La actividad offshore en Argentina atraviesa una etapa clave. Si bien el pa\u00eds tiene una larga trayectoria en la exploraci\u00f3n hidrocarbur\u00edfera marina, los movimientos recientes de compa\u00f1\u00edas como Shell e YPF, junto con investigaciones cient\u00edficas y campa\u00f1as s\u00edsmicas en alta mar, consolidan un escenario de distintas expectativas a futuro. Desde 2018, cuando el Gobierno nacional convoc\u00f3 a un concurso p\u00fablico internacional mediante el decreto 872, se abri\u00f3 el camino para la adjudicaci\u00f3n de permisos de exploraci\u00f3n en otras \u00e1reas mar\u00edtimas nacionales. Esta normativa, basada en la Ley N\u00b0 17.319, habilit\u00f3 la entrega de bloques a empresas multinacionales. En 2019, se adjudicaron 18 \u00e1reas a 13 compa\u00f1\u00edas 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 consolid\u00f3 como el principal objetivo de estas actividades exploratorias. \u00abEl panorama es expectante\u00bb, asegura Diego Lamacchia, ingeniero civil egresado de la UBA, especialista en sistemas de producci\u00f3n offshore y miembro del Cl\u00faster de Mar del Plata y del Instituto Argentino del Petr\u00f3leo y el Gas (IAPG), a +e.<\/p>\n\n\n\n
Expectativas por las pr\u00f3ximas perforaciones exploratorias<\/p>\n\n\n\n
\u00abEstamos a la espera de los resultados de la s\u00edsmica que hizo Shell a principios de 2025. Esperamos que antes de fin de a\u00f1o la empresa tome una decisi\u00f3n en cuanto a realizar el primer pozo exploratorio producto de la ronda de concesiones del 2019\u00bb, sostuvo el experto. Shell, junto a Qatar Petroleum, finaliz\u00f3 en abril los estudios s\u00edsmicos 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109, a unos 200 kil\u00f3metros de la costa bonaerense. La campa\u00f1a, que involucr\u00f3 al buque Pxgeo 2, se extendi\u00f3 por 120 d\u00edas y abarc\u00f3 m\u00e1s de 15.200 kil\u00f3metros cuadrados. Actualmente, los datos obtenidos est\u00e1n bajo an\u00e1lisis, un proceso que puede demorar entre seis meses y un a\u00f1o. En paralelo, se desarrollan campa\u00f1as para caracterizar ambientalmente la zona. En junio, el buque oceanogr\u00e1fico ARA Austral inici\u00f3 una expedici\u00f3n de 15 d\u00edas para recolectar muestras de agua, sedimentos, fauna marina y realizar censos ac\u00fasticos. De acuerdo a informaci\u00f3n del Ministerio de Defensa de la Naci\u00f3n, 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 misi\u00f3n cient\u00edfica para explorar el ca\u00f1\u00f3n submarino frente a Mar del Plata, liderada por el Consejo Nacional de Investigaciones Cient\u00edficas y T\u00e9cnicas (CONICET) en conjunto con la fundaci\u00f3n Schmidt Ocean Institute. Con la asistencia del veh\u00edculo remoto SuBastian, capaz de captar im\u00e1genes en alta definici\u00f3n y recolectar muestras sin alterar el entorno, el equipo realiz\u00f3 estudios a profundidades que alcanzan los 3.900 metros. La expedici\u00f3n, llamada \u00abTalud Continental IV\u00bb, relev\u00f3 una zona clave por su biodiversidad, ubicada en el cruce de las corrientes de Brasil y Malvinas, una frontera biogeogr\u00e1fica de gran relevancia para el Atl\u00e1ntico sur. En un contexto nacional marcado por el desfinanciamiento estatal en ciencia, el inter\u00e9s internacional no pas\u00f3 desapercibido: m\u00e1s de 31.000 personas siguieron en vivo la transmisi\u00f3n por YouTube y el proyecto recibi\u00f3 una menci\u00f3n destacada en el diario estadounidense The New York Times. Sin embargo, cabe aclarar que las investigaciones realizadas por el CONICET no est\u00e1n vinculadas directamente con las exploraciones hidrocarbur\u00edferas de la empresa de origen anglo-holand\u00e9s, sino que tienen un enfoque cient\u00edfico: caracterizar la zona, estudiar especies existentes y documentar ecosistemas marinos vulnerables. Seg\u00fan Lamacchia, se trata de \u00abtrabajos que permiten obtener m\u00e1s datos que pueden utilizarse para el estudio de impacto ambiental del potencial pozo exploratorio\u00bb.<\/p>\n\n\n\n
