YPF y Equinor sumaron a Shell para buscar petróleo en el Mar Argentino

Se trata del consorcio que opera el área más grande de búsqueda offshore. La empresa de bandera y la noruega tendrán 35% cada una y la anglosajona el 30% restante

Plataforma offshore
Plataforma offshore

La petrolera privada con mayoría accionaria estatal YPF y la noruega también estatal Equinor anunciaron que sumaron al consorcio conformado para la búsqueda de petróleo offshore a la anglosajona Shell en el bloque denominado CAN 100 en el Mar Argentino.

Así lo anunció hoy el CEO de la petrolera estatal, Sergio Affronti, quien firmó un acuerdo preliminar para el ingreso de Shell Argentina como socio en el bloque ubicado en la Cuenca Norte del Mar Argentino, a la altura de las costas de Mar del Plata y Bahía Blanca, en la provincia de Buenos Aires. En el acuerdo queda explicitado que la filial local de Equinor permanecerá como operadora.

Affronti suscribió el acuerdo con los presidentes de Shell Argentina, Sean Rooney, y de Equinor Argentina, Nidia Álvarez. ”Tras esta operación, que se encuentra sujeta a la aprobación de la autoridad regulatoria, Equinor e YPF se dividirán en partes iguales el 70% del bloque y Shell ingresará con el 30% restante”, precisó un comunicado de la empresa.

El detalle de la zona concesionada
El detalle de la zona concesionada

”Para YPF la firma de este acuerdo es un nuevo paso en el fortalecimiento y expansión de la relación con estas dos grandes compañías energéticas”, sostuvo Affronti. Asimismo, el ejecutivo agregó: “Estamos muy entusiasmados de poder aportarle al país el conocimiento y la experiencia que Equinor y Shell tienen en el desarrollo de proyectos offshore en el mundo”.

El bloque CAN 100 comprende un área de 15.000 kilómetros cuadrados y es el más grande de la Cuenca Norte del Mar Argentino. La empresa estatal obtuvo la concesión de este bloque en 2019 en lo que fue la Ronda 1 de licitaciones de áreas de offshore que en su momento realizó el entonces secretario de Energía, Gustavo Lopetegui.

La licitación establecía un plazo de un permiso exploratorio de dos períodos consecutivos de cuatro años más una prórroga de cinco años pasado ese plazo. En ese momento, YPF había anunciado que tenía la intención de invertir no menos de 200 millones de dólares para la exploración de petróleo y gas en el Mar Argentino.

Nidia Álvarez, Sergio Affronti y Sean Rooney, titulares de Equinor, YPF y  Shell Argentina, respectivamente
Nidia Álvarez, Sergio Affronti y Sean Rooney, titulares de Equinor, YPF y Shell Argentina, respectivamente

Parte de esta inversión apuntaba a los estudios sísmicos de 2D y 3D que son operaciones necesarias para poder perforar un pozo durante la primera etapa del proceso de exploración.

Con este acuerdo, se replica el que ya tienen las tres compañías en el bloque no convencional de Bandurria Sur, en Vaca Muerta. Además, YPF y Equinor son socias en el Bloque Bajo del Toro, también ubicada en Vaca Muerta y una alianza para el desarrollo del parque eólico Cañadón León en Santa Cruz.

En agosto de 2019 YPF y Equinor firmaron el entendimiento para la exploración del bloque más importante de la Cuenca Argentina Norte en donde se establecía que la empresa de bandera le cedía el 50% a la filial local de la noruega.

Una plataforma offshore en Comodoro Rivadavia
Una plataforma offshore en Comodoro Rivadavia

Pero fue recién en abril de 2020 cuando se autorizó que YPF ceda ese 50 por ciento. Fue una de las pocas resoluciones que firmó el primer secretario de Energía de Alberto Fernández, Sergio Lanziani. A partir de ese momento, Equinor asumió el rol principal en los planes de inversión, desarrollo y ejecución del proyecto offshore. Ahora es la petrolera estatal de Noruega la que carga con el peso de la inversión.

Según detallan en el sector, este es el comienzo real de la exploración en el Mar Argentino, de donde aún hay pocos datos respecto de la cantidad de petróleo y gas que puede llegar a contener el lecho marino. Las estimaciones señalan que habría recursos por alrededor de 31 billones de barriles equivalentes de petróleo. En ese contexto, se estima que las inversiones totales necesarias para su extracción superarían los USD 2.000 millones.

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