Otro golpe al offshore: fracasó la exploración en el bloque ML_114

El offshore volvió a sufrir un duro golpe. Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea comunicaron que no continuarán con la exploración en el bloque MLO_114.

El Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO_114, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, que había sido otorgado en 2019 a las empresas Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea.

Según informó Noticias Argentinas, la decisión, formalizada mediante la Resolución 448/2025 publicada en el Boletín Oficial, responde a la notificación presentada por las compañías el pasado 23 de julio, donde comunicaron su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y manifestaron la renuncia al citado permiso.

Según la normativa, la Dirección Nacional de Exploración y Producción del Ministerio de Economía verificó que las empresas cumplieron con los compromisos asumidos en la primera etapa exploratoria y no adeudan actividades técnicas, mensura ni pagos relacionados al canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025, que ascendió a más de 193 millones de pesos.

En el mismo sentido, la autoridad ambiental constató que las permisionarias no registran observaciones ni incumplimientos en los informes remitidos y cumplieron con los lineamientos ambientales exigidos para la etapa exploratoria.

Como resultado de la renuncia y el cumplimiento de las condiciones legales, la Secretaría de Energía resolvió revertir el área offshore MLO_114 al Estado Nacional, según lo previsto en los artículos 81 y 85 de la Ley 17.319 y sus modificatorias.

El área había sido adjudicada inicialmente mediante concurso internacional en 2019, abarcando tareas de búsqueda y exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino, con plazos inicialmente extendidos por dos años suplementarios.

La medida ya fue notificada a las empresas involucradas y se ordenó dar intervención a los registros oficiales correspondientes.

Chubut: qué pasó con la reversión del histórico bloque Restinga Alí

La Legislatura de la provincia del Chubut aprobó el jueves el acuerdo firmado entre el Gobierno provincial y la empresa YPF por la reversión del bloque petrolero Restinga Alí, ubicado en la zona costera y marítima del Golfo San Jorge, frente al barrio homónimo de Comodoro Rivadavia.

El convenio contempla el traspaso del área a la administración del Estado chubutense, al tiempo que establece una serie de condiciones respecto al tratamiento de pozos e instalaciones en tierra y en el mar, así como sobre pasivos ambientales generados en décadas anteriores.

El bloque Restinga Alí incluye un total de 559 pozos: 216 en tierra (onshore) y 343 en el mar (offshore). De estos últimos, 84 han sido identificados como “a abandonar”, aunque el artículo 4.1 del acuerdo establece que YPF no deberá realizar tareas de abandono en esos casos. La decisión se basa en recomendaciones técnicas, que sugieren que una intervención podría generar mayores riesgos ambientales, debido a las condiciones actuales de esos pozos.

Además, el convenio incluye 250 pozos offshore que ya fueron clasificados como “abandonados permanentes”. En conjunto, las instalaciones marítimas suman 334 pozos que no serán modificados por la operadora.

En cuanto a los pasivos ambientales, el acuerdo libera a YPF de tareas de remediación sobre instalaciones off shore, como residuos acumulados o tierras empetroladas. Estas situaciones se encuentran identificadas en anexos del acuerdo.

A cambio, YPF abonará a la provincia una compensación de 25 millones de dólares. Según se establece en el convenio, esta cifra representa una cláusula de indemnidad: la provincia renuncia a futuros reclamos contra la empresa por esos pozos y pasivos, excepto en casos de pasivos ocultos o que no hayan sido relevados.

Qué ocurre con los pozos en tierra

Dentro del área onshore se relevaron 216 pozos: 121 ya fueron abandonados en forma permanente, y 95 aún requieren trabajos de abandono en el futuro. El convenio exige que YPF complete el abandono de nueve pozos (siete en tierra y dos en el mar), con un plazo de 90 días desde el inicio de cada tarea, sujeto a disponibilidad de equipos.

También se prevé que el área sea entregada directamente al Estado provincial, que asumirá su administración y definirá el futuro operador.

