Offshore Tierra del Fuego
TotalEnergies prepara el Proyecto Alberdi, un nuevo desarrollo de gas offshore frente a Tierra del Fuego que contempla entre tres y cinco pozos submarinos y una inversión de hasta u$s 1.500 millones. El dato fue confirmado por una fuente de la firma.
El presidente y CEO de la compañía, Patrick Pouyanné, presentó el proyecto el 1 de octubre en la sede de la OCDE, durante la Argentina Week de París, dentro de una cartera de proyectos que la empresa estima en cerca de u$s 10.000 millones para la Argentina. El nombre lo acordó con el presidente Javier Milei, en homenaje a Juan Bautista Alberdi.
El desarrollo está planificado dentro de la concesión Cuenca Marina Austral 1 (CMA-1), donde TotalEnergies es operadora con 37,5% de participación, junto con Harbour Energy (37,5%) y Pan American Energy (25%), que en paralelo pidió el RIGI para Cerro Dragón. Según informó Sergio Mengoni, director general de Total Austral y Country Chair de TotalEnergies, los estudios están "muy avanzados". Es el proyecto más próximo de toda la cartera.
Pozos eléctricos conectados a plataformas existentes
Según fuentes cercanas a la operación, los pozos serán 100% eléctricos y no requerirán la instalación de una nueva plataforma. La tecnología prevista permitiría aprovechar las plataformas existentes, conectar los pozos a ellas y controlarlos de forma remota. La inversión estimada se ubica entre u$s 1.100 y 1.500 millones.
En la industria, ese esquema se conoce como subsea tieback: pozos completados sobre el lecho marino y vinculados a instalaciones que ya operan en la zona, en lugar de construir una plataforma para cada acumulación. Permite sumar producción desde yacimientos satélite sin replicar la infraestructura de superficie, que en aguas australes es la parte más costosa y más expuesta de cualquier desarrollo.
TotalEnergies produce hoy unos 20 millones de metros cúbicos diarios de gas en el offshore fueguino y cerca de 15 millones en tierra, en Neuquén, según dijo Pouyanné, quien describió las condiciones de operación frente a Tierra del Fuego como duras. La producción marina proviene de campos como Hidra, Kaus, Carina, Aries, Vega Pléyade y Fénix. La empresa, que opera en el país desde 1978, aporta casi el 25% del gas que se produce para el mercado interno.
Fénix: el antecedente en la misma concesión
El último desarrollo de la CMA-1 es Fénix, que entró en producción en septiembre de 2024, dos años después de una decisión final de inversión de aproximadamente u$s 706 millones y antes de lo previsto. Está a 60 kilómetros de la costa, en aguas de 70 metros de profundidad, y tiene una capacidad de 10 millones de metros cúbicos diarios, equivalentes a 70.000 barriles de petróleo equivalente por día.
La plataforma es de cabeza de pozo y no tripulada. Desde ella se perforaron tres pozos horizontales y el gas viaja por un gasoducto submarino de 35 kilómetros hasta Vega Pléyade.
Desde esa plataforma, otro ducto submarino de 77 kilómetros lleva el gas hasta la planta de tratamiento de Río Cullen, en Tierra del Fuego, según informó Wintershall Dea, entonces socia del consorcio, durante la construcción.
Con una inversión de hasta u$s 1.500 millones, Alberdi demandaría hasta el doble del capital de Fénix. La lógica, sin embargo, es otra: Fénix agregó una plataforma al sistema y Alberdi apunta a exprimir las que ya están, para sostener la entrega de gas offshore a medida que declinan los campos más antiguos.
El gas de los campos marinos se trata en las plantas de Río Cullen y Cañadón Alfa, también operadas por la compañía, desde donde ingresa al sistema nacional de transporte. El gas de los nuevos pozos seguiría ese mismo recorrido hasta tierra, de modo que el proyecto se apoya en infraestructura ya amortizada.
Los próximos pasos y el RIGI
Según pudo saber Shale24, los detalles finales del proyecto están en análisis y, una vez terminados, se presentarán formalmente a las autoridades.
En cuanto al esquema regulatorio, Mengoni indicó que el único proyecto que la compañía someterá al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) es el desarrollo de petróleo en San Roque, en Neuquén, por unos u$s 5.000 millones y con un objetivo de hasta 60.000 barriles diarios. Alberdi, igual que la ampliación de gas en Aguada Pichana, seguirá por fuera del régimen.