Fiebre del petróleo a dos orillas: Del "monstruo" Mopane en África a la nueva ilusión argentina y uruguaya

Esta semana se selló acuerdo que pasó desapercibido para el gran público pero que retumbó en las mesas de geología de vinculada a la industria petrolera: YPF y la italiana Eni sellaron una alianza para explorar el bloque OFF-5 en aguas de Uruguay.

A primera vista, podría parecer un movimiento arriesgado, especialmente tras el balde de agua fría que supuso en 2024 el resultado “seco” del pozo Argerich-1 en la Cuenca Argentina Norte. Sin embargo, el proyecto en aguas uruguayas no mira a los antecedentes locales, sino que tiene la vista clavada a 7.000 kilómetros de distancia, al otro lado del Océano Atlántico. Allí, en la Cuenca Orange de Namibia, se escribe el tercer capítulo de una revolución energética que sugiere que el subsuelo del Atlántico Sur es, en realidad, un espejo roto hace 130 millones de años.

La tesis de YPF y Eni es clara: si Namibia es hoy la nueva superpotencia petrolera global, su “gemelo geológico” en Uruguay y Argentina tiene que esconder la otra mitad del tesoro.

La anatomía del monstruo

Para entender la esperanza sudamericana, hay que dimensionar la euforia africana. Lo que ocurre hoy en Namibia dejó de ser una promesa exploratoria para convertirse en una certeza de 11.000 millones de barriles.

Hasta hace tres años, la Cuenca Orange era un cementerio de pozos fallidos. Hoy, es una de las zonas más calientes de la industria hidrocarburífera global.

El cambio de paradigma lo lideraron la angloholandesa Shell (con sus hallazgos en Graff y Jonker) y la francesa TotalEnergies (con el gigante Venus), pero la verdadera sorpresa de 2024 y 2025 vino de la mano de Galp Energia.

Esa petrolera portuguesa perforó el complejo Mopane (bloque PEL 83) y encontró lo que todos buscaban: columnas masivas de petróleo ligero de alta calidad. Según las estimaciones más recientes de 2025, solo el complejo Mopane contiene 10.000 millones de barriles de petróleo equivalente in-situ, es decir, recursos en el subsuelo.

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Es crucial hacer una distinción técnica que a menudo se pierde en la traducción mediática: estos 10.000 millones son “recursos”, no “reservas recuperables”, que no es otra cosa que el petróleo que comercialmente se puede extraer. Aun así, el volumen es tan colosal que Galp puso a la venta el 40 por ciento del bloque para financiar la extracción, lo cual desató una guerra de ofertas entre titanes como ExxonMobil y Chevron.

Mientras tanto, nuevos jugadores como Woodside y Azule Energy (la joint venture de BP y Eni) ampliaron la frontera hacia el norte con campañas agresivas este año. Sin embargo, la industria mantiene los pies en la tierra: la complejidad técnica de las aguas ultra profundas dicta que el “First Oil” comercial no fluirá hasta finales de la década, con fechas tentativas entre 2029 y 2030.

En busca del gemelo

¿Por qué este éxito africano impulsó el acuerdo que se anunció esta semana entre YPF y Eni para Uruguay? La respuesta está en la teoría de los “Márgenes Conjugados”.

Hace millones de años, África y Sudamérica eran el supercontinente Gondwana. Al separarse, las condiciones geológicas que formaron los yacimientos de petróleo se replicaron a ambos lados de la grieta. Así como lo han hecho otras compañías en la costa atlántica argentina, los geólogos de YPF y Eni evaluaron la sísmica del bloque OFF-5 en Uruguay para confirmar una correlación que no sorprende a los expertos: las formaciones rocosas parecen ser análogas a las que hoy rebosan de crudo en Mopane.

La presencia de Eni es la clave que valida esta apuesta. La empresa italiana, a través de su filial Azule Energy, está operando activamente en la zona de Namibia. Tienen los datos frescos, conocen la roca y saben cómo se comporta el sistema petrolero. Su decisión de cruzar el charco y asociarse con YPF para perforar en Uruguay sugiere que ven en el Río de la Plata las mismas “huellas dactilares” sísmicas que ya confirmaron en África.

Argentina y la lección de la persistencia

La pregunta inevitable es: ¿En qué lugar deja esto a Argentina tras el revés del pozo Argerich? El pozo Argerich-1, perforado por Equinor, YPF y Shell, buscaba un objetivo específico que resultó no tener hidrocarburos comerciales. Pero en la industria petrolera, un pozo seco no condena a una cuenca entera de miles de kilómetros cuadrados. De hecho, Namibia tuvo décadas de fracasos antes de que Shell y Total acertaran los ángulos exactos.

Los expertos sugieren que el sistema petrolífero de la Cuenca Argentina Norte sigue activo. La estrategia ahora, influenciada por los datos de Namibia y la nueva exploración en Uruguay, podría ser recalibrar los objetivos: buscar trampas estratigráficas similares a las del complejo Venus o Mopane, en lugar de las estructuras que se probaron en Argerich. El petróleo no desaparece; solo hay que encontrar la “cocina” correcta.

Riqueza y cuellos de botella

Si la hipótesis de YPF y Eni se confirma y Uruguay o Argentina logran replicar el éxito de Namibia, el desafío mutará de geológico a logístico.

Namibia ofrece hoy una bola de cristal sobre ese futuro. Se estima que el petróleo podría duplicar el PIB namibio para 2040, y transformar radicalmente su economía. Pero el crecimiento trae dolores de parto: el histórico puerto de Lüderitz está hoy colapsado. No hay suficientes muelles para los barcos de suministro, las plataformas y la logística que requiere la industria offshore.

Para el Cono Sur, la lección es doble: es posible que el petróleo esté ahí, esperando en la oscuridad de las profundidades, tal como lo estaba en Namibia. Pero encontrarlo requerirá la paciencia de la ciencia, la inversión de capitales de riesgo como el anunciado esta semana, y la preparación de una infraestructura terrestre capaz de soportar el peso de una nueva era económica.

El acuerdo YPF-Eni es el primer paso de este nuevo ciclo: una apuesta a que el espejo del Atlántico aún tiene mucho que reflejar.