Restinga Alí será una de las áreas que se desprenderá YPF. Petrominera podría ser su operadora.

Posiciones y reacciones en Chubut

Durante la sesión en la Legislatura, se registraron posturas encontradas. El diputado Gustavo Fita, del PJ, expresó preocupación por los pasivos ambientales y sociales que deja la salida de YPF. En su intervención advirtió que la ciudad de Comodoro Rivadavia atraviesa un contexto complejo, con miles de puestos de trabajo perdidos en la industria, y sostuvo que el monto de la compensación no contempla el verdadero alcance del pasivo ambiental.

Por su parte, el intendente de Comodoro Rivadavia, Othar Macharashvili, envió una carta formal al vicegobernador Gustavo Menna expresando su preocupación por la falta de información oficial y por la no participación del municipio en el debate. La nota, ingresada el mismo jueves por la mañana, plantea la necesidad de preservar la autonomía municipal y garantizar acceso a información completa y oportuna en temas ambientales.

Desde el Gobierno provincial, el ministro de Hidrocarburos, Federico Ponce, explicó que se trata de una zona intermarial con características únicas que requieren cuidados específicos. Afirmó que el acuerdo incluye una garantía de 25 millones de dólares para cubrir posibles contingencias ambientales futuras. Según Ponce, se siguieron recomendaciones técnicas de consultoras especializadas, que aconsejaron no intervenir los pozos clasificados como “a abandonar”.

Qué se discute sobre el uso de los fondos

Uno de los puntos que generó debate es el destino de los 25 millones de dólares. Mientras el gobernador Ignacio Torres señaló que una parte de esos fondos podría destinarse a obras necesarias en Comodoro Rivadavia, dirigentes como el exdiputado Javier Touriñan recordaron que la normativa indica que estos fondos deben utilizarse exclusivamente en la remediación ambiental del área revertida.

También hubo voces que alertaron sobre la necesidad de definir mecanismos de control para el uso de ese dinero y garantizar que se respeten los fines ambientales para los cuales fue entregado.

El acuerdo fue aprobado con 15 votos a favor y 8 en contra, en un contexto de fuerte discusión sobre el futuro del área y el rol de la provincia en la gestión de pasivos ambientales. Desde Comodoro Rivadavia ya se anticipa una revisión de la normativa ambiental municipal, con el objetivo de elevar las exigencias para tareas de remediación y garantizar un mayor control sobre áreas revertidas.

La reversión del bloque Restinga Alí marca el cierre de una etapa para YPF en la zona y el inicio de una nueva responsabilidad para el Estado chubutense. El desafío estará en asegurar la gestión ambiental, el cumplimiento de los compromisos asumidos y la articulación con los municipios afectados.

TotalEnergies invertirá U$S 530 millones con la prórroga de la concesión en la CMA1

El Gobierno de Tierra del Fuego y el consorcio conformado por TotalEnergies, Harbour Energy y Pan American Energy (PAE) lograron acuerdo crucial para la prórroga de las concesiones hidrocarburíferas en la Cuenca Austral Marina 1.

Este convenio, motivado por la necesidad de revitalizar yacimientos maduros y asegurar futuros ingresos fiscales, extiende la operación de los bloques Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares, Kaus y Vega Pléyade hasta 2041, y el bloque Argo hasta 2045.

Los contratos originales de estos yacimientos expiraban entre 2031 y 2035. La prórroga busca incentivar mayores inversiones mediante la aplicación de nuevas tecnologías y métodos de recuperación secundaria y asistida, además de sostener programas de exploración y desarrollo sostenible.

Detalles Económicos

El acuerdo, firmado el 13 de junio y ratificado por el decreto 1671/25, establece una serie de compensaciones y compromisos financieros por parte del consorcio. Se incluye un bono de prórroga de 5.183.815 de dólares y un bono de compensación de 35.000.000 de dólares por la suspensión temporal del yacimiento Vega Pléyade. Adicionalmente, las empresas se comprometen a realizar inversiones y trabajos por 530.000.000 de dólares.

