Tenaris sufrió el impacto del cierre de Ormuz y espera un tercer trimestre complicado

Las ventas de Tenaris alcanzaron los 3.000 millones de dólares en el segundo trimestre, un 4% menos que en el mismo período del año pasado y también por debajo del trimestre anterior. La principal explicación estuvo lejos de las plantas industriales: el cierre efectivo del estrecho de Ormuz trabó los envíos hacia una parte del Golfo.

El problema se concentró especialmente en Irak, Kuwait y Qatar, donde los clientes redujeron sus operaciones y los barcos dejaron de poder ingresar con normalidad. Tenaris pudo, en cambio, sostener los despachos hacia Arabia Saudita y Emiratos Árabes Unidos, donde Aramco y ADNOC mantuvieron prácticamente intacta su actividad de perforación.

“Nuestros resultados del segundo trimestre reflejan claramente el impacto del conflicto en Oriente Medio y las perturbaciones en el estrecho de Ormuz, así como el consiguiente aumento de los costos logísticos y energéticos”, explicó Gabriel Podskubka, CEO de Tenaris, en diálogo con los inversores.

Un cambio en el escenario para Tenaris

El conflicto también obligó a la compañía a cambiar una de las premisas con las que había armado sus previsiones para la segunda mitad del año. Hasta el trimestre pasado, Tenaris contemplaba como escenario base una resolución relativamente rápida que permitiera recuperar la navegación por Ormuz.

Ahora la mirada es distinta. La reapertura del estrecho dejó de ser una condición incorporada al escenario base y pasó a ser, en caso de concretarse, un elemento adicional de mejora para las cuentas de la compañía. La diferencia es importante porque hay pedidos ya producidos que esperan poder salir.

“Estamos cambiando la premisa sobre la que basamos nuestras previsiones para el segundo semestre. La apertura del estrecho de Ormuz a corto plazo será un aspecto positivo para nuestro escenario, dada la incertidumbre que hemos sufrido en los últimos meses”, señaló Podskubka.

La magnitud de ese negocio también cambió. En la presentación anterior, Tenaris había informado que tenía alrededor de U$S 100 millones en materiales destinados al norte del Golfo que no podían ser despachados. En los últimos meses, lejos de reducirse, esa cartera aumentó y ahora llega a unos U$S 130 millones.

Tenaris puso en operación su tercer set de fractura en Vaca Muerta

A la espera de Ormuz

Ese monto corresponde principalmente a Irak, Kuwait y Qatar y actualmente quedó excluido de las previsiones de la empresa. No significa, sin embargo, que se trate de ventas perdidas. Si la navegación vuelve a la normalidad, Tenaris podrá comenzar a despachar ese material y convertir los pedidos acumulados en ingresos.

El plazo tampoco sería inmediato. Podskubka explicó que, una vez recuperada la navegabilidad, la compañía necesitaría entre 70 y 90 días para enviar los tubos desde sus fábricas y completar la facturación en los mercados del norte del Golfo. Por eso, una reapertura tendría impacto sobre todo hacia el cuarto trimestre.

“Hoy, esta cifra ascendería a 130 millones de dólares. Si en algún momento se resuelve el conflicto o se restablece la navegabilidad en el estrecho, tardaremos entre 70 y 90 días en enviar este material desde nuestras fábricas y facturarlo en la parte norte del Golfo”, dijo el CEO.

La compañía espera que el tercer trimestre de 2026 sea el período más afectado por este escenario. Para el conjunto del segundo semestre, la previsión apunta a ingresos y EBITDA en línea con los registrados durante la primera mitad del año, aunque con una recuperación más marcada en los últimos tres meses.

Vaca Muerta volvió a registrar una baja en sus etapas de fractura.

Ahí aparecen otros mercados. La interrupción del tránsito por Ormuz provocó una suba del precio del petróleo y, según Tenaris, ese escenario está generando incentivos para aumentar la actividad en distintas regiones. Estados Unidos, Canadá y Argentina aparecen entre los países donde la empresa espera una mayor demanda de tubos para perforación.

En Vaca Muerta, el crecimiento ya se refleja en los equipos que están operando. Desde comienzos de año se incorporaron nueve perforadoras de alta especificación y el número total llegó a 42 equipos en actividad. Para Tenaris, el desarrollo del shale argentino forma parte de una tendencia global de búsqueda de mayor seguridad y diversificación energética.

“La actividad de perforación en yacimientos no convencionales está aumentando en Estados Unidos, Canadá y Argentina. En Estados Unidos estamos ampliando los turnos de trabajo y nuestra planta de Bay City está produciendo a niveles récord”, sostuvo Podskubka durante la presentación.

