Argentina y el offshore: avances, desafíos y un potencial de energía que mira al mar
La exploración hidrocarburífera offshore en Argentina entra en etapa clave: Shell espera definir sus primeros pozos e YPF explora nuevas alianzas internacionales.
La actividad offshore en Argentina atraviesa una etapa clave. Si bien el país tiene una larga trayectoria en la exploración hidrocarburífera marina, los movimientos recientes de compañías como Shell e YPF, junto con investigaciones científicas y campañas sísmicas en alta mar, consolidan un escenario de distintas expectativas a futuro.
Desde 2018, cuando el Gobierno nacional convocó a un concurso público internacional mediante el decreto 872, se abrió el camino para la adjudicación de permisos de exploración en otras áreas marítimas nacionales. Esta normativa, basada en la Ley N° 17.319, habilitó la entrega de bloques a empresas multinacionales. En 2019, se adjudicaron 18 áreas a 13 compañías oferentes: YPF, Equinor, Tecpetrol, Qatar Petroleum, ExxonMobil, Total, Pluspetrol, Wintershall, British Petroleum, Shell, Tullow, Mitsui y ENI. Desde entonces, la Cuenca Argentina Norte (CAN) se consolidó como el principal objetivo de estas actividades exploratorias.
"El panorama es expectante", asegura Diego Lamacchia, ingeniero civil egresado de la UBA, especialista en sistemas de producción offshore y miembro del Clúster de Mar del Plata y del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), a +e.
Expectativas por las próximas perforaciones exploratorias
"Estamos a la espera de los resultados de la sísmica que hizo Shell a principios de 2025. Esperamos que antes de fin de año la empresa tome una decisión en cuanto a realizar el primer pozo exploratorio producto de la ronda de concesiones del 2019", sostuvo el experto.
Shell, junto a Qatar Petroleum, finalizó en abril los estudios sísmicos 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109, a unos 200 kilómetros de la costa bonaerense. La campaña, que involucró al buque Pxgeo 2, se extendió por 120 días y abarcó más de 15.200 kilómetros cuadrados. Actualmente, los datos obtenidos están bajo análisis, un proceso que puede demorar entre seis meses y un año.
En paralelo, se desarrollan campañas para caracterizar ambientalmente la zona. En junio, el buque oceanográfico ARA Austral inició una expedición de 15 días para recolectar muestras de agua, sedimentos, fauna marina y realizar censos acústicos. De acuerdo a información del Ministerio de Defensa de la Nación, la finalidad es la de obtener datos cruciales para evaluar el impacto de futuras actividades exploratorias.
A su vez, a fines de julio, se puso en marcha una nueva misión científica para explorar el cañón submarino frente a Mar del Plata, liderada por el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET) en conjunto con la fundación Schmidt Ocean Institute. Con la asistencia del vehículo remoto SuBastian, capaz de captar imágenes en alta definición y recolectar muestras sin alterar el entorno, el equipo realizó estudios a profundidades que alcanzan los 3.900 metros. La expedición, llamada “Talud Continental IV”, relevó una zona clave por su biodiversidad, ubicada en el cruce de las corrientes de Brasil y Malvinas, una frontera biogeográfica de gran relevancia para el Atlántico sur. En un contexto nacional marcado por el desfinanciamiento estatal en ciencia, el interés internacional no pasó desapercibido: más de 31.000 personas siguieron en vivo la transmisión por YouTube y el proyecto recibió una mención destacada en el diario estadounidense The New York Times.
Sin embargo, cabe aclarar que las investigaciones realizadas por el CONICET no están vinculadas directamente con las exploraciones hidrocarburíferas de la empresa de origen anglo-holandés, sino que tienen un enfoque científico: caracterizar la zona, estudiar especies existentes y documentar ecosistemas marinos vulnerables.
Según Lamacchia, se trata de “trabajos que permiten obtener más datos que pueden utilizarse para el estudio de impacto ambiental del potencial pozo exploratorio”.
Posibles asociaciones: YPF, ENI y nuevos horizontes en Uruguay
YPF avanza en nuevas alianzas estratégicas con compañías internacionales. En junio, firmó un acuerdo con la italiana ENI para desarrollar un proyecto conjunto de exportación de gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta, que contempla la instalación de dos unidades flotantes de licuefacción. Según estimaciones preliminares, el proyecto podría generar exportaciones por más de 100.000 millones de dólares a lo largo de 20 años, con el primer barco operativo previsto para 2029.
Por otro lado, según pudo saber +e, el Memorando de Entendimiento (MOU) firmado en abril entre ambas compañías incluyó un apartado sobre offshore. A partir de esto, analizarían la posibilidad de asociarse para explorar el bloque OFF-5 en Uruguay, cuya titularidad es 100% de YPF. A diferencia de los bloques en Argentina, donde la petrolera estatal comparte participación, esta área permitiría una negociación directa. El presidente de YPF, Horacio Marín, indicó que apuntan a alcanzar la decisión final de inversión (FID) en enero de 2026. Sin embargo, antes de esa fecha podrían surgir novedades sobre nuevos socios, incluyendo otra gran compañía internacional y una empresa argentina.
Respecto a este posible acuerdo, Lamacchia expresó: "YPF no tiene experiencia en operar un desarrollo de hidrocarburos costa afuera. Seguramente buscará, del lado uruguayo, asociarse (farm-out) con una operadora especializada, como lo hizo del lado argentino".
"No hay ventajas técnicas, y en cuanto a ventajas económicas habría que ver qué tipo de contratos de producción se materializan", completó el especialista.
Cabe recordar que, en junio del año pasado, el primer pozo exploratorio en aguas ultraprofundas de Argentina sufrió un revés tras la finalización de la perforación. La compañía noruega Equinor informó que el pozo Argerich, realizado en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 y en el que participaban Shell e YPF, fue declarado seco al no encontrar petróleo ni gas. El pozo se ubicaba a unos 300 km de la costa de Mar del Plata.
Retos para el offshore: Tecnología y condiciones ambientales
La exploración y futura explotación offshore en aguas profundas requiere de tecnologías específicas que se aplican en todo el mundo. Según Lamacchia, se espera el uso de sistemas flotantes de producción con almacenamiento (FPSO), ideales para condiciones de alta mar y crudos con bajo contenido de dioxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidrógeno (H2S). Esta tecnología permitiría exportar el petróleo directamente desde la zona de producción mediante buques tanque.
Pero el Atlántico Sur impone sus propias condiciones. "Tiene condiciones climáticas duras, y más a medida que nos vamos más al sur, coincidiendo la mayor parte del año con una zona de baja presión, y vientos dominantes de este a oeste (hacia la costa). En la ejecución de proyectos offshore en este tipo de ambientes duros, la selección de los barcos de instalación es de vital importancia, de manera de reducir el tiempo de espera (downtime). Obviamente, estos barcos son más caros e impactan en el costo de capital del proyecto", explica el ingeniero.
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