera, y ocupa el cuarto lugar en proyectos vinculados a la producción de petróleo y gas en alta mar.

El Instituto de Economía Energética China calcula que la producción china de petróleo y gas en alta mar continuará aumentando este año.

El campo petrolífero de Bohai, lugar de nacimiento de la moderna industria petrolera en alta mar, comenzó a construirse en 1965. Después de más de medio siglo de servicio, en Bohai se han creado más de 50 campos productivos de petróleo y gas, más de 180 instalaciones de producción con reservas geológicas de petróleo probadas acumuladas de más de 4.400 millones de toneladas y reservas geológicas de gas natural de unos 500.000 millones de metros cúbicos.

La Bahía de Bohai se ha convertido en el campo de petróleo y gas en alta mar más rentable y de mayor escala del país, puntualizó la National Offshore Oil Corp.

ARGENTINA: DISCUSIONES EN CUENCAS NORTE Y AUSTRAL
Desde hace décadas, Argentina evalúa, discute, calcula, omite sus recursos hidrocarburìferos en sus cuencas marinas. En el gobierno algunos funcionarios comparan esa riqueza potencial con la de Noruega y se frotan las manos.

Se especula conque se podrían generar ingresos por u$s32.000 millones solo con uno de los proyectos en proceso de exploración. El proyecto más avanzado es el Argerich, de la Cuenca Argentina Norte (CAN-100), que hoy se encuentra en la Justicia debido a las objeciones de grupos ambientalistas y del propio intendente de General Pueyrredón, Guillermo Montenegro, que temen una contaminación visual de la costa atlántica (el proyecto está planteado a cientos de kilómetros de la costa) . La iniciativa ya ha pasado la etapa de estudio de sedimentos del suelo y ahora está en la segunda fase, que es el análisis sísmico.

El proyecto sumaría 200.000 barriles diarios, por un valor de u$35.000 millones, generando regalías e impuestos por US$ 4.700 millones y podrían generarse exportaciones por US$ 25.000 millones anuales. La Cuenca Argentina Norte podría albergar una decena de proyectos como el Argerich y generar una producción de US$ 100.000 millones y emplearìa a 65.000 personas, según un informe que trascendió en despachos oficiales.

Martín Bronstein, director de Publicaciones del Centro de Estudios de Energía Política y Sociedad, considera que hay que ser más cautos. “Todavía estamos en una etapa exploratoria y por eso es aventurado anticipar conclusiones. No obstante, yo estoy a favor de la exploración offshore”, explicó el analista al diario ÁMBITO. Bronstein asegura que “las cuencas tradicionales argentinas están declinando su producción” y que por eso son necesarias nuevas fuentes

La producción de petróleo offshore del paìs en 2021 sumó 71.281,1 m3 y la de gas, 758.709 m3, pero fueron las más bajas de la última década. Según datos del Sistema de Información de Petróleo y Gas, desde enero de 2011 a diciembre 2021 s se produjeron 3.519.928 metros cúbicos de petróleo y 424.242.086,7 de gas. En la actualidad, el 17% del gas que se produce el país proviene de la actividad offshore; en cambio en el caso del petróleo, la participación es menor

Distribución de la producción mundial offshore de petróleo y gas. 2017

El debate ambiental se dirime en los estrados de la Justicia Federal de Mar del Plata, donde un recurso de amparo dispuso en febrero la suspensión de toda actividad exploratoria hasta que se resuelvan los planteos de fondo, una medida que fue revertida tras la apelación presentada por el Gobierno nacional. La medida cautelar fue revisada por el mismo fuero para permitir la continuidad de los procesos de exploración que llevará adelante la petrolera noruega Equinor, asociada a la angloholandesa Shell y la nacional YPF.

Los ambientalistas es que implicaría una apuesta por los combustibles fósiles en detrimento de las energías limpias. Países como Noruega y Estados Unidos recibieron los mismos cuestionamientos al licitar, en los últimos meses, amplias áreas en el Mar del Norte y el Golfo de México. El economista e investigador de la Universidad Nacional de Mar del Plata Francisco Barberis Bosch señaló que, con los hidrocarburos, “Argentina podría abastecer a otros países, que necesitan desprenderse del carbón, la fuente más contaminante".

Uno de los impactos positivos sería el movimiento logístico que generaría en las localidades de la costa bonaerense, entre ellas Mar del Plata, considerada por los datos del Instituto Nacional de Estadísticas y Censos (Indec) como la segunda ciudad con mayor desempleo con 10,4% (frente al 8,2% del promedio nacional).

El investigador del Conicet y especialista en política energética Ignacio Sabatella dijo, en diálogo con Télam, que en esta oportunidad se trata de aguas profundas cuyos recursos no fueron explorados pero que se presume que se encuentran allí al ser una continuación geológica de las cuencas y sedimentos del presal brasileño.

Otro especialista, el economista e investigador de la Universidad Nacional de Mar del Plata Francisco Barberis Bosch señaló que, con los hidrocarburos, "Argentina podría abastecer a otros países, que necesitan desprenderse del carbón, la fuente más contaminante".

El Concejo Deliberante acaba de aprobar la convocatoria a una audiencia pública no vinculante para opinar sobre la conveniencia de la explotación offshore en la zona. Se escucharà a representantes de la Universidad Nacional de Mar del Plata y las universidades CAECE, Atlántida, FASTA y UTN, la Escuela de Pesca y el INIDEP. También se propondrá la participación del Ministerio de Ambiente y de la empresa petrolera Equinor. Por otra parte, se convocará a representantes del sector de los trabajadores, científicos, expertos en materia de energía y empresarios relacionados especialmente con energía, turismo y pesca

Por el momento la autorización para el inicio de actividades de exploración offshore frente a la costa de Mar del Plata sigue vigente: tras hacerse lugar a la apelación presentada tanto por la empresa Equinor, como por YPF y el Estado Nacional a través del Ministerio de Ambiente, la suspensión dispuesta por el magistrado Santiago Martín ha quedado sin efecto. Se espera que en los próximos días emita dictamen la Cámara de Apelaciones que hoy tiene el caso en su poder.

Mientras tanto, en la Cuenca Marina Austral, podrían estar a punto de lanzarse nuevos proyectos ya que las empresas a su cargo tomarán la decisión de inversión final en este año. 

La cuenca marina austral, un potencial hidrocarburífero que se discute desde hace décadas.

"Así lo precisó una de las firmas que lideran el proyecto, la alemana Wintershall DEA, en la presentación de resultados que realizó el jueves pasado, un evento que estaba previsto que se diera en una conferencia global pero que fue suspendido a raíz del ataque de Rusia a Ucrania", consigna el diario RIO NEGRO en una nota de Victoria Terzaghi.

La operadora, en el balance anual la firma detalló que “se prevé que el proyecto Fénix Fase I sea el próximo desarrollo offshore de CMA-1”. Se trata del consorcio formado por la firma alemana con el 37,5% del activo, al igual que TotalEnergies que opera el bloque y Pan American Energy (PAE) con el 25% restante.

Esta nueva plataforma del complejo CMA-1 permitiría sumar entre 7 y 10 millones de m3 de gas natural por día. El costo es un gran obstáculo, se estima entre 800 y 1000 millones de dólares, una inversión prohibida en tiempos de escasez de divisas. Otro obstáculo es el antecedente de rechazo que desde fines del año pasado se dio a la exploración sísmica de tres áreas offshore, aunque en ese caso a unos 300 y 400 kilómetros de las costas bonaerenses.