La empresa también puso el foco en el proyecto de GNL de Argentina, impulsado por YPF junto con Eni y XRG. El desarrollo contempla inversiones por unos U$S 30.000 millones y tiene como objetivo alcanzar una decisión final de inversión hacia fines de este año. Para Tenaris, representa otra fuente potencial de demanda vinculada con la expansión energética.

Más capacidad para responder a la demanda

En Estados Unidos, la compañía está ampliando turnos y realizando inversiones para aumentar la capacidad de producción de su acería de Koppel y de la fábrica de tubos sin costura de Ambridge. En Canadá lanzó, además, un programa de U$S 230 millones para incrementar la capacidad efectiva de su planta de Sault Ste. Marie.

El movimiento no se limita al shale. Tenaris también está viendo una recuperación en los proyectos offshore, después de varios años en los que las inversiones de ciclo largo habían quedado condicionadas por costos y plazos. La empresa considera que los avances tecnológicos volvieron más competitivos estos desarrollos.

“Gracias a los avances tecnológicos y a los plazos de desarrollo reducidos, los proyectos de aguas profundas se han vuelto más competitivos en costes y son idóneos para garantizar la seguridad y la diversificación del suministro”, afirmó Podskubka.

En los últimos meses, Tenaris sumó trabajos vinculados con proyectos como Cronos, en Chipre y Egipto, y GranMorgu, en Surinam. También comenzó las entregas de tubos y revestimientos para Sakarya, en el Mar Negro. La compañía espera que el crecimiento de esta cartera offshore comience a reflejarse en las ventas desde el cuarto trimestre y se extienda durante 2027.

Costos más altos para Tenaris

Mientras intenta compensar el impacto de Medio Oriente con una mayor actividad en otros mercados, Tenaris enfrenta otro frente: el aumento de los costos de las materias primas. La empresa comenzó a trasladar parte de esa suba a sus precios y espera que ese movimiento tenga una incidencia favorable sobre sus ventas y márgenes durante el cuarto trimestre.

Para Podskubka, el escenario combina una dificultad concreta en el Golfo con oportunidades que aparecen en otras partes del negocio. La compañía mantendrá fuera de sus previsiones los US$130 millones pendientes mientras Ormuz siga cerrado, pero conserva la posibilidad de recuperarlos si la navegación vuelve a normalizarse.

“Sin esta parte norte del Golfo, nuestra proyección para el cuarto trimestre será prácticamente la misma. Si se garantiza la navegabilidad a corto plazo, podremos enviar y facturar esos 130 millones de dólares adicionales”, explicó el ejecutivo.

El material destinado a Irak, Kuwait y Qatar, además, tiene una característica que puede mejorar su impacto sobre las cuentas. Se trata de tubos de primera calidad y grados especiales, con un margen promedio superior al de buena parte de la cartera de Tenaris. Por eso, la eventual recuperación de esos pedidos tendría un efecto adicional sobre el resultado.

“El material que vendemos en Irak, Kuwait y Qatar es de primera calidad y grado especial. Por lo tanto, tiene un buen margen promedio en comparación con el resto de la cartera de Tenaris. Necesitaríamos unos 90 días para que esto se materialice”, indicó Podskubka.

Offshore: licitan un bloque de 5.000 km2 en la Cuenca Argentina Norte

El Gobierno nacional dio un nuevo paso en su estrategia para ampliar la exploración de hidrocarburos offshore al poner en marcha el proceso de licitación de un nuevo bloque ubicado en el Mar Argentino. A través del Decreto 590/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial, se instruyó a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar los permisos de exploración del área CAN 200, localizada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión forma parte de la política oficial para impulsar la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas, con el objetivo de incrementar las reservas del país, atraer inversiones y ampliar el desarrollo energético en la Plataforma Continental Argentina.

Un bloque en la Cuenca Argentina Norte

El área CAN 200 comprende aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados bajo jurisdicción nacional y fue incorporada al proceso licitatorio luego de que la empresa Challenger Energy Group PLC presentara una manifestación de interés el 14 de febrero de 2025 para realizar actividades exploratorias.

A partir de esa solicitud, el Ejecutivo resolvió avanzar con un proceso competitivo abierto a empresas nacionales e internacionales, mediante un Concurso Público Internacional que definirá quién obtendrá los permisos para desarrollar la exploración y, en caso de confirmarse recursos comercialmente viables, acceder posteriormente a una concesión de explotación.

El decreto sostiene que la exploración de hidrocarburos constituye una actividad estratégica para el país, ya que permite maximizar el aprovechamiento de los recursos naturales, generar nuevas inversiones y fortalecer el crecimiento económico mediante la creación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor energética.

La convocatoria también busca ampliar el conocimiento geológico de una de las regiones con mayor potencial del offshore argentino, donde durante los últimos años se incrementó el interés de compañías internacionales por la posibilidad de descubrir nuevos yacimientos de petróleo y gas.