En materia de Responsabilidad Social Empresaria, aportarán 4.500.000 de dólares para proyectos de educación, salud y seguridad, y cubrirán el servicio de internet satelital para 150 escuelas durante 24 meses. Se prevé que, si la Legislatura provincial valida el acuerdo, 18.000.000 de dólares (equivalentes a 22 mil millones de pesos) ingresen a las arcas provinciales antes de fin de mes.

TotalEnergies es la principal productora de gas del país.

Incremento de Regalías

Una de las condiciones destacadas del acuerdo es el incremento del 3% en las regalías sobre la producción de los lotes involucrados. De esta manera, Hidra, Cañadón Alfa-Ara, Antares y Kaus pasarán a pagar el 18% a partir del 1 de octubre de 2040, mientras que Argo lo hará desde el 1 de julio de 2044. Vega Pléyade, por su parte, pagará el 15% a partir de octubre de 2024.

El acuerdo también contempla la posibilidad de que los concesionarios celebren acuerdos para la venta de gas natural en firme, hasta el 10% de la producción del área, bajo condiciones de mercado, si la provincia de Tierra del Fuego o la empresa Terra Ignis Energía SA requieren dicho suministro.

Asimismo, se incluye una cláusula de estabilidad fiscal que compromete a la provincia de Tierra del Fuego a no gravar a los concesionarios con nuevos impuestos ni aumentar los existentes, salvo excepciones como tasas retributivas.

El plan de TotalEnergies, Harbour Energy y PAE

En el marco del artículo 6 del acuerdo de prórroga, el consorcio se comprometió a realizar erogaciones significativas hasta 2041, totalizando 530.000.000 de dólares. De este monto, 72.000.000 de dólares corresponden a inversiones directas y el resto a costos operativos. Estas inversiones están destinadas a optimizar la producción de hidrocarburos tanto en campos maduros como en nuevos desarrollos.

Además, buscan mantener y mejorar la integridad de las instalaciones en términos de seguridad y producción, así como garantizar el cuidado del medio ambiente, racionalizar el uso del agua y optimizar la sostenibilidad de las operaciones. Este compromiso subraya la visión a largo plazo del consorcio para el desarrollo eficiente y responsable de los recursos hidrocarburíferos en la región.

Namibia confirma un nuevo descubrimiento petrolero

La compañía australiana de exploración petrolera Pancontinental Energy dio a conocer los resultados de dos estudios sobre las propiedades de hidrocarburos en una licencia de exploración (PEL) que opera en la Cuenca Orange, frente a las costas de Namibia.

La operadora afirmó que las nuevas evidencias brindan una mayor confianza sobre la presencia de un sistema de reservorios con alta relación neto a bruto y la existencia de hidrocarburos dentro del bloque PEL 87.

El director ejecutivo de Pancontinental Energy, Iain Smith, declaró: “Nos complace haber avanzado en estos dos estudios clave, que confirman que el Saturn Complex está particularmente bien ubicado para recibir carga de petróleo en sistemas de reservorios que muestran un potencial para unidades de arenisca con alta relación neto a bruto y buenas señales de presencia de hidrocarburos”.

“Se están realizando estudios adicionales de interpretación cuantitativa (QI), al igual que revisiones de nuestras estimaciones de recursos prospectivos y análisis de riesgo geológico, con el objetivo de presentarlos a fines de julio”, agregó.

Namibia, una potencia

Pancontinental completó un estudio de modelado de cuenca, cuyo propósito fue analizar la formación y evolución estructural de la Cuenca Orange, cerca del bloque PEL 87, y predecir la ubicación de acumulaciones de hidrocarburos.

Según el estudio, la formación Kudu Shale, de edad Barremiana-Aptiana, es ampliamente reconocida como la principal roca generadora de hidrocarburos para los grandes descubrimientos de petróleo liviano al sur del bloque PEL 87.

