¿Qué deberían hacer YPF y el Estado nacional en el Atlántico Sur? Después del discurso presidencial sobre Malvinas, Juan José Carbajales, exsubsecretario de Hidrocarburos de la Nación, reconstruye los avances y retrocesos de la exploración offshore y advierte sobre una paradoja: mientras YPF se asocia con la italiana ENI para explorar en Uruguay, todavía no hay noticias de nuevas perforaciones en la Argentina.
Todos los temas, según Juan José Carbajales, confluyen en una misma discusión: cómo articular la explotación de los recursos energéticos con la soberanía sobre Malvinas y la presencia argentina en el Atlántico Sur.
–En 2011, YPF perforó un pozo en la Cuenca Malvinas Oeste. ¿Qué reveló aquella experiencia sobre el potencial hidrocarburífero del mar argentino y por qué no tuvo continuidad?
–Ese fue un pozo exploratorio que no tuvo un resultado positivo. Fue uno más entre los más de 130 pozos que la Argentina ha realizado desde la década de 1960. La actividad exploratoria en el mar argentino ha sido intensa y sostenida durante décadas y, de hecho, hoy existe explotación de hidrocarburos, particularmente de gas natural, frente a las costas de Tierra del Fuego y Santa Cruz. Allí hay cinco plataformas activas, operadas por la empresa francesa TotalEnergies, que aportan entre el 15 y el 17% de la producción de gas natural del país. Lo relevante de aquel pozo de YPF era su ubicación en la Cuenca Malvinas Oeste, fuera de la zona de exclusión.
–¿Por qué es relevante?
–La Argentina nunca había perforado dentro del territorio en disputa de soberanía ni realizó actividades unilaterales contrarias al derecho internacional, como sí lo ha hecho Inglaterra. Por eso es relevante que mantenga su presencia, continúe buscando hidrocarburos en el lecho marino y lo haga lo más cerca posible de las islas. No diría que aquella experiencia no tuvo continuidad. En 2014 se modificó una ley para devolverle al Estado nacional permisos que tenía ENARSA bajo un esquema que no había dado resultados y, a partir de allí, en 2017 y 2018 se lanzó una licitación internacional. Se adjudicaron áreas a YPF, a otras empresas nacionales y a grandes compañías internacionales con experiencia en la perforación en aguas profundas, como Equinor, Shell, ENI y QatarEnergy. Los permisos exploratorios duran alrededor de trece años y están divididos en períodos. En el medio llegó la pandemia, por lo que esos plazos se extendieron.
–¿Y qué ocurrió?
–En 2024, YPF perforó junto con Equinor un pozo frente a las costas de Buenos Aires que generó mucha discusión ambiental, pero no dio buenos resultados desde el punto de vista productivo y eso alejó a algunas compañías internacionales. De todas maneras, la campaña sigue en marcha y varios de los bloques adjudicados están por pasar al segundo período, en el que deberán realizarse nuevos pozos. Ante este nuevo impulso que parece surgir a partir de la cadena nacional del presidente Javier Milei, la Argentina podría redoblar la apuesta y acelerar esas actividades exploratorias. YPF, como empresa nacional, podría destinar parte de sus recursos a realizar más pozos, también en el marco del RIGI, que permite presentar proyectos offshore. Perforar en el mar es muy costoso: mientras un pozo en Vaca Muerta puede costar 10 millones de dólares, uno en el mar puede demandar 200 millones.
–En 2018 se adjudicaron áreas para exploración offshore, pero algunas quedaron sin ofertas. ¿Qué factores explican el escaso interés por esas zonas y qué condiciones deberían modificarse para volverlas atractivas?
–Se habían licitado más de treinta áreas y algunas quedaron sin ofertas porque no había información suficiente o porque no despertaron el interés necesario. Eso es bastante común. Actualmente suelen hacerlo las provincias porque son las propietarias de los recursos, aunque en este caso, por tratarse del mar argentino, la licitación correspondió a la Nación. Neuquén, por ejemplo, acaba de licitar veinte áreas: la mitad recibió ofertas y la otra mitad no. Depende de la información disponible, del interés de las empresas y de los antecedentes de cada zona. Muchas veces el Estado ofrece todas las áreas, las compañías eligen algunas y después se realiza una segunda ronda. Así se va avanzando. Lo importante es aclarar que la campaña exploratoria no está frenada. Tiene plazos extensos porque este tipo de actividad lleva tiempo, pero sigue su curso.
–El Gobierno plantea que la Argentina puede convertirse en una potencia exportadora de hidrocarburos gracias al RIGI. Sin embargo, hasta ahora no se presentaron proyectos de exploración en el mar argentino. ¿Por qué el régimen no logró impulsar inversiones en ese sector?