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El marco legal y las condiciones de la licitación

La medida se apoya, además, en la ampliación de los límites de la Plataforma Continental Argentina, reconocida internacionalmente luego de las recomendaciones emitidas en 2016 por la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de las Naciones Unidas. Ese reconocimiento incorporó más de 1.782.500 kilómetros cuadrados al espacio marítimo sobre el cual Argentina ejerce derechos soberanos para la exploración y explotación de los recursos naturales del lecho y subsuelo marino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía fue facultada para llevar adelante todos los actos administrativos necesarios para concretar la licitación. Entre sus atribuciones se encuentra la elaboración y aprobación del Pliego de Bases y Condiciones, documento que establecerá los requisitos técnicos, económicos y financieros que deberán cumplir las empresas interesadas.

El Gobierno busca que el proceso reúna a compañías con experiencia internacional y capacidad para afrontar proyectos de exploración en aguas marinas, una actividad que demanda elevados niveles de inversión, tecnología especializada y largos plazos de desarrollo.

Una vez iniciada la etapa productiva, los adjudicatarios deberán abonar las regalías hidrocarburíferas previstas en la Ley 17.319, que regula la actividad petrolera en Argentina.

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Arbitraje internacional y protección de los bienes del Estado

Otro de los aspectos contemplados en el Decreto 590/2026 es la posibilidad de incorporar cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales para la resolución de eventuales controversias derivadas de los contratos que se firmen.

No obstante, la norma aclara expresamente que esa disposición no implica una renuncia a la inmunidad de ejecución sobre determinados bienes considerados estratégicos para el Estado argentino.

Entre los activos protegidos figuran las reservas del Banco Central, los bienes de dominio público, los destinados a la prestación de servicios públicos esenciales, los bienes militares, el patrimonio cultural y todos aquellos alcanzados por las normas nacionales e internacionales sobre inmunidad soberana.

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

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La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

YPF realizará estudios geofísicos y oceanográficos en el Golfo San Matías

YPF informó que a partir del 27 de junio y por un plazo de un mes aproximadamente, se llevarán adelante estudios geofísicos y oceanográficos en el Golfo San Matías, en el marco del desarrollo del proyecto Argentina LNG.

Las actividades abarcarán áreas onshore, nearshore y offshore, e incluyen tareas de relevamiento en sectores costeros, de transición y mar adentro, necesarias para el avance de la ingeniería del proyecto.

Los trabajos se realizarán a bordo de las embarcaciones Atlantic Dama, Rustringen y la lancha Bernardo, especialmente equipadas para este tipo de operaciones, y forman parte de los estudios de pre-ingeniería requeridos para el diseño de las futuras instalaciones

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Las tareas que llevará a cabo YPF

La campaña contempla la adquisición de información de alta resolución del fondo marino y del subsuelo somero mediante tecnologías no intrusivas, que permiten relevar en detalle la morfología del lecho marino, la estructura de los sedimentos y la identificación de posibles condicionantes para el desarrollo de infraestructura. En ese sentido, los datos obtenidos serán utilizados para respaldar el diseño de ductos, sistemas submarinos, umbilicales y otras infraestructuras offshore asociadas al proyecto.

En paralelo, se realizarán mediciones oceanográficas que incluyen el monitoreo de corrientes, ondas de infragravedad y variaciones del nivel del mar, mediante equipos instalados en el fondo marino diseñados para la recolección continua de datos metoceánicos.

Estas actividades se desarrollarán bajo estrictos estándares internacionales de seguridad, calidad y protección del ambiente, incorporando monitoreos permanentes y procedimientos específicos para minimizar cualquier impacto en el entorno marino. Los resultados de esta campaña serán clave para avanzar en la planificación técnica y el desarrollo de las futuras instalaciones del proyecto Argentina LNG.

Hacia la decisión final de inversión

Hay que recordar que Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, sostuvo que Argentina LNG es “una de las iniciativas más transformadoras en la historia de YPF que está logrando avances sólidos en todos los frentes”.

El proyecto prevé una capacidad de producción de 12 millones de toneladas anuales de GNL mediante dos unidades flotantes de licuefacción (FLNG), de 6 MTPA cada una, integrando producción, procesamiento, transporte y exportación de gas de Vaca Muerta.

En febrero, YPF, Eni y XRG, el brazo internacional de inversiones de ADNOC, firmaron un Acuerdo de Desarrollo Conjunto (JDA) vinculante para avanzar en la ingeniería básica y en la estructuración técnica, comercial y financiera del proyecto.

Marín aseguró que desde comienzos de año la empresa trabaja activamente en la búsqueda de financiamiento y destacó la recepción obtenida en las rondas de mercado. “La respuesta fue muy fuerte, con el interés de aproximadamente 50 inversores institucionales y un apetito inicial acumulado que superó los requisitos financieros del proyecto, reafirmando la viabilidad financiera del mismo”, sostuvo.