La formación Kudu fue confirmada en el pozo exploratorio Moosehead-1X, que encontró aproximadamente 200 metros de esquisto marino del Tipo II, rico en petróleo. Según se explicó, esta formación tiene un carácter sísmico distintivo y puede mapearse fácilmente en toda el área del PEL 87, con un espesor general de entre 200 y 300 metros.

Si bien en la ubicación estructuralmente alta del pozo Moosehead-1X la Kudu Shale se encontró en una fase temprana de generación de petróleo, se identificó una cocina de petróleo directamente bajo el Saturn Complex, que se extiende hacia los descubrimientos Mopane de Galp.

Shell terminó la primera etapa de su proyecto offshore

Pese a que el pozo Argerich no arrojó los resultados esperados, la industria energética mantiene su compromiso con el desarrollo offshore en el país. Shell, junto a Qatar Petroleum, finalizaron con estudios sísmicos 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109, ubicados a unos 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

La exploración en aguas profundas continúa siendo vista como una apuesta de largo plazo, con un enorme potencial de impacto para la economía regional y nacional. Los recientes movimientos de la empresa marcan un nuevo capítulo en la historia de la exploración costa afuera en Argentina.

Shell busca el próximo objetivo

El buque Pxgeo 2 zarpó desde el puerto marplatense rumbo a la Cuenca Argentina Norte. Su misión fue clara: adquirir datos de sísmica 3D que permitan determinar el punto óptimo para una futura perforación en los bloques CAN-107 y CAN-109.

La embarcación llegó en noviembre a la provincia de Buenos Aires y estuvo operando en alta mar. Esta primera fase se extendió durante varios meses y se enfocó en la recopilación de información clave para definir los próximos pasos. Las operaciones se extendieron durante 120 días y, según estimaciones de la compañía, el área total que se estudió abarcó más de 15.200 kilómetros cuadrados.

El análisis de los datos puede extenderse desde tres a seis meses, aunque los especialistas advirtieron que este proceso puede alargarse hasta un año. Si los indicios son favorables, se podría avanzar con la perforación de un pozo.

Un proyecto estratégico con impacto en la región

Desde el Clúster de Energía de Mar del Plata, su presidente Marcelo Guiscardo destacó la importancia de seguir impulsando este tipo de iniciativas, pese a los desafíos iniciales. “Estos proyectos son reales. Si se encuentra petróleo, el impacto será muy grande, no solo para el Puerto de Mar del Plata, sino también para otros puertos de la provincia”, afirmó en declaraciones a medios locales.

El antecedente del pozo Argerich, que no logró resultados comerciales, no desalienta a los actores del sector. Al contrario, consolidó la necesidad de seguir apostando por el potencial del Mar Argentino y por la experiencia acumulada en este tipo de operaciones complejas.

Guiscardo también señaló que, una vez finalizada la campaña de sísmica, las empresas tomarán unos meses para analizar los datos antes de definir si solicitan avanzar con la perforación de un pozo exploratorio.

La exploración actual fue habilitada tras recibir la aprobación del estudio de impacto ambiental. Este fue el último paso regulatorio requerido, y se concretó durante el evento por el 110° aniversario de Shell en Argentina, con la presencia del secretario de Turismo, Ambiente y Deportes, Daniel Scioli.

La autorización se formalizó a través de la resolución 506/2024, publicada en el Boletín Oficial el 11 de septiembre. También se había realizado una audiencia pública en julio de ese mismo año.

Para Shell, este marco legal claro y el acompañamiento institucional representan factores clave para el desarrollo sostenido del offshore argentino.

El Mar Argentino, bajo la lupa

La campaña en CAN-107 y CAN-109 se suma a otras experiencias offshore en los bloques CAN 100, 102, 108 y 114. Sin embargo, presenta una diferencia significativa: la menor distancia a la costa, de menos de 200 kilómetros, frente a los 300 habituales en proyectos anteriores.