Posibles asociaciones: YPF, ENI y nuevos horizontes en Uruguay<\/p>\n\n\n\n
YPF avanza en nuevas alianzas estrat\u00e9gicas con compa\u00f1\u00edas internacionales. En junio, firm\u00f3 un acuerdo con la italiana ENI para desarrollar un proyecto conjunto de exportaci\u00f3n de gas natural licuado (GNL) desde Vaca Muerta, que contempla la instalaci\u00f3n de dos unidades flotantes de licuefacci\u00f3n. Seg\u00fan estimaciones preliminares, el proyecto podr\u00eda generar exportaciones por m\u00e1s de 100.000 millones de d\u00f3lares a lo largo de 20 a\u00f1os, con el primer barco operativo previsto para 2029. Por otro lado, seg\u00fan pudo saber +e, el Memorando de Entendimiento (MOU) firmado en abril entre ambas compa\u00f1\u00edas incluy\u00f3 un apartado sobre offshore. A partir de esto, analizar\u00edan 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 participaci\u00f3n, esta \u00e1rea permitir\u00eda una negociaci\u00f3n directa. El presidente de YPF, Horacio Mar\u00edn, indic\u00f3 que apuntan a alcanzar la decisi\u00f3n final de inversi\u00f3n (FID) en enero de 2026. Sin embargo, antes de esa fecha podr\u00edan surgir novedades sobre nuevos socios, incluyendo otra gran compa\u00f1\u00eda internacional y una empresa argentina. Respecto a este posible acuerdo, Lamacchia expres\u00f3: \u00abYPF no tiene experiencia en operar un desarrollo de hidrocarburos costa afuera. Seguramente buscar\u00e1, del lado uruguayo, asociarse (farm-out) con una operadora especializada, como lo hizo del lado argentino\u00bb. \u00abNo hay ventajas t\u00e9cnicas, y en cuanto a ventajas econ\u00f3micas habr\u00eda que ver qu\u00e9 tipo de contratos de producci\u00f3n se materializan\u00bb, complet\u00f3 el especialista. Cabe recordar que, en junio del a\u00f1o pasado, el primer pozo exploratorio en aguas ultraprofundas de Argentina sufri\u00f3 un rev\u00e9s tras la finalizaci\u00f3n de la perforaci\u00f3n. La compa\u00f1\u00eda noruega Equinor inform\u00f3 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 petr\u00f3leo ni gas. El pozo se ubicaba a unos 300 km de la costa de Mar del Plata.<\/p>\n\n\n\n
Retos para el offshore: Tecnolog\u00eda y condiciones ambientales<\/p>\n\n\n\n
La exploraci\u00f3n y futura explotaci\u00f3n offshore en aguas profundas requiere de tecnolog\u00edas espec\u00edficas que se aplican en todo el mundo. Seg\u00fan Lamacchia, se espera el uso de sistemas flotantes de producci\u00f3n con almacenamiento (FPSO), ideales para condiciones de alta mar y crudos con bajo contenido de dioxido de carbono (CO2) y sulfuro de hidr\u00f3geno (H2S). Esta tecnolog\u00eda permitir\u00eda exportar el petr\u00f3leo directamente desde la zona de producci\u00f3n mediante buques tanque. Pero el Atl\u00e1ntico Sur impone sus propias condiciones. \u00abTiene condiciones clim\u00e1ticas duras, y m\u00e1s a medida que nos vamos m\u00e1s al sur, coincidiendo la mayor parte del a\u00f1o con una zona de baja presi\u00f3n, y vientos dominantes de este a oeste (hacia la costa). En la ejecuci\u00f3n de proyectos offshore en este tipo de ambientes duros, la selecci\u00f3n de los barcos de instalaci\u00f3n es de vital importancia, de manera de reducir el tiempo de espera (downtime). Obviamente, estos barcos son m\u00e1s caros e impactan en el costo de capital del proyecto\u00bb, explica el ingeniero.<\/p>\n\n\n\n
Martina Mongelluzzo<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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