El objetivo de la petrolera es alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) antes de fin de año.

Offshore: ENI y TotalEnergies continuarán explorando el potencial de Cuenca Malvinas Oeste

Pese a las últimas malas noticias, el offshore en el Mar Argentino vuelve a recibir señales de actividad. Según los datos confirmados ante la Secretaría de Energía de la Nación y analizados por eolomedia, las operadoras ENI y TotalEnergies presentaron sus compromisos de inversión para los bloques MLO_124 y MLO_123 de la Cuenca Malvinas Oeste, con un total combinado de 17,19 millones de dólares destinados exclusivamente a tareas de exploración hidrocarburífera.

La inversión llega en un momento en que el offshore local busca dar vuelta la página. En 2024, Equinor confirmó que el Pozo Argerich, ubicado en el bloque CAN 100 de la Cuenca Argentina Norte, fue clasificado como “seco”, lo que puso en duda la viabilidad del offshore en Argentina y aceleró decisiones empresariales que ya estaban en evaluación. Ese resultado negativo, sin embargo, no detuvo la actividad en las cuencas del sur.

A partir de los resultados en el bloque CAN 100, el Gobierno nacional comenzó a informar que las empresas se desprendían de activos, pero otras ganaban terreno en el Mar Argentino. En ese contexto, bloques como el MLO_114 y el MLO_119 fueron devueltos al Estado tras la decisión de sus consorcios de no avanzar a una segunda etapa exploratoria.

Shell y una nueva oportunidad para el offshore.

ENI: sísmica 3D y otras inversiones

La italiana ENI comprometió un total de 5,14 millones de dólares en el bloque MLO_124. De ese monto, 1,84 millones de dólares se destinarán a la adquisición de datos sísmicos 3D, la herramienta clave para mapear el subsuelo marino antes de decidir una perforación. Los 3,30 millones de dólares restantes se clasifican como otras inversiones, que comprenden estudios técnicos complementarios y gastos operativos asociados a la fase exploratoria.

El bloque MLO_124 se ubica a 100 kilómetros de las costas de Tierra del Fuego y abarca un área de 4.418 km2 en aguas que van de los 100 hasta los 650 metros de profundidad. ENI se adjudicó en 2019 el bloque para realizar estudios de prospección sísmica 3D y comprometió una inversión original de 67,6 millones de dólares.

Asimismo, ENI logró la autorización del Estado nacional para ceder su participación en el consorcio del bloque offshore Tauro Sirius en favor de la filial de Pan American Energy.

TotalEnergies pone el foco en gravimetría y magnetometría

TotalEnergies es la operadora del bloque MLO_123 dentro de la Cuenca Marina Austral 1, y comprometió 12,05 millones de dólares en exploración. La mayor parte, 7,59 millones de dólares, irá a gravimetría y/o magnetometría, técnicas geofísicas que permiten detectar variaciones en el campo gravitacional y magnético del subsuelo para identificar estructuras con potencial hidrocarburífero. Otros 3,83 millones de dólares se destinarán a adquisición de datos sísmicos 3D, y 0,64 millones de dólares a otras inversiones de soporte técnico.

La firma francesa es la operadora del proyecto Malvinas 3D Phase 2, que abarca la exploración sísmica 3D de las áreas MLO_123 y MLO_124 de la Cuenca Malvinas Oeste. El consorcio liderará el procesamiento y análisis de la sísmica registrada en el bloque MLO_123, operado en conjunto con Equinor e YPF, un proyecto vital para determinar el potencial de recursos en aguas profundas.

CGC adquirió una parte de los activos de Equinor en los bloques AUS 105 y AUS 106.

El sur como nuevo epicentro de la apuesta offshore

El contraste entre el norte y el sur del Mar Argentino es cada vez más marcado. Mientras la Cuenca Argentina Norte enfrenta incertidumbre luego del Argerich, las Cuencas Austral y Malvinas Oeste mantienen actividad sostenida. La producción de gas natural en la Cuenca Austral, tanto offshore como continental, alcanzó los 21,4 millones de metros cúbicos por día en diciembre, lo que la convierte en un pilar energético del país, con el offshore aportando la mayor parte de ese volumen.

El Gobierno nacional prorrogó por diez años a partir de mayo de 2031 la concesión de las áreas offshore que explotan en consorcio Total Austral, Pan American Energy y Harbour Energy, sobre la Cuenca Marina Austral, una señal clara de que el Estado apuesta a la continuidad productiva en esa región. Las áreas incluidas son Argo, Aries, Carina, Fénix, Orión, Orión Norte, Orión Oeste y Vega Pléyade.

