19/04/22

Offshore: para viabilizar una inversión por US$ 1000 millones, otorgan una prórroga anticipada de concesiones a un consorcio liderado por TotalEnergies

El gobierno otorgó una prórroga anticipada de 10 años para el plazo de explotación offshore en la Cuenca Marina Austral, frente a la costa de Tierra del Fuego. Se trata de concesiones desde donde se produce el 16,7% del gas natural del país. La prórroga es condición necesaria para que avance el proyecto de gas natural Fénix.



El gobierno nacional otorgó una prórroga anticipada por 10 años a las compañías TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE de la concesión de explotación de hidrocarburos costas afuera frente a las aguas de Tierra del Fuego. La prórroga fue solicitada por las compañías, que además tendrán que pagar un bono de USD 15.270.403 y afrontar un 15% de regalías para los 10 años de la prórroga. Se trata de una zona clave ya que la producción offshore de estas áreas representó en el 2020 el 16,7% del total de gas natural producido en el país.

La prórroga anticipada de las concesiones es una condición necesaria para que el consorcio liderado por TotalEnergies, Wintershall Dea y PAE avance con la construcción del proyecto Fénix, que requiere de una inversión de alrededor de US$ 1.000 millones. Este desarrollo entraría en producción en 2024 o 2025 y, para lo cual, es necesaria la extensión del plazo de las concesiones.

El Ejecutivo instrumentó la prórroga mediante el Decreto 195/2022 publicado hoy en el Boletín Oficial. La concesión original fue otorgada por 25 años y vence el 30 de abril de 2031, pero la prórroga de una década, otorgada anticipadamente, comenzará a contemplarse a partir del 1° de mayo de 2031.

Se trata de una superficie de 1.948,57 km² bajo jurisdicción del Estado Nacional (más de 12 millas marinas) correspondiente a las áreas Argo, Aries, Carina, Fénix, Orión, Orión Norte, Orión Oeste y Vega Pleyade de la Cuenca Marina Austral.

El consorcio que explota hidrocarburos en la Cuenca Marina Austral está conformado por TotalEnergies, que es el operador y tiene un 37,5% de participación, Wintershall Dea, que también cuenta con un 37,5% y Pan American Energy (PAE) que tiene el 25% restante.

Más tecnología

En los considerandos del decreto, el gobierno argumenta que “es necesario alentar mayores inversiones y extender el horizonte de reservas” y que “la mayoría de las concesiones de explotación contienen yacimientos maduros, que han sido sometidos a un período extenso de explotación y que, por lo tanto, requieren la aplicación de nuevas tecnologías para incrementar los niveles de producción y reservas”.

En las áreas hay 260 pozos que producen 20,6 MMm3 diarios de gas natural, que en el año 2020 representó el 16,7% del total producido en el país, y, con menor relevancia, producen 888 m3 diarios de petróleo.

Además, el Decreto 195/2022 prevé un plan de inversiones y obras para el período de prórroga de la concesión (1° de mayo de 2031 a 30 de abril de 2041), a cargo de las petroleras, por un total de USD 700.000.000.

Para la prórroga también se suma un 3% adicional al 12% que hoy las compañías petroleras abonan en concepto de regalías, que da un total de 15% de regalías hasta abril de 2041.

Pago de bono

El DNU estima un pago de un bono de prórroga por parte de Total, Wintershall-DEA y PAE “cuyo monto máximo será igual a la resultante de multiplicar las reservas comprobadas remanentes al final del período de vigencia de la concesión, por el 2% del precio promedio de cuenca aplicable a los respectivos hidrocarburos durante los2 años anteriores al momento del otorgamiento de la prórroga”.

Y que “para el cálculo del importe de dicho bono, el volumen de reservas de gas y petróleo del área a considerar es de 347Mm³ para el petróleo y de 7.175 MMm³ para el gas natural”.

Fuente: EconoJournal