Este detalle no es menor. Implica ventajas logísticas y operativas que podrían facilitar los trabajos de perforación en caso de obtener resultados favorables tras el análisis sísmico.

La industria energética sigue considerando que Mar del Plata demostró estar a la altura de este tipo de desarrollos. La infraestructura, los recursos humanos y la articulación público-privada fueron aspectos destacados por todos los actores involucrados.

Aunque los resultados del pozo Argerich no cumplieron con las expectativas iniciales, el offshore argentino no se da por vencido. Las nuevas campañas sísmicas y los próximos pasos de Shell y Qatar Petroleum renuevan la esperanza de hallar petróleo en el Mar Argentino.

El desarrollo offshore es visto como una oportunidad estratégica para diversificar la matriz energética, generar empleo, y proyectar a la Argentina como un jugador relevante en el mapa energético global. La historia sigue escribiéndose, y Mar del Plata está en el centro de la escena.

“YPF no tiene ninguna negociación abierta con Petrobras”

YPF tiene toda su atención puesta en Vaca Muerta, pero no descuida las posibilidades que puede generar el offshore. Si bien los resultados del Pozo Argerich no fueron los esperados, la industria espera que encontrar resultados similares a lo que se dieron en las costas de Namibia.

“El hidrocarburo hay que desarrollarlo ya porque las ventanas son cortas. YPF tiene dos áreas donde puede estar Namibia, que es donde se ha descubierto hidrocarburo. Se puede replicar la falla de Namibia, pero hay que replicarla”, subrayó Horacio Marín.

YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un área en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

En la CAN tiene las áreas CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN), las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

En el marco de la cuarta edición del Vaca Muerta Insights, el presidente y CEO de YPF sostuvo que el offshore es muy caro y “si no tiene alta productividad, está frito”.

El objetivo de YPF

La empresa de mayoría estatal decidió avanzar en un farm out para conseguir nuevos socios que permita seguir explorando el potencial del Mar Argentino. Lo que se busca es crear una sinergia que genere un esquema para que los actores que tengan el know how de cómo perforar los bloques que se encuentran en la Cuenca Argentina Norte.

“Estamos viendo con una empresa de las mejores del offshore, la posibilidad de que ellos si perforan antes del 27, seguramente vamos a pedir una aprobación rápida”, consideró Marín.

En este sentido, el pope de la compañía descartó que YPF tenga negociaciones abiertas con Petrobras para que se haga cargo de las operaciones. “No es Petrobras y no tenemos ninguna negociación abierta con Petrobras”, aseveró.

Asimismo, el presidente de la compañía destacó que ni YPF ni ninguna de las empresas argentinas tiene el know how para para perforar en aguas ultra profundas. “Hay que hacer lo que sabés hacer y respetar al que sabe hacer”, afirmó.

“Le vamos a dar la operación y habría un porcentaje con el cuál se queda YPF a cambio de todo. Y ahí vuela YPF, vuela, porque ahí tenemos 17.000 kilómetros cuadrados, que es más de la mitad de Vaca Muerta”, subrayó Marín.

YPF también abandonaría el offshore

YPF quiere acelerar un plan de enfocarse 100% en Vaca Muerta y desprenderse de sus activos menos rentables. Bajo esa premisa, la compañía vendería sus participaciones en los proyectos de exploración offshore en Argentina y Uruguay. Así lo anunció el presidente de la compañía, Horacio Marín, en el marco del “CEO Series Breakfast”, que realiza el IAPG Houston.

YPF cuenta con 6 bloques offshore en el Mar Argentino, además, posee un bloque en el offshore de Uruguay. Los 7 bloques de YPF se encuentran en Etapa Exploratoria.

En la Cuenca Argentina Norte (CAN) tiene los bloques CAN – 102, CAN – 100 y CAN – 114, en la cuenca de Malvinas Oeste tiene el bloque MLO – 123. En la cuenca Argentina Norte (CAN) las áreas a explorar están en promedio a más de 300 km de las costas bonaerenses.