La adquisición de datos sísmicos 3D y los estudios de gravimetría y magnetometría que financian ENI y Total Austral son, en definitiva, los pasos previos que anteceden cualquier decisión de perforación. Entre 2019 y 2025 se relevaron cerca de 35.000 kilómetros de sísmica 2D y más de 40.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en las cuencas Austral, Malvinas Oeste y Argentina Norte, configurando la mayor base de datos marina de la historia argentina.

Offshore: por qué un FPSO puede producir petróleo y un FSO solo almacenarlo

La industria offshore utiliza distintos sistemas flotantes para producir, almacenar y exportar hidrocarburos en alta mar. Entre los más importantes aparecen los FPSO y los FSO, dos unidades que suelen confundirse porque ambas almacenan petróleo y lo transfieren a buques lanzadera. Sin embargo, existe una diferencia operativa que cambia completamente su función dentro de un proyecto energético.

Aunque a simple vista puedan parecer similares, el nivel de complejidad de cada sistema es muy distinto. La principal diferencia radica en que el FPSO puede procesar el crudo directamente a bordo, mientras que el FSO únicamente actúa como una unidad flotante de almacenamiento y descarga de hidrocarburos ya tratados.

Esa capacidad de procesamiento convierte al FPSO en una pieza estratégica para el desarrollo de campos submarinos remotos, especialmente en aguas profundas donde construir infraestructura fija resulta demasiado costoso o técnicamente inviable. En cambio, el FSO funciona como complemento de plataformas de producción que realizan previamente la separación del petróleo.

Cómo funciona un FPSO en alta mar

El término FPSO significa Floating Production, Storage and Offloading. Se trata de una unidad flotante capaz de producir, almacenar y exportar petróleo desde un yacimiento submarino sin necesidad de instalaciones adicionales en superficie.

El fluido que sale desde un pozo submarino no es petróleo listo para exportar. En realidad, se trata de una mezcla de crudo, gas y agua de formación que debe ser separada antes de poder almacenarse o comercializarse. Esa tarea se realiza directamente dentro del FPSO mediante equipos instalados sobre cubierta.

El hidrocarburo asciende desde el fondo marino a través de tuberías flexibles conocidas como risers. Una vez dentro de la unidad, los sistemas de procesamiento separan cada componente. El gas puede reutilizarse como combustible, reinyectarse al reservorio o enviarse a tierra mediante gasoductos, mientras que el agua tratada se descarga bajo estrictas normas ambientales.

Un sistema autónomo para campos remotos

Después del procesamiento, el petróleo estabilizado se almacena en los tanques del doble casco del FPSO hasta que llega un shuttle tanker para retirarlo. Gracias a esa autonomía, la unidad puede operar de manera independiente sobre un campo submarino durante largos períodos.

La versatilidad del FPSO explica por qué es ampliamente utilizado en desarrollos offshore de Brasil, África y el Golfo de México. Su capacidad de producir y almacenar en simultáneo permite reducir infraestructura fija y acelerar proyectos en zonas alejadas de la costa.

Por su parte, el FSOFloating Storage and Offloading— cumple una función mucho más simple. Esta unidad no procesa hidrocarburos ni puede recibir directamente el fluido proveniente del pozo. Su tarea se limita exclusivamente al almacenamiento y transferencia de petróleo previamente tratado.

El rol del FSO dentro de un campo offshore

Para que un FSO pueda operar, el procesamiento debe realizarse en otra instalación. Generalmente, una plataforma fija o semisumergible separa el crudo, estabiliza el petróleo y luego lo envía al FSO para su almacenamiento temporal.

De esta manera, el FSO actúa como un gran tanque flotante que permite liberar capacidad operativa de la plataforma de producción. Cuando acumula suficiente volumen, el petróleo es transferido a un shuttle tanker encargado de llevar la carga hacia terminales de exportación o refinerías.

La diferencia entre ambos sistemas impacta directamente en los costos y en la planificación de un proyecto offshore. Mientras el FPSO funciona como una planta integral de producción flotante, el FSO opera únicamente como infraestructura logística de almacenamiento y descarga de crudo.

Santa Cruz lanza un nuevo esquema de incentivos para reactivar su actividad petrolera

La presentación del programa “Más producción y trabajo en el sector hidrocarburífero santacruceño” busca generar nuevas condiciones para impulsar la actividad en Santa Cruz. La propuesta redefine la relación entre el Estado y las operadoras, orientando beneficios a partir de inversiones verificables y actividad incremental.

El acuerdo fue rubricado junto al ministro de Energía y Minería, Jaime Álvarez, y representantes de las principales compañías que operan en la región. La iniciativa apunta a crear un marco técnico y administrativo más preciso para evaluar proyectos y establecer un esquema de incentivos condicionado al cumplimiento de objetivos productivos.

Según explicaron desde el Gobierno provincial, la prioridad es recuperar niveles de actividad en yacimientos que muestran declino y generar las condiciones para atraer nuevas inversiones. El esquema combina estímulos fiscales con un sistema de control técnico que busca asegurar que los beneficios dependan exclusivamente de resultados comprobables.

