Zona C (Libia)
A Libia regresan de a poco Repsol, ENI y TotalEnergies. Sus actividades upstream ocurren en cuencas tales como la costera Ghadames o Murzuq (más al interior). Pero ENI está preparada para aguas profundas, por primera vez. Junto con su socio en el proyecto, BP, perforarán Matsola-1 en el 4to. trimestre de 2025. Un hallazgo podría confirmar que la cuenca terrestre de Sirte se extiende hacia el océano. La guerra civil libia modificó muchos proyectos offshore, incluido el gas natural en Arous al Bahar (Hess Corp., 2009). La perforación de ENI se encuentra cercano a lo de Hess y podría reactivar la actividad en el Golfo de Sirte. Los 2 principales campos de producción –Bouri y al-Jurf– permanecieron operativos durante el sangriento período 2011-2020.
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DWOB está relativamente lejos de la costa, a unos 200 km, en profundidades de agua entre 1.500 m y 3.000 m.
DWOB (Sudáfrica)
Venus, de TotalEnergies, se convirtió en el mayor descubrimiento de petróleo y gas de 2022 e inició una fiebre petrolera en Namibia en 2023-2024 aún cuando Shell calificó algunos descubrimientos namibios como subcomerciales. TotalEnergies ahora apunta al bloque Deep Water Orange Basin (DWOB), de Sudáfrica, fronterizo con sus proyectos namibios en la cuenca Orange, con la esperanza de que los prolíficos recursos petrolíferos de Venus se extiendan hacia el sur. DWOB está relativamente lejos de la costa, a unos 200 km, en profundidades de agua entre 1.500 m y 3.000 m. Los descubrimientos en aguas profundas de Namibia contenían una gran cantidad de gas natural (precisamente Venus no entrará en funcionamiento hasta 2029 por la dificultad de comercializar su gas) y DWOB tendría el mismo problema. Algunas estimaciones estiman el recurso recuperable total en 1 barril de petróleo equivalente, un impulso a la cartera africana de TotalEnergies. La perforación comenzaría a fines de 2025, y los resultados de la perforación de DWOB serán en 2026.
Frustrados
Varios prospectos de hidrocarburos ya están fuera de juego: o alcanzaron volúmenes de petróleo subcomerciales o no encontraron ningún recurso en absoluto. Una frustración especial fue el 1er. pozo offshore en aguas profundas de Argentina, el Argerich-1 (perforado por Equinor frente al puerto de Mar del Plata, Provincia de Buenos Aires). Otra: el pozo salvaje Persephone (