miércoles , 17 octubre 2018
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CGC lanza un plan de perforaciones no convencionales con una inversión de US$ 200 millones en la cuenca Austral

La cuenca Neuquina se llevó todos los premios mediáticos tras el descubrimiento de Vaca Muerta, una de las reservas de recursos energéticos más importantes del mundo, y dejó relegadas a otras superficies claves del segmento en la Argentina, como el Golfo San Jorge o la cuenca Austral. En esta última, Compañía General de Combustibles (CGC) parece haber fijado objetivos ambiciosos, por lo menos para este año. Es que la petrolera perteneciente al grupo Corporación América anunció desembolsos por 200 millones de dólares para el desarrollo de sus operaciones en áreas de recursos no convencionales en Santa Cruz, en el marco de un programa de estímulo acordado para la industria entre la Nación, la provincia, sindicatos y empresas.

En concreto, la empresa presidida por Hugo Eurenekian prevé incorporar un equipo de perforación adicional durante los primeros meses de 2018 para completar 34 pozos no convencionales. A su vez, ejecutará un programa exploratorio que implicará el desarrollo de tareas de prospección sísmica 3D de 2.000 kilómetros cuadrados (km2) y, adicionalmente, la perforación de 10 pozos exploratorios para este año.Los números del pasado apoyan la visión a futuro de la petrolera: al comprar el 70% de CGC (el 30% restante está en manos de Sociedad Comercial del Plata), Corporación América heredó actividades en upstream y en midstream. En este último terreno, asumió el control de TGN junto con Techint y Total (a la que luego ambas le compraron su participación); de Gas Andes, que adquirió junto con Metrogas Chile; y de TGM, donde mantiene una participación minoritaria.

En materia de upstream tiene áreas con producción y reservas en las cuencas del Noroeste, Neuquina, del Golfo San Jorge y Austral, donde se encuentra más del 95% de sus recursos y se aloja el foco de su estrategia de inversión. Es por eso que produce cerca de 3,5 millones de m3/día de gas y unos 850 m3/día de petróleo.Por otro lado, la empresa tiene un proyecto junto con YPF para construir en el Río de la Plata la tercera planta regasificadora off shore del país. Su diseño es bastante novedoso: se emplazará sobre una plataforma apoyada en el lecho del río que recibirá la carga de los buques metaneros y desde allí un gasoducto subacuático inyectaría el fluido en la zona de la Costanera, lo cual representa una clara ventaja con relación al resto de los emprendimientos de regasificación e inyección al sistema, que terminan en algún punto del anillo de la ciudad de Buenos Aires.

El ducto inyectaría el gas justo del otro lado, lo cual permitiría planificar con mayor antelación los despachos y tener un tiempo de reacción mucho menor ante la aparición de imprevistos climáticos, ya que se inyectaría directamente en el corazón del sistema, lo cual genera ahorros fenomenales. Y la otra gran ventaja es que al ser sobre el mar no entra en canales fluviales que terminan compitiendo con la exportación granelera y ocasionan una fuerte congestión.La última confirmación para que la petrolera extienda su negocio fue la prolongación de una concesión por 35 años de dos áreas de explotación de hidrocarburos no convencionales en Santa Cruz. A través del Decreto 0108/2018 se otorgó a CGC la concesión de explotación no convencional de hidrocarburos sobre el área Campo Indio Este-El Cerrito.

Con incentivos

El marco inversor en el que se emplaza CGC es el primer paso tras la adhesión al Programa de Estímulo a Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales, lanzado por el Ministerio de Energía en noviembre pasado.En su carácter de concesionario sobre el área Campo Indio Este El Cerrito, ubicada en Santa Cruz, la petrolera podrá recibir compensaciones devengadas. El incentivo a empresas titulares de concesiones de explotación consiste en un precio mínimo decreciente, que parte de u$s 7,5 el millón de BTU (unidad térmica británica) para 2018 y desciende a u$s 7 al año siguiente; bajará a u$s 6,5 en 2020 y concluirá en u$s 6 para 2021. Desde noviembre, el Gobierno reconoce precios diferenciales también a las concesiones que ya están en la etapa de desarrollo en la producción gas natural no convencional.

El marco inversor en el que se emplaza CGC es el primer paso tras la adhesión al Programa de Estímulo a Inversiones en Desarrollos de Producción de Gas Natural proveniente de Reservorios No Convencionales, lanzado por el Ministerio de Energía en noviembre pasado.

A su vez, la compañía mejora su imagen con el Sindicato del Petróleo y Gas Privado de la provincia, con el cual acordó llevar adelante todas las tareas de coordinación que sean necesarias para propender al desarrollo de las actividades en forma eficiente en cumplimiento de las disposiciones del Acuerdo Marco para las áreas no convencionales en la cuenca Austral.Ese Acuerdo Marco, realizado el 29 de septiembre de 2017 y ratificado por las partes ante el Ministerio de Trabajo y Seguridad Social de la Nación, fue homologado por ese organismo el 27 de octubre último.

Según el documento firmado por ambas entidades, CGC y el gremio que lidera Claudio Vidal convinieron un ámbito de diálogo, cordialidad y cooperación tendiente a cubrir las vacantes en forma eficiente y con personal idóneo para las tareas propias y específicas que operativamente se requieran por tales motivos. “El acuerdo permite la reinserción a la industria de aquellos trabajadores que fueron postergados por la crisis y a través de este entendimiento podrán reingresar”, celebró Pedro Luxen, delegado de la cuenca Austral, en un comunicado que difundió la entidad.

 

 

 

 

 

 

 

 

(iF)Revista Petroquimica

 

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