Offshore en el Atlántico Sur: la decisión de perforar marca el ritmo del potencial

La exploración offshore en el Atlántico Sur transita un momento de definiciones, con una discusión que ya no pasa solo por mapas geológicos. Un estudio de la Universidad Austral plantea que el diferencial real aparece cuando los países convierten información técnica en campañas de perforación. En esa comparación entran Argentina, Uruguay, el sur de Brasil y el margen africano, con cuencas de frontera que comparten similitudes y también resultados muy distintos.

El trabajo advierte que, en la región, el volumen de conocimiento crece, pero la actividad no siempre se traduce en pozos. Sebastián Arismendi, profesor del Instituto de Energía de la Universidad Austral, lo resume con una frase que marca el centro del planteo: “El escenario actual muestra avances relevantes en términos de información y maduración de prospectos, pero también una brecha clara entre los países que ya están perforando y aquellos que todavía dudan en dar ese paso”. La lectura apunta a una distancia entre el análisis y la acción, más que a una diferencia pura de geología.

En el caso argentino, el estudio ubica un punto de partida claro: desde la adjudicación de bloques offshore en 2019, la actividad se concentró en sísmica marina 2D y 3D y en reinterpretaciones regionales. Ese trabajo reduce incertidumbre, pero el informe sostiene que la cobertura todavía queda corta cuando se mira la escala completa de cuenca. La observación se vuelve más fuerte en áreas de frontera como la Cuenca Argentina Norte (CAN), donde el sistema petrolero todavía no cuenta con una comprobación directa.

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En ese escenario aparece una referencia obligada por su rol de prueba: el pozo Argerich-1, perforado en 2024 por Equinor, YPF y Shell. El estudio lo toma como un test que permite ajustar hipótesis y corregir interpretaciones, más allá de cualquier lectura puntual de resultados. Arismendi pone ese valor en palabras: “Más allá del resultado puntual, Argerich-1 fue un test real del sistema petrolero y un paso indispensable para calibrar modelos y redefinir la estrategia exploratoria”. La idea central es que un pozo aporta datos duros que no se obtienen solo con sísmica.

Hacia el sur, el informe ubica señales más firmes porque allí el sistema cuenta con validaciones previas. Menciona el proyecto Fénix en la cuenca marina Austral y la decisión final de inversión para Sea Lion en la cuenca Malvinas Norte, como ejemplos de cómo la confirmación de sistema acelera determinaciones. En la mirada del especialista, incluso cuando persisten incertidumbres en Malvinas Oeste, un sistema ya probado baja riesgos relativos y acorta tiempos de definición.

Sin embargo, el caso Malvinas suma un componente político explícito que el estudio también incorpora como parte del contexto. El Gobierno reiteró semanas atrás su rechazo a la explotación de un yacimiento ubicado al norte de las islas, luego del anuncio de Navitas Petroleum y Rockhopper Exploration Plc, empresas sancionadas por Argentina, que comunicaron su decisión final de inversión en Sea Lion. El texto citado agrega una estimación de volumen potencial: cerca de 819 millones de barriles de petróleo. En paralelo, desde Cancillería señalaron que se necesita autorización de las autoridades competentes argentinas para realizar maniobras sobre la plataforma.

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El contraste regional aparece con nitidez cuando el informe mira a Uruguay, donde la exploración offshore en aguas profundas da señales de pasar de la interpretación al pozo. APA Corporation se comprometió a perforar en el bloque OFF-6 entre 2026 y 2027, mientras Chevron asumió la operación de OFF-1 y ENI ingresó como socio de YPF en OFF-5, con operación a cargo también de ENI. Arismendi lo sintetiza con una definición directa: “Estos movimientos reflejan una transición concreta: se deja de analizar datos geológicos para avanzar hacia la perforación”. El mensaje es que la cadena de decisiones ya se pone en marcha.

En la misma línea, Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, vinculó el acuerdo con ENI a la etapa que busca abrirse en el offshore. En una declaración citada en el texto, sostuvo que el convenio marca “un paso hacia la exploración offshore”. La lectura apunta a que sumar un socio con experiencia internacional puede aportar capacidades operativas y conocimiento aplicado, en un momento donde los proyectos demandan continuidad y escala.

Brasil también aparece en el estudio como un caso de acumulación de información con proyección a perforación, en particular en la Cuenca de Pelotas. Allí Petrobras, Shell y Chevron consolidaron posiciones bajo la Oferta Permanente de la ANP, y Shell comunicó su intención de perforar un pozo en 2028. Ese interés se apoya, según el informe, en el mayor programa de sísmica 3D realizado hasta el momento en esa cuenca, liderado por TGS, como parte de un proceso que prepara decisiones de mayor costo.

El margen africano funciona como espejo por la velocidad de ejecución que describe el trabajo. En la cuenca de Orange, en Namibia, se perforaron más de diez pozos exploratorios y de evaluación desde 2022, con una tasa de éxito elevada, de acuerdo con el estudio. Arismendi lo plantea en términos comparativos: “La frontera exploratoria africana avanzó de forma acelerada debido a una secuencia continua de perforaciones. Esa dinámica aún no se observa en el Atlántico Sur sudoccidental”. Para Argentina, el mensaje final no queda solo en lo técnico: “La exploración offshore exige convicción, escala y paciencia. En cuencas de frontera, cada pozo —independientemente de su resultado económico— aporta información clave para validar modelos y reducir incertidumbre”, y remata con una advertencia estratégica: “El éxito no se define por un pozo aislado, sino por la capacidad de sostener una estrategia exploratoria en el tiempo”.