El director para el Cono Sur de Total Energies, Javier Rielo, explicó en una entrevista con Télam, el proceso de decisión de la inversión anunciada  por el consorcio que la compañía francesa integra con sus socias, la alemana Wintershall y la argentina Pan American Energy.

Fénix es parte de un proyecto gasífero offshore que se encuentra a 60 kilómetros de la costa en el sur del Mar Argentino.

El proyecto Fénix de producción de gas en la Cuenca Austral ya está en marcha con la construcción de la plataforma que llegará al país a fines de 2023, la que será operada por la petrolera francesa Total Energies por los siguientes 15 años en el Mar Argentino, frente a las costas de Tierra del Fuego.

El director para el Cono Sur de Total Energies, Javier Rielo, explicó en una entrevista con Télam, el proceso de decisión de la inversión anunciada esta semana por el consorcio que la compañía francesa integra con sus socias, la alemana Wintershall y la argentina Pan American Energy.

El alcance de los beneficios del Plan Gas.Ar para los proyectos offshore y los incentivos para la producción hidrocarburífera fueron los motivos que terminaron de decidir la inversión de US$ 700 millones en el desarrollo del proyecto que se suma a los existentes y que aportan en la actualidad unos 16 millones m3/día.

Fénix es parte de la concesión Cuenca Marina Austral-1 (CMA-1), un proyecto gasífero offshore que se encuentra a 60 kilómetros de la costa en el sur del Mar Argentino, que a partir de su entrada en operaciones a comienzos de 2025 entregará al sistema unos 10 millones de m3 diarios de gas natural.

«El proyecto ya estaba técnicamente maduro pero lo que ha validado la decisión y que finalmente terminó de darle forma fue la extensión de las concesiones de 10 años» decididas en abril por el Gobierno nacional mediante el decreto 195 que prorrogó la licencia a partir del 1 de mayo de 2031.

Luego «en agosto se fijó el cuadro fiscal adecuado» mediante las resoluciones 625 y 630 del Ministerio de Economía que permitió incluir a Fénix en el régimen tributario y aduanero creado por la Ley 19.640 para la provincia de Tierra del Fuego.

Así, a la ecuación económica del consorcio se sumaron las exenciones de impuestos federales en el Área Aduanera Especial como impuestos a las Ganancias; IVA e impuestos internos, para la operatoria.

Javier Rielo: «La extensión de las concesiones de 10 años terminó de darle forma fue al proyecto».

«Con el Plan Gas pudimos definir un horizonte que si bien no es un precio que satisfaga plenamente, nos permite consolidar un proyecto que es sólido y que a inversores como nosotros nos da una certidumbre de tiempo», ya que se trata de contratos a ocho años contemplados en el lanzamiento del programa.

En ese sentido, Rielo explicó que el problema para la industria «no es tener un precio que puede fluctuar sino lo peor para el inversor es no tener certidumbre o tener una cierta seguridad de cuando las variables sobre las cuales se está basando una decisión no van a cambiar totalmente».

«Hoy sabemos lo que viene hacia adelante, es lo que ha logrado el Plan Gas, dar un horizonte de ocho años que en el caso de Fénix nos permite entrar en producción a principio del 2025 y hasta fin del 2028 tener un precio -aunque inferior al contexto internacional-, por lo menos durante cuatro años.

Con estas certezas normativas, el consorcio operado por Total ya puso en marcha -mediante el contratista Italiano Rosetti- la construcción de la plataforma que llegará al Mar Austral a fines de 2023, para concretar su instalación en el primer semestre de 2024 incluyendo un gasoducto submarino de 30 kilómetros.

El desarrollo del yacimiento se complementará en el segundo semestre de 2024 con la perforación de tres pozos horizontales, a una profundidad del agua de 70 metros, operatoria que luego será completamente automatizada en la plataforma y monitoreada desde tierra.

Una vez puesto en marcha, lo cual está previsto para principios de 2025, Fénix producirá durante más de 15 años alrededor de 10 millones de metros cúbicos diarios adicionales de gas natural, equivalentes a 70.000 barriles de petróleo por día.

En la actualidad, los cuatro yacimientos de gas Cañadón Alfa, Aries, Carina y Vega Pléyade producen en CMA-1, suministran el 16% de la demanda de gas natural de Argentina.

A la par del proyecto offshore, Rielo destacó que la compañía también está enfocada en apuntalar sus operaciones en Vaca Muerta y proyecta duplicar para el año próximo el gas que ofrece desde el bloque Aguada Pichana Este.

Se trata de uno de los bloques de la Cuenca Neuquina de mayor producción actual, junto a El Orejano (YPF), Aguada Pichana Oeste (PAE), y Aguada de la Arena (YPF), y convirtió a Total en la tercera mayor productora de la cuenca, detrás de YPF y Tecpetrol.

Total, el año pasado – a dos años de iniciar su desarrollo masivo- alcanzó en Aguada Pichana este unos 8 MMm3/d, y a tono con los objetivos globales de la compañía de fortalecer sus posiciones en gas, este año alcanzó los 11 MMm3/d.

«Esto nos permite proyectar en el primer semestre de 2023 los 14 MMm3/d y a fines de ese mismo año los 16 MMm3/d, es decir duplicar la producción en estos dos años», explicó Rielo al aseverar que están «muy focalizados en Aguada Pichana Este, convencidos de que el gas es el camino de la transición energética porque es cinco veces menos contaminante que los líquidos».

A ese desempeño del bloque se sumarán al menos otros 3 millones de las áreas que la empresa también opera en San Roque y Rincón de la Ceniza con gas asociado, en tanto que buscan acelerar el desarrollo del área La Escalonada.

Finalmente, sobre la visión de la compañía de Vaca Muerta, Rielo expresó: «Nadie tiene duda que es una gran riqueza que está bajo la superficie y demanda armar un rompecabezas entre todos, sin mezquindades, con objetivos comunes y con el foco principal de que Argentina se convierta en un gran país productor de gas y petróleo lo más limpio posible».

Fuente: Télam