(Diario Financiero).- En peligro está el ambicioso proyecto de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP) para explotar reservas de gas natural ubicadas en la IX Región.
Ello, porque los resultados preliminares que manejan en la petrolera establecen que el costo asociado a explotar el hidrocarburo haría que la evaluación económica de este proyecto no fuera positiva.
“La campaña exploratoria que se dio, ha dado un resultado que no es malo, pero los precios que hay en el mercado y la alta componente de inversión de perforar en esas condiciones submarinas son relevantes. Esto hace que la evaluación hasta ahora señale que el proyecto no es rentable para ENAP”, comentó un conocedor del trabajo de la estatal.
Si bien estaba programado que la petrolera recibiera en septiembre de 2008 los resultados de las mediciones, que encargó a la canadiense Geophysical Service Incorporated, estos llegarán con un año de desfase, puesto que esperan recibir una conclusión definitiva recién en septiembre de este año.
“El proyecto no es rentable y menos para ENAP”, reiteró un cercano a la estatal, recordando que la firma este año tiene la difícil misión de revertir las pérdidas por casi US$ 1.000 millones que sufrió el ejercicio anterior.
En marzo de 2008, la petrolera decidió ampliar el radio de su búsqueda de gas natural -que hasta ese momento estaba restringida a la Región de Magallanes- incorporando una zona submarina de 900 kilómetros cuadrados, comprendida entre las ciudades de Temuco y Valdivia, lo que corresponde al denominado “Bloque F”, que fue descubierto en 1972.
En ese momento, el gerente de la Línea de Exploración y Producción de la firma, Nelson Muñoz, comentó que estos trabajos estuvieron a cargo de la motonave Admiral, un barco de última tecnología, cuya disponibilidad implicó recursos por US$ 10 millones a la estatal.“Registramos sísmica de alta resolución en ese lugar, específicamente a 25 kilómetros de la costa de Toltén, en el límite de la IX Región y la XIV Región”, señaló el ejecutivo, que también tiene a su cargo la filial internacional de la estatal, Sipetrol.
Alternativas
Tal como ha sucedido en la industria en general, el impacto de la coyuntura económica en los precios de los combustibles, ha desincentivado la explotación de hidrocarburos.
En el caso de este proyecto en particular, el hecho que las reservas estén en la costa (off shore) eleva considerablemente el costo de perforación, el cual puede rondar los US$ 30 millones ó US$ 40 millones por pozo. Otras fuentes indicaron que además del alto costo, en el caso de este bloque gasífero se habría repetido la historia de Lago Mercedes, en la XII Región, pues la tecnología estándar para este tipo de tareas no es suficiente, pese a su elevada complejidad.
Consultados en ENAP por esta situación, la empresa indicó que la firma a cargo de la evaluación solicitó dos meses más para entregar sus conclusiones, plazo que se cumple en septiembre, momento en que la firma conocería la factibilidad para iniciar perforaciones y además, sometería el tema a la consideración del directorio, que hace un par de meses recibió un informe preliminar.
Respecto del futuro, un cercano a la petrolera señaló que si bien la intención siempre fue buscar un socio para explotar estos recursos, dadas las altas inversiones que ello requiere, en las condiciones de hoy y a la luz de la meta financiera de la firma, esta idea se alejaría. “Se decidiría armar ahí un bloque y adjudicarlo vía Contrato de Exploración y Operación Petrolera (CEOP) a través del Estado”, señaló la fuente.
Los retrasos del bloque en Magallanes
La experiencia de exploración de hidrocarburos, en particular gas natural en Magallanes, no ha sido del todo favorable.
Al revés que sufrió ENAP en Lago Mercedes, donde tras años de exploraciones se determinó que la explotación no era rentable, se suman los retrasos en el trámite para adjudicar el más prometedor de los 10 bloques que el Estado licitó también en la Duodécima Región: Otway.
Luego que en mayo de 2008, y a último minuto, la gigante francesa Total decidió no firmar el contrato por el cual se adjudicaba dicha zona -hecho que abrió una serie de disputas entre las otras firmas que presentaron ofertas-, el proceso finalmente terminó con la adjudicación del bloque al consorcio compuesto por Methanex, Geopark y Wintershall. Este grupo logró, recién a fines de mayo de este año, la validación de su contrato y hoy evalúa la fórmula para perforar.
Fuente / Diario Financiero