Regalías atadas a inversión

Uno de los aspectos centrales del acuerdo es la adecuación de las regalías en función del nivel de inversión efectiva. La provincia plantea que no habrá beneficios automáticos, sino que se otorgarán únicamente cuando las empresas presenten planes verificables que impliquen mayor actividad respecto de los compromisos ya asumidos.

Para acceder a condiciones más favorables, las operadoras deberán ejecutar proyectos que incluyan perforaciones adicionales, intervenciones sobre pozos existentes y reactivación de equipos. Cada iniciativa será evaluada técnicamente por el Ministerio de Energía y Minería a través de la Secretaría de Estado de Hidrocarburos.

La autoridad provincial podrá solicitar ampliaciones, ajustes o documentación adicional antes de la aprobación de los proyectos. El objetivo es garantizar que los beneficios estén vinculados al incremento real de la actividad y no a planes teóricos o compromisos ya incluidos en concesiones anteriores.

El foco de la recuperación de Santa Cruz

El programa dedica un capítulo específico a los yacimientos maduros, que constituyen la base de la producción en Santa Cruz y enfrentan desafíos crecientes por el declino natural y los mayores costos operativos. El Gobierno considera que estas áreas requieren una estrategia diferenciada para sostener su aporte a la economía provincial.

El esquema propone un conjunto de acciones orientadas a recuperar productividad mediante perforaciones adicionales, intervenciones sobre pozos existentes y la reactivación de equipos inactivos. Las operadoras deberán presentar propuestas fundamentadas técnicamente para definir la viabilidad de cada proyecto.

La identificación de los yacimientos que requieren intervención se realizará con criterios objetivos vinculados al nivel de declino, la antigüedad de los pozos y el desempeño histórico. De esa forma, la provincia busca priorizar las áreas donde la actividad incremental puede generar mayor impacto inmediato.

Nuevas áreas: Palermo Aike, D-129 y offshore

Además de los yacimientos maduros, el acuerdo contempla incentivos específicos para el desarrollo de nuevas áreas estratégicas, especialmente en segmentos no convencionales y offshore. Entre ellas figura Palermo Aike, considerada una de las formaciones con mayor potencial en la Cuenca Austral.

Otra área incluida en el esquema es D-129, ubicada en el Golfo San Jorge, que podría convertirse en un vector de desarrollo para la provincia si los programas exploratorios confirman el potencial estimado. El objetivo es diversificar la matriz productiva e incorporar tecnologías que permitan ampliar la frontera energética.

En paralelo, se establecen beneficios destinados al desarrollo offshore, un segmento que requiere niveles de inversión elevados y procesos exploratorios más complejos. Los incentivos estarán vinculados al avance efectivo de las actividades y a la presentación de programas de inversión acordes a la magnitud de estos proyectos.

Las pymes de la Cuenca del Golfo San Jorge sufren la caída del convencional.

Condiciones diferenciadas y plazos para acceder a beneficios

El acuerdo fija reglas particulares para cada tipo de producción. Para las áreas maduras, se establece una alícuota general del 12% o la posibilidad de una reducción de hasta tres puntos para la producción convencional, con vigencia entre mayo de 2026 y abril de 2027.

En contraparte, las nuevas producciones en proyectos no convencionales y offshore podrán acceder a una alícuota del 5%, con un horizonte de hasta diez años según las condiciones específicas de cada concesión. Este diferencial busca atraer inversiones a sectores que requieren mayores riesgos y plazos de maduración.

La aprobación de estos beneficios dependerá del cumplimiento estricto de los compromisos asumidos por las empresas. El Gobierno provincial mantendrá un sistema de control para verificar que las actividades prometidas se ejecuten en tiempo y forma.

Información estratégica y control técnico permanente

Otro eje del acuerdo es la obligación de las operadoras de presentar información detallada sobre sus planes de actividad. Los datos deberán incluir historiales de producción, programas de inversión, actividad incremental e información operativa relevante, todo con carácter de declaración jurada.

La autoridad provincial podrá solicitar ampliaciones o rechazar proyectos que no cumplan con los criterios establecidos. La consistencia y verificabilidad de los datos será determinante para otorgar beneficios y acompañar el avance de cada iniciativa.

Con este sistema, el Gobierno busca garantizar un equilibrio entre incentivo y control estatal, manteniendo el rol de supervisión sin afectar la dinámica de inversión. El objetivo es asegurar que los recursos públicos se destinen a programas con resultados concretos.

Impacto esperado: producción, empleo y desarrollo

El programa de Santa Cruz apunta a recuperar la producción hidrocarburífera en un contexto desafiante para las cuencas maduras. Entre sus metas figuran el aumento de la actividad en campo, la reactivación de equipos y el fortalecimiento del empleo directo e indirecto asociado al sector.

