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La finalización de los estudios sísmicos en los bloques CAN-107 y CAN-109, ubicados frente a la costa de Mar del Plata, reactivó las expectativas sobre una posible perforación offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN), donde operan Shell y Equinor. Según señaló el presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, Marcelo Guiscardo, la realización de tareas técnicas adicionales tras una primera prueba sin resultados podría estar vinculada a una evaluación más profunda de cara a una eventual etapa de perforación. La definición es relevante porque marcaría el ingreso a una nueva fase exploratoria en aguas profundas, con impacto económico y logístico para la región.
Las compañías concluyeron la campaña sísmica en ambas áreas, que en conjunto abarcan más de 16.000 kilómetros cuadrados. Ahora disponen de aproximadamente seis meses para procesar e interpretar los datos obtenidos. Ese análisis determinará si avanzan hacia el segundo período exploratorio, una fase de cuatro años que habilita la perforación de pozos.
Guiscardo explicó que, tras un testeo inicial que no arrojó resultados concluyentes, se habrían efectuado estudios complementarios del lodo de perforación para evaluar condiciones a mayor profundidad. “Son tareas que usualmente se realizan cuando se estudia avanzar”, indicó, aunque aclaró que se trata de interpretaciones personales ante la ausencia de confirmaciones formales por parte de las operadoras.
El dirigente empresario subrayó que, hasta el momento, no hubo comunicaciones oficiales sobre decisiones definitivas respecto de los bloques. Sin embargo, consideró que los trabajos técnicos adicionales podrían ser un indicio de que las compañías continúan evaluando el potencial hidrocarburífero de la zona.
Los bloques CAN-107 y CAN-109 forman parte de la estrategia de exploración offshore en aguas profundas frente a la provincia de Buenos Aires. Tras la etapa sísmica, las empresas deben analizar la información geológica y geofísica recabada para definir si existen recursos prospectivos que justifiquen una perforación exploratoria.
El contrato establece que, si optan por ingresar en el segundo período, contarán con cuatro años para realizar al menos un pozo exploratorio. Esa ventana temporal es clave para la planificación técnica y financiera, ya que perforar en aguas profundas implica movilizar equipos especializados y afrontar costos significativamente superiores a los de la actividad en tierra.
En paralelo, el escenario corporativo agrega incertidumbre. Según planteó Guiscardo, si Shell decidiera desprenderse de activos offshore en la Argentina, podría hacerlo una vez asegurado el ingreso al segundo período exploratorio, de modo que un eventual comprador conserve el plazo completo para perforar. En ese contexto, la información técnica acumulada —incluidos los análisis de lodo— constituiría un activo estratégico para cualquier negociación.
El antecedente más cercano en aguas profundas frente a la provincia fue el pozo Argerich X-1, perforado por YPF junto a socios internacionales. Esa operación se extendió durante unos 60 días y representó un hito logístico para el puerto de Mar del Plata.
Durante la campaña, el movimiento de equipos, insumos y personal fue constante. La operatoria incluyó actividad aduanera continua y la provisión de servicios marítimos para abastecer al buque perforador. Aunque ese pozo no derivó en un desarrollo comercial, dejó instalada una capacidad operativa y experiencia técnica que hoy el sector local considera un antecedente relevante.
La experiencia del Argerich X-1 evidenció la complejidad de las operaciones en aguas profundas, donde cada etapa requiere planificación detallada y coordinación entre múltiples actores. También mostró el potencial impacto económico indirecto que una campaña offshore puede generar en la ciudad y su área de influencia.
Si las compañías confirmaran un hallazgo comercial en la Cuenca Argentina Norte, el desarrollo implicaría una escala de inversión considerable. Un proyecto típico en aguas profundas puede requerir entre 12 y 20 pozos productivos, además de la instalación de un buque de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), encargado de separar el crudo del agua y reinyectarla al reservorio para sostener la presión.
Este tipo de infraestructura demanda inversiones estimadas entre 2.000 y 3.000 millones de dólares y plazos de construcción cercanos a los tres años. A eso se suman contratos de servicios marítimos, logística portuaria, mantenimiento industrial y provisión de insumos especializados.
Desde el sector empresario de Mar del Plata proyectan que un desarrollo de esa magnitud podría sostener actividad durante décadas. La demanda de servicios técnicos, navales e industriales obligaría a ampliar capacidades portuarias y fortalecer cadenas de proveedores locales.
No obstante, los referentes del clúster advierten que el escenario aún es preliminar. Antes de cualquier decisión de inversión, las empresas deben confirmar la existencia de recursos económicamente explotables. La transición desde la exploración hacia el desarrollo comercial depende de variables técnicas, financieras y regulatorias.
El clima en el sector combina expectativa y cautela. La posibilidad de avanzar hacia una perforación en CAN-107 o CAN-109 representa un paso relevante dentro de la estrategia offshore argentina, pero la definición final dependerá del análisis de datos sísmicos y estudios complementarios. Según publicó El Economista, la información técnica en evaluación será determinante para definir si la Cuenca Argentina Norte avanza hacia una etapa de perforación o continúa en fase de análisis.