Fuentes consultadas aseguraron a +e que el primer objetivo de la compañía es buscar socios que tengan el know how para perforar en aguas profundas y realizar una evaluación de los activos. Sin embargo, no se descartaría la posibilidad de desprenderse de los bloques offshore.

El offshore

Toda la industria hidrocarburífera puso sus esperanzas en el Pozo Argerich, proyecto que encabezó Equinor en sociedad con YPF y Shell.

Las esperanzas de Argerich estaban depositadas en que en 2022 se realizaron dos importantes descubrimientos de hidrocarburos en Namibia, en la cuenca de Orange, África del Sur.

Shell fue el primero en anunciar el descubrimiento de petróleo liviano en el pozo Graff-1 y rápidamente inició la campaña de delineación para conocer el volumen total de hidrocarburos en el yacimiento, que podría alcanzar los 1.000 millones de barriles de petróleo.

En febrero, la noticia fue dada por Total Energies, al anunciar el descubrimiento de otra importante acumulación de petróleo confirmada por el pozo Venus-1, perforado a pocos kilómetros de Graff.

Una historia con sabores amargos

Estos descubrimientos no hicieron más que alentar el interés de la industria en poner en marcha la exploración de la plataforma continental Argentina.

Sin embargo, en junio de 2024, el pozo fue declarado “seco” y significó un balde de agua fría para las expectativas de la actividad. A partir de entonces, el offshore la venta de activos por parte de las compañías debido a la reestructuración de sus operaciones.

YPF sabe que no cuenta con un know how para perforar en el offshore y busca socios, pero tampoco descarta enfocarse de lleno al shale, un recurso que conoce como la palma de su mano.

Chevron busca seguir incrementando la capacidad de su proyecto offshore en Israel

Chevron y sus socios presentaron un plan actualizado de desarrollo del yacimiento Leviathan, que se encuentra frente a las costas de Israel, al Comisionado de Petróleo del Ministerio de Energía e Infraestructuras para una nueva expansión de la capacidad del campo.

Según NewMed Energy, uno de los socios del proyecto, la actualización se centra principalmente en la Fase 1B del desarrollo del bloque. Esta fase incluye la perforación de nuevos pozos de producción, la modernización de las instalaciones en alta mar y la posible adición de un cuarto gasoducto.

Ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de la costa de Haifa, el yacimiento Leviathan cuenta con cuatro pozos submarinos conectados a una plataforma en alta mar a través de un colector submarino y dos gasoductos de 120 kilómetros. El proyecto produce gas natural desde finales de 2019.

Yossi Abu, CEO de NewMed Energy, afirmó: “El yacimiento Leviathan es el centro energético más estable y fuerte del Mediterráneo. La ampliación de la capacidad de producción permitirá satisfacer la creciente demanda interna y fortalecerá el papel de Israel como proveedor de energía, además de impulsar la cooperación regional.”

NewMed Energy posee un 45,34% de participación en el proyecto, mientras que Chevron Mediterranean y Ratio Energies tienen el 39,66% y el 15%, respectivamente. En octubre de 2024, Chevron decidió posponer el aumento de la capacidad de exportación de gas propuesto debido a la guerra entre Israel y Gaza.

La propuesta de Chevron

El plan de desarrollo actualizado contempla dos etapas dentro de la Fase 1B. La primera incluye la perforación de tres pozos de producción adicionales, la incorporación de sistemas submarinos relacionados y la expansión de las instalaciones de procesamiento en la plataforma.

Se espera que esta fase aumente la capacidad total de producción de gas del sistema a unos 21 mil millones de metros cúbicos (bcm) por año, con un costo estimado de 2.400 millones de dólares. En agosto de 2024, los socios aprobaron una inversión de 429 millones de dólares para que el proyecto avanzara a la fase de diseño de ingeniería de front-end (FEED). Según nueva información de NewMed, el presupuesto aprobado actualmente asciende a 505 millones de dólares.