Las autoridades consideran que la recuperación productiva permitirá dar impulso a la cadena de valor hidrocarburífera, especialmente en servicios especializados y logística. A su vez, se espera que los incentivos contribuyan a sostener la presencia de operadoras y proveedores en la provincia.

Más allá de los efectos inmediatos, el acuerdo plantea una hoja de ruta basada en un análisis técnico y económico de mediano plazo. La provincia busca consolidar un modelo que combine incentivos, planificación y control como herramientas para transformar el potencial energético en más producción, inversión y trabajo.

Shell se va del offshore: el segmento entra en etapa de incertidumbre

El horizonte de la exploración offshore en el Mar Argentino sufre un nuevo golpe. Shell decidió devolver su bloque generando un clima de escepticismo sobre el potencial hidrocarburífero de las costas nacionales.

Con la Resolución 73/2026, la Secretaría de Energía de la Nación establece la extinción del permiso otorgado originalmente en 2019 para operar en la Cuenca Argentina Norte. Esta medida administrativa marca el fin de una etapa exploratoria clave para la industria.

Los motivos detrás de la salida de Shell

Según la normativa que lleva la firma de la secretaria María Tettamanti, las firmas Shell y Qatar Energy optaron por no avanzar al segundo período del permiso de exploración sobre el bloque CAN 107.

El área se encuentra ubicado en el ámbito costa afuera nacional y su adjudicación se había concretado durante la denominada Ronda 1. El retiro de estos jugadores internacionales refuerza la idea de que la ventana de oportunidad para el Mar Argentino se está cerrando. La industria ahora reevalúa sus estrategias de inversión global.

Amparada en la Ley 17.319, la resolución estipula que las áreas deben revertirse al Estado Nacional ante la renuncia de los permisionarios. Por ello, el Artículo 2° de la resolución ordena que el área CAN 107 sea transferida nuevamente bajo control estatal. Este procedimiento legal cierra formalmente el vínculo contractual con las petroleras privadas.

Shell reduce su presencia en la formación y crece el interés de YPF, Vista y otros jugadores regionales.

Cumplimiento de compromisos

A pesar de la salida definitiva, la Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que las empresas cumplieron con sus compromisos técnicos. Según el Informe 22275694 del 4 de marzo de 2026, las operadoras realizaron la totalidad de las inversiones comprometidas inicialmente. No se registraron deudas ni incumplimientos respecto a los planes de trabajo presentados oportunamente.

En términos financieros, las compañías abonaron el canon de exploración correspondiente al período fiscal 2025 por una suma millonaria. El pago total ascendió a 383.036.825 de pesos, que fueron acreditados en las cuentas recaudadoras del Ministerio de Economía mediante dos depósitos bancarios diferentes.

El primer desembolso superó los 267 millones de pesos en enero, mientras que el segundo pago se completó en septiembre de 2025. Asimismo, los informes técnicos concluyeron que no existen observaciones ambientales respecto a las tareas ejecutadas por las firmas privadas. El cumplimiento de las normativas de protección del ecosistema marino fue absoluto y verificado.

“Declárase la extinción del Permiso de Exploración de Hidrocarburos sobre el área CAN 107”, establece el artículo primero de la nueva normativa oficial. Esta declaración de la Secretaría de Energía subraya que la renuncia se enmarca en los procedimientos administrativos estipulados por la ley. La transparencia en la salida busca mantener la necesaria seguridad jurídica.

Shell avanza con la exploración offshore.

El futuro de la Cuenca Argentina Norte

La salida de Shell genera interrogantes sobre la viabilidad del offshore argentino. La Cuenca Argentina Norte había despertado grandes expectativas luego de comparaciones geológicas con el margen africano. Sin embargo, la falta de hallazgos significativos en los pozos recientes de la zona moderó las proyecciones.

Hay que marcar que el offshore requiere inversiones de riesgo extremo y largo plazo, los recursos no convencionales ofrecen retornos más inmediatos y previsibles. La industria energética parece priorizar hoy proyectos con menores costos de extracción y menor incertidumbre.

El primer antecedente negativo fue Argerich, que significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque CAN 100 no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Otro antecedente negativo

También hay que sumarle que, tras casi siete años de trámites administrativos, licitaciones internacionales y prórrogas técnicas, Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea decidieron devolver el área MLO 114, luego de que las propias empresas desistieran de avanzar hacia la siguiente fase del proceso exploratorio.

Raia: el proyecto con el que Equinor expande su presencia en Brasil

La compañía Equinor inició la perforación de los primeros pozos productores e inyectores del proyecto Raia, uno de los desarrollos de gas natural offshore más relevantes de Brasil. La empresa confirmó que el avance marca una etapa clave hacia el inicio de operaciones previsto para 2028, consolidando a Brasil como uno de los destinos prioritarios dentro de su portafolio global de inversiones.

