Buenos Aires (EP), 30 de noviembre 2021. La presidenta de la firma, Nidia Álvarez Crogh, aseguró que apuestan a analizar los bloques del mar. La compañía noruega explicó por qué devolvió dos áreas de Vaca Muerta.

A mediados de octubre la petrolera de Noruega, Equinor, la exStatoil, sorprendió a la industria hidrocarburífera nacional al devolverle a Neuquén dos áreas que tenía en estudio sobre Vaca Muerta. Pero pocas semanas más tarde, anunció junto a YPF una nueva inversión en las tierras del shale nacional y la firme intención de avanzar en el estudio de los bloques del Mar Argentino.

Desde la compañía se explicó a Energía On las razones por las cuales resolvieron tanto su salida en los bloques que tenían junto a Gas y Petróleo del Neuquén (GyP), como la nueva inversión que realizarán con YPF.

Desde la firma recordaron que durante el pasado Día del Mercado de Capitales, el vicepresidente ejecutivo de Actividades Internacionales de Exploración y Producción, Al Cook, anticipó la decisión de la firma de concentrar su trabajo en el sector donde más tienen experiencia: el offshore.

Cook señaló en ese momento que “ya no vamos a operar en on shore no convencional. En su lugar, nos asociaremos on shore con las mejores empresas locales, como Chesapeake y Southwestern en Estados Unidos, e YPF en Argentina”.

Esta decisión de la firma de no estar al frente de las operaciones petroleras en bloques terrestres es la que explica que el mes pasado la compañía devolvió a GyP las áreas Bajo del Toro Este y Águila Mora Noreste, dos bloques ubicados en el norte de Vaca Muerta.

Son 117,7 los millones de dólares invertirán Equinor e YPF en el piloto del bloque Bajo del Toro Norte de Vaca Muerta. En total harán 14 nuevos pozos.

Es que a diferencia de lo que ocurre con Bajo del Toro Norte y Bandurria Sur, en donde YPF es la operadora, en estos dos bloques que acaban de devolver Equinor tenía que hacerse cargo de la operación en campo, mientras que GyP se asociaba en un carry al 10%.

Desde Equinor explicaron a Energía On que esta definición de no operar campos on shore “sigue al ajuste de la estrategia anunciado en junio, en el que, entre otras cosas, declaramos que centraríamos nuestros esfuerzos a nivel internacional y daríamos prioridad a las explotaciones offshore en lugar de on shore”.

Y señalaron que “de esta manera, podemos disfrutar de la experiencia regional y de las economías de escala de una forma que nunca podríamos como operador on shore. Apoyaremos a estos operadores siempre que podamos, añadiendo valor y reduciendo el carbono, especialmente en el subsuelo”.

Nidia Álvarez Crogh detalló a Energía On que “estamos en el proceso de discusión de las inversiones en Vaca Muerta en estos días, pero sí sabemos que vamos a completar y testear los pozos en Bajo del Toro así que esperemos que esos resultados nos demuestren el valor que creemos que se encuentra en este bloque”.

Agregó que “seguimos discutiendo y trabajando con YPF para las inversiones que se van a hacer en Bandurria Sur -un bloque en donde además de YPF son socios de Shell- en donde vamos a seguir aumentando producción sobre los niveles que tenemos hoy”.

La titular de Equinor Argentina anticipó que “desde el punto de vista de Equinor y su portafolio en Argentina, también tenemos planeado hacer trabajos offshore y estamos en conversaciones con YPF nuestro socio y con Shell para definir y concretar esos planes”.

La firma noruega cuenta con 8 bloques concesionados para el estudio del potencial productivo del Mar Argentino, de los cuales 7 fueron adjudicados en la Ronda 1 que realizó el gobierno en 2019, y el restante es una concesión anterior al que Equinor se asoció con YPF.

En este caso se trata del bloque CAN 100, en donde Equinor tiene el 35% del activo, YPF otro 35% y Shell el 30% restante. El bloque está ubicado sobre la Cuenca Argentina Norte que es el área ubicada desde el límite con Uruguay hasta el sur de Buenos Aires.

Entre las siete áreas adjudicadas en la Ronda 1, se encuentran CAN 108, CAN 114 y CAN 102 (las dos últimas en sociedad al 50% con YPF), cuya audiencia pública para la aprobación de los estudios de impacto ambiental se realizó en junio y a la fecha no solo no ha tenido una resolución sino que tiene los plazos suspendidos.

Los restantes bloques son en la Cuenca Malvinas Oeste las áreas MLO 121, MOL 123 (junto a Total 37,5%, YPF 37,5% e Equinor 25%); y en la Cuenca Austral las áreas AUS 105 y AUS 106.

Todos los bloques de la Ronda 1, en la cual se habían comprometido 724 millones de dólares en inversiones de exploración, se encuentran frenados a la espera de la aprobación o rechazo de los primeros estudios de impacto ambiental.

Fuente: Rio Negro

Foto Agenda Malvinas