La segunda etapa, que incluye principalmente la perforación de más pozos de producción, la instalación de sistemas submarinos adicionales y la posible construcción de un cuarto gasoducto entre el campo y la plataforma, aumentaría la capacidad máxima de producción diaria en otros 2 bcm por año, alcanzando un total de 23 bcm anuales.

Los socios planean obtener las aprobaciones regulatorias necesarias y firmar acuerdos para la venta del gas natural de la Fase 1B en el mercado interno y para su exportación en un volumen total de más de 100 bcm. Además, esperan adoptar la decisión final de inversión (FID) para la primera etapa de la Fase 1B en los próximos meses.

El año pasado, el proyecto recibió la aprobación del Comisionado de Petróleo para aumentar el volumen de exportación desde el yacimiento en 118 bcm adicionales, o hasta 145 bcm si se cumplen ciertas condiciones.

TotalEnergies es el mayor productor de gas de gas del país

El mapa gasífero de la Argentina está cambiando. El predominio de YPF se ve amenazado por el empuje de TotalEnergies con Fénix, su proyecto estrella de la Cuenca Austral. En noviembre se dio la primera señal: la firma francesa registró un aumento 18,3% en sus volúmenes de gas operados, YPF sufrió una caída del 5,4% y quedó en segundo lugar.

Los números de diciembre también marcaron una tendencia parecida. TotalEnergies contabilizó 28,835 Mm3/día mientras que YPF registró 28,664 Mm3/día.

Fénix, el proyecto estrella de TotalEnergies

El incremento en la producción de gas de la compañía francesa se debe a que entraron en producción los tres pozos de Fénix. El proyecto aportará 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día) y permitirá sustituir la importación de 15 barcos de GNL en el invierno.

Junto a Harbour Energy y Pan American Energy, TotalEnergies lidera el consorcio CMA-1 donde en los dos últimos años se invirtieron 700 millones de dólares. En septiembre de 2023, lograron poner en producción el primero de los tres pozos del proyecto Fénix, ubicado en la explotación offshore más austral del mundo.

La capacidad de producción de Fénix equivale al 8% de la producción nacional de Argentina y consolida a la firma francesa como el principal operador privado de gas natural en Argentina, con más del 30% de la producción nacional. Además, en Vaca Muerta, la empresa está desarrollando áreas que alcanzarán pronto los 16 MMm3/d de producción de gas.

Aguada Pichana Este será el objetivo de electrificar de TotalEnergies.

Los principales operadores

Más allá del dominio de YPF y TotalEnergies, el ranking de las operadoras muestra diversas particularidades. En diciembre, PAE logró 17,461 Mm3/día y se consolidó en el podio de las mayores productoras del país.

Detrás se ubicó, Tecpetrol con 13,273 Mm3/día, Pluspetrol con 10,328 Mm3/día, Pampa Energía con 9,513 Mm3/día, CGC con 5,965, Enap Sipetrol con 1,954 Mm3/día, Capex con 1,627 Mm3/día y Vista Energy con 1,428 Mm3/día.

El mapa no convencional

En tanto, el shale gas continúa mostrando un crecimiento sostenido, con una producción total que alcanza los 76,176 Mm3/día. En este escenario, el yacimiento Fortín de Piedra, operado por Tecpetrol, se posiciona como el principal productor, con una producción de 10,205 Mm3/día, lo que representa el 13,4% del total nacional.

En segundo lugar, se encuentra Aguada Pichana Este, operado por TotalEnergies, con una producción de 9,877 Mm3/día, equivalente al 13% del total. Le sigue La Calera, a cargo de Pluspetrol, que alcanzó los 9,225 Mm3/día, contribuyendo con el 12,1% de la producción nacional.

Otro yacimiento destacado es Aguada Pichana Oeste, operado por Pan American Energy, que produjo 7,796 Mm3/día, representando el 10,2% del total. Por su parte, El Mangrullo, a cargo de Pampa Energía, registró una producción de 4,623 Mm3/día, equivalente al 6,1%, mientras que Sierra Chata, también operado por Pampa Energía, alcanzó los 4,217 Mm3/día, con una participación del 5,5%.