Veronica Coelho, country manager de Equinor en Brasil, destacó que el país sudamericano ocupa hoy un lugar central en la estrategia corporativa: “Brasil es el país donde más invertimos después de Noruega”, afirmó. Según la ejecutiva, Raia está diseñado para abastecer alrededor del 15% de la demanda interna de gas una vez que alcance su capacidad comercial.

El proyecto, que involucra una inversión total cercana a U$S 9.000 millones, prevé producir 16 millones de metros cúbicos de gas y 126.000 barriles diarios entre petróleo y condensado. Con esta iniciativa, Equinor refuerza su presencia en la zona del presal brasileño, donde ya opera el campo Bacalhau, actualmente en proceso de ramp-up.

Un proyecto de peso

La nueva campaña de perforación se está ejecutando con el drillship Valaris DS-17, que comenzó sus operaciones el 24 de marzo. El plan incluye seis pozos ubicados a unos 200 kilómetros de la costa y en profundidades cercanas a los 2.900 metros, lo que convierte a Raia en la operación de aguas ultraprofundas más exigente del portafolio de la compañía.

Geir Tungesvik, vicepresidente ejecutivo de Proyectos, Perforación y Abastecimiento, subrayó que Raia es hoy el mayor proyecto de Equinor en ejecución. “Estamos aplicando tecnología de clase mundial y décadas de experiencia offshore para avanzar hacia un inicio seguro en 2028”, sostuvo.

El primer pozo del proyecto Argerich fue realizado por el buque Valaris DS-17.

El desarrollo contempla la producción a través de un FPSO, encargado de procesar petróleo, condensado y gas. Este último será transportado por un gasoducto submarino de 200 kilómetros hasta la terminal de Cabiúnas, en Macaé, estado de Río de Janeiro. Según Equinor, el FPSO será uno de los más eficientes del mundo, con una intensidad de emisiones estimada en 6 kg de CO₂ por barril equivalente.

Un consorcio liderado por Equinor

Raia se ejecuta mediante una sociedad integrada por Equinor (35%), Repsol Sinopec Brasil (35%) y Petrobras (30%), combinando la experiencia técnica de las tres compañías en operaciones de aguas profundas.

Paralelamente, la empresa planifica nuevas actividades exploratorias en la cuenca Santos, incluyendo un pozo en el bloque S-M-1378 para 2027 y la evaluación de otro en el S-M-1617, ambos próximos a un descubrimiento anunciado por BP en 2023.

Equinor estima que el proyecto podría generar hasta 50.000 empleos directos e indirectos durante su ciclo de vida de tres décadas y convertirse en un pilar de la seguridad energética brasileña.

Comenzaron los estudios marinos para el proyecto Argentina LNG

Este fin de semana comenzó un estudio geotécnico en el suelo marino del Golfo San Matías, en el marco del proyecto Argentina LNG, una iniciativa estratégica que permitirá desarrollar infraestructura offshore para exportar gas desde la costa rionegrina hacia los mercados internacionales.

Los trabajos, que se extenderán durante aproximadamente 30 días, según informó YPF, se realizan a unos 6 kilómetros de la costa mediante una embarcación especializada equipada con tecnología de última generación. El análisis del suelo es un paso fundamental para determinar las condiciones técnicas en las que operarán las futuras unidades flotantes de licuefacción.

El estudio es llevado adelante con estándares internacionales y estrictas normas de seguridad y preservación ambiental. Las muestras extraídas serán analizadas en laboratorios especializados, permitiendo obtener información precisa para la planificación del desarrollo offshore.

Río Negro, plataforma energética al mundo

Argentina LNG es un proyecto de escala global que integra producción y transporte de gas, diseñado para potenciar los recursos de Vaca Muerta y consolidar a Río Negro como puerta de salida energética del país. En su etapa inicial prevé una capacidad de exportación de 12 millones de toneladas anuales, con posibilidad de ampliación a 18 MTPA.

“Río Negro está llamado a ser protagonista de la nueva etapa energética de la Argentina. Con Argentina LNG vamos a transformar nuestros recursos en exportaciones, en divisas para el país y en una plataforma que proyecte nuestra energía al mundo desde el Golfo San Matías”, sostuvo el gobernador de Río Negro, Alberto Weretilneck, al referirse al avance del proyecto.

Planificación, inversión y futuro

El inicio de este estudio geotécnico representa un nuevo avance dentro de una planificación ordenada y estratégica que posiciona a la provincia en el centro del desarrollo energético nacional.

Con pasos firmes y previsibilidad, Río Negro consolida un rumbo claro para transformar sus recursos en crecimiento, empleo y oportunidades para las próximas décadas.