–El RIGI está funcionando en sectores como la energía, el petróleo, el gas y la minería. Lo hemos visto en la cantidad de proyectos aprobados o en evaluación. Sin embargo, existen otros sectores contemplados por el régimen en los que prácticamente no se presentaron proyectos, como el turismo, la siderurgia o la exploración de petróleo en el mar. En el caso del offshore, el monto mínimo exigido inicialmente para ingresar al RIGI era de 600 millones de dólares, una cifra bastante elevada.
–¿Y para el resto de los proyectos?
–Para cualquier otro tipo de proyecto el piso era de 200 millones. En febrero de este año ese límite se redujo a 200 millones mediante un decreto que también extendió el RIGI por un año e incorporó el upstream petrolero, que había quedado excluido. Esa decisión permitía pensar que alguna empresa había planteado al Gobierno la necesidad de bajar el monto para poder presentar un proyecto de este tipo.
–¿Cuál?
–Podía tratarse de YPF o de alguna compañía internacional. Sin embargo, pasaron varios meses y todavía no tuvimos novedades sobre la presentación de un proyecto offshore. YPF acaba de presentar proyectos por casi 80.000 millones de dólares y aquí estamos hablando de una inversión mínima de apenas 200 millones. Es evidente que Vaca Muerta ya está desriesgada, ofrece mayor seguridad y tiene una clara orientación exportadora, por lo que todos los focos están puestos allí. Pero, si el objetivo es reforzar el reclamo de soberanía, también podría destinarse una parte de esos esfuerzos a la exploración en el mar. Hoy están dadas las condiciones para avanzar.
–¿Sería conveniente que el Gobierno adjudicara directamente a YPF algunas áreas cercanas a la zona de exclusión de Malvinas para que encabece una nueva etapa exploratoria?
–En principio, los permisos sobre esas áreas se adjudican mediante una licitación pública internacional. Sin embargo, a través de una ley del Congreso y por motivos de interés nacional, defensa o soberanía, tranquilamente podrían transferirse a YPF. Algunas compañías devolvieron áreas que les habían sido adjudicadas, por lo que existen zonas disponibles en las que podría haber interés. El Estado nacional podría redoblar la apuesta en materia de defensa de la soberanía, capitalizar YPF, adjudicarle directamente algunas áreas y encomendarle la exploración a riesgo del propio Estado, no de la compañía. Podría plantearle: “Andá a hacer esto porque tenés el expertise y contás con los recursos técnicos necesarios”. Se trataría de asumir la exploración como una causa nacional y respaldarla con los recursos presupuestarios que fueran necesarios.
–Mientras la exploración en el mar argentino continúa demorada, YPF anunció una alianza con la italiana ENI para explorar offshore en Uruguay. ¿Cómo se explica esa decisión y qué condiciones encontró allí que hoy no encuentra en la Argentina?
–Actualmente, el interés de muchas compañías está puesto en Uruguay. Esto se relaciona con ciertos descubrimientos realizados frente a la costa africana, especialmente en Namibia, y con la expectativa de encontrar de este lado del Atlántico manifestaciones similares en formaciones geológicas que estuvieron conectadas hace 150 millones de años. Por eso hay empresas que están perforando o proyectan perforar en aguas uruguayas. YPF tenía un área allí y este año le cedió la mitad a ENI, la empresa estatal italiana, en el marco de la asociación estratégica por el proyecto de GNL. Eso implica que YPF invertirá menos, no más: si cedés parte de un área, compartís la información disponible y además no asumís la operación, quiere decir que vas a destinar menos recursos. También están en Uruguay compañías como QatarEnergy, Shell y Chevron.
–¿Qué pasaría si hallaran petróleo en Uruguay?
–Indirectamente sería una buena noticia para la Argentina, porque permitiría pensar que esas formaciones podrían extenderse hacia el sur. Pero la paradoja es que YPF invertirá en Uruguay y no tenemos noticias de una próxima perforación en la Argentina similar a la que realizó en 2024. Es cierto que YPF no puede operar a pérdida, pero por eso mismo el Estado nacional podría financiar y asumir el riesgo de una exploración que considera estratégica por razones de soberanía.
–Brasil aparece como un posible mercado para el gas de Vaca Muerta. ¿Cuán concreta es esa oportunidad y cuáles son las principales dificultades para avanzar en la infraestructura, el financiamiento y los contratos de largo plazo necesarios?
–Es un proyecto que reúne a varios países y combina intereses públicos y privados de la Argentina, Bolivia y Brasil, además de Paraguay y Uruguay, que también quieren participar del esquema. OLADE está articulando los encuentros, existe un grupo de trabajo entre la Argentina y Brasil y hay un interés concreto en que el gas de Vaca Muerta llegue a San Pablo. Ahora bien, es necesario resolver cuestiones vinculadas con la oferta, la demanda y el tránsito. Del lado argentino hace falta nueva infraestructura: un gasoducto que salga de Neuquén y se conecte con el Gasoducto Norte para llegar a Bolivia o que permita ir directamente hacia Brasil. Esa infraestructura, que está planificando TGN, enfrenta dos obstáculos principales.
–¿Cuáles son?
–Conseguir el financiamiento y asegurar quiénes van a llenar el ducto, es decir, qué empresas operadoras de Vaca Muerta actuarán como cargadoras. Además, existe un problema legal en la Argentina: falta una reglamentación específica para la exportación de gas natural por gasoductos. Hay una nueva normativa para exportar GNL por barco, pero quedó un vacío respecto del gas que sale por ductos, como ocurre actualmente con Chile y como se proyecta hacer con Brasil. La Secretaría de Energía debe establecer los mecanismos, determinar si una exportación puede ser objetada, qué grado de firmeza tendrá, cuáles serán los plazos y qué garantías se ofrecerán. Esa demora está postergando la decisión de varias empresas de Vaca Muerta, que deben comprometer el gas necesario para viabilizar la construcción del gasoducto. Después aparecen las condiciones de tránsito por Bolivia, incluido el precio del peaje, y una cuestión fundamental: cuál será la demanda efectiva de ese gas en Brasil y si sus industrias y generadoras térmicas están dispuestas a firmar contratos de largo plazo. Brasil posee una gran capacidad hidroeléctrica y produce cada vez más gas asociado al petróleo del presal. Por ahora, gran parte de ese gas se reinyecta, pero el país planea construir nuevos gasoductos para llevarlo hasta la costa. Además, cuenta con terminales de regasificación y puede comprar GNL, como hace la Argentina durante el invierno. Otra posibilidad sería que el gas argentino avanzara mediante proyectos de licuefacción, como los que están desarrollando Southern Energy e YPF, para después venderlo por barco a Brasil. Eso daría mayor flexibilidad. Por lo tanto, la oportunidad existe, pero todavía hay muchos desafíos por resolver para que pueda materializarse.
–¿Cómo se articulan la explotación de los recursos energéticos, la soberanía sobre Malvinas y la protección del Atlántico Sur como cuestiones de seguridad nacional?
–Para mí, esa articulación es central. Siempre la defendí en las audiencias públicas realizadas por las licencias de exploración offshore y también en las que tuvieron lugar en Río Negro por los proyectos de exportación de petróleo o gas natural. La dimensión productiva e hidrocarburífera, la sustentabilidad y la soberanía son cuestiones inescindibles. En el discurso del Presidente se planteó la necesidad de reforzar la presencia argentina en el Atlántico Sur en términos militares y estratégicos, pero también en materia de pesca, producción, generación de información y conectividad. Se trata de aprovechar todo lo que la Argentina puede hacer sobre su plataforma continental. Recordemos que, en 2016, la ONU reconoció la ampliación del límite exterior de esa plataforma en alrededor de 1,7 millones de kilómetros cuadrados, una superficie equivalente a cerca del 35% adicional del territorio continental argentino.
–¿Qué cambia con ese reconocimiento?
–Le otorga al país derechos sobre la explotación de los recursos del lecho marino. La Argentina posee allí una enorme riqueza pesquera e hidrocarburífera que podría ampliar su frontera productiva. Todo esto también debe pensarse en términos de proyección antártica y de presencia argentina frente al reclamo soberano sobre las Malvinas, las islas Georgias del Sur y Sandwich del Sur, así como sobre una porción de la Antártida bajo el paraguas del Tratado Antártico. Ahora se habla de la Base Naval Integrada de Ushuaia y de la Base Petrel, que está en construcción. La explotación de nuestros recursos naturales debe integrarse a todas esas iniciativas como parte de una misma estrategia nacional, que ahora parece haber sido relanzada.
–El Gobierno anunció que denunciará y abrirá procedimientos sancionatorios contra compañías vinculadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en Malvinas. ¿Qué alcance real pueden tener estas medidas? ¿Pueden frenar su puesta en marcha o se trata, sobre todo, de una señal política?
–Apunta a la disuasión de terceras empresas, antes de que a la efectiva sanción a las dos directamente involucradas. El efecto se vio de inmediato: las tres mayores compañías de servicios petroleros (SLB, Halliburton, Baker Hugues) anunciaron que continuarán con las actividad en Vaca Muerta y se abstendrán de participar en Malvinas. En la extensión de las sanciones al entramado de segundo nivel (proveedores, seguros, financistas, logística, servicios, etc.) se juega el alcance concreto de la iniciativa oficial.