YPF también tiene una presencia significativa en el ranking, con tres yacimientos entre los principales productores. Río Neuquén registró una producción de 3,979 Mm3/día (5,2%), seguido por Aguada de la Arena, con 3,360 Mm3/día (4,4%), y Loma Campana, que alcanzó los 3,149 Mm3/día (4,1%).

La sorpresa vino de la mano de Campo Indio Este – El Cerrito. El bloque operado por CGC y que marca la exploración de Palermo Aike cerró el ranking con una producción de 2,557 Mm3/día, representando el 3.4% del total.

El punto central para el desarrollo offshore de la Cuenca Austral

El Puerto de Comodoro Rivadavia se consolida como un eje fundamental para el desarrollo de la actividad offshore en la Cuenca Austral. La terminal portuaria cumple un papel clave en el abastecimiento de buques oceanográficos y sismográficos vinculados al proyecto Fénix, así como en la logística de la industria pesquera y la promoción del cabotaje marítimo.

En diálogo con eolomedia, Digna Hernando, administradora del Puerto de Comodoro Rivadavia, explicó que el puerto actualmente maneja una dinámica actividad relacionada con la pesca de merluza, con barcos que ingresan casi a diario para descargar en las plantas procesadoras ubicadas dentro y fuera del ejido portuario.

Además, resaltó la llegada de buques oceanográficos que participan en el proyecto Fénix, una iniciativa estratégica para la exploración de hidrocarburos en el sur argentino.

“Los barcos, principalmente los sismográficos, siguen viniendo periódicamente al puerto de Comodoro para abastecerse de combustible, alimentos y todos los insumos que necesitan”, detalló la administradora. Este flujo constante de embarcaciones refuerza el rol del puerto como centro neurálgico del offshore en la región.

Ventajas competitivas para el offshore

La terminal portuaria no solo cuenta con infraestructura adecuada, sino que también se beneficia de su ubicación estratégica y de la diversidad de servicios que ofrece la ciudad. “Comodoro tiene una diversidad importante de servicios y productos, lo que permite abastecer las necesidades de la industria hidrocarburífera”, explicó Hernando.

Además, la presencia de un aeropuerto cercano facilita el cambio de tripulaciones, un factor diferenciador frente a otros puertos de la región. “El aeropuerto no está disponible en los puertos del norte de Santa Cruz, por ejemplo, y eso genera una diferencia importante”, agregó.

 

 

Hacia la expansión del cabotaje y la exportación

Otro de los proyectos en los que trabaja el puerto es la incorporación de un buque para el cabotaje marítimo, con el objetivo de transportar mercaderías que, por sus características y frecuencia, puedan ser trasladadas por vía marítima. “Estamos gestionando la posibilidad de conseguir una frecuencia que nos permita traer ese tipo de carga”, señaló Hernando.

Esta iniciativa no solo impulsaría el comercio regional, sino que también permitiría ampliar la capacidad de exportación de productos marinos directamente desde el puerto de Comodoro Rivadavia.

Competitividad y nuevos clientes

La administradora del puerto enfatizó que la terminal está en constante búsqueda de mejorar sus servicios y mantener precios competitivos para atraer más clientes. “Siempre estamos en la búsqueda de generar las mejores condiciones posibles y la competitividad en los valores de nuestros servicios”, afirmó.

Hernando también destacó la importancia de trabajar en conjunto con las agencias marítimas y otros operadores del puerto para asegurar que la oferta de servicios sea atractiva para los empresarios del sector.

Con una visión clara hacia el futuro, el Puerto de Comodoro Rivadavia se prepara para continuar siendo un actor clave en el desarrollo de la Cuenca Austral y el proyecto Fénix.

En este sentido, Hernando subrayó el compromiso del puerto con el crecimiento económico y la diversificación de actividades en la región.