Así lo explica el informe “Exploración offshore en el Atlántico Sur: la nueva frontera energética” , elaborado por Sebastián Arismendi , licenciado en Ciencias Geológicas, consultor en exploración offshore y docente del Instituto de Energía de la Universidad Austral , quien advierte que el escenario actual marca un punto de inflexión. “El escenario 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”, señaló.

En el caso argentino, desde la licitación de áreas offshore en 2019, la actividad se enfocó mayormente en campañas de sísmica marina 2D y 3D , junto con nuevos estudios de interpretación regional. Ese proceso permitió reducir parte de las incógnitas geológicas, aunque la información sigue siendo acotada a escala de cuenca, especialmente en zonas de frontera como la Cuenca Argentina Norte (CAN) , donde el sistema petrolero aún no fue confirmado.

Cabe recordar que, en junio de 2024, Equinor informó que el pozo Argerich realizado en bloque CAN-100, a unos 300 km de la costa de Mar del Plata, fue declarado seco tras no hallar petróleo ni gas. La perforación, a cargo de la compañía noruega junto con YPF y Shell, representó un punto clave. Para Arismendi, su relevancia excede el resultado puntual: “Argerich-1 fue un test real del sistema petrolero y un paso indispensable para calibrar modelos y redefinir la estrategia exploratoria”, dijo.

En cambio, el sur del país muestra un escenario más avanzado. La puesta en marcha del proyecto Fénix , en la cuenca Austral marina y operado por TotalEnergies , y la decisión final de inversión sobre Sea Lion, en la cuenca Malvinas Norte, reflejan que allí donde el sistema está probado, las definiciones llegan con mayor rapidez. “En Malvinas Oeste hay incertidumbre, pero también un sistema petrolero confirmado, lo que reduce riesgos relativos y acelera definiciones”, detalló el especialista.

Al referirse a Fénix, añadió: "Entre 2023 y 2024 se perforaron tres pozos de desarrollo de gas en aguas someras. El primero de ellos inició su producción en septiembre de 2024, y en conjunto aportan cerca de 10 Mm%B3 de gas por día al sistema nacional. Este desarrollo reafirma la capacidad técnica y logística del país, después de casi una década sin proyectos offshore de magnitud. Recordemos que en esta zona, yacimientos como Carina y Vega Pléyade, descubiertos en la década de 1980 y en producción desde 2005 y 2016, respectivamente, ya producían más de 20 Mm%B3 de gas al mercado, lo que representaba el 15% de la producción de gas del país. Con este proyecto, ese porcentaje llega aproximadamente al 20%".

Sin embargo, Arismendi advirtió: "Aun así, pese a contar con producción offshore en su extremo sur, Argentina no dispone aún de una cadena de suministros y servicios específicamente desarrollada para abastecer proyectos marinos, especialmente si llegan los tan anhelados descubrimientos de magnitud en la cuenca Argentina Norte o en Malvinas. Este es uno de los principales desafíos hacia adelante: construir infraestructura logística e industrial que permita capitalizar trabajo local, atraer inversiones y reducir costos".

"En la fase exploratoria, inevitablemente, la operación dependerá en buena medida de una supply chain importada, con participación local solo en aquellos segmentos que lo permitan. Avanzar hacia una mayor integración regional y nacional será clave para el desarrollo sostenible del offshore argentino", agregó.

Mientras Argentina evalúa sus próximos pasos, Uruguay avanza hacia una nueva fase exploratoria. El ingreso de majors y NOCs, junto con compromisos de perforación ya asumidos, consolidó un escenario de mayor previsibilidad. Según indica Arismendi en el reporte, la firma estadounidense APA Corporation perforará un pozo exploratorio en el bloque OFF-6 entre 2026 y 2027, mientras que Chevron asumió la operación de OFF-1 y ENI ingresó como socio en el área OFF-5, perteneciente a YPF .

“Estos movimientos muestran una transición clara: se pasa de evaluar datos geológicos a decidir perforaciones”, indicó.

En el sur de Brasil, la Cuenca de Pelotas volvió a activarse a partir de las rondas permanentes de la ANP. Si bien aún no se anunciaron nuevos pozos, la adjudicación de bloques y los programas sísmicos de gran escala refuerzan el interés en ese segmento del margen atlántico, explió el experto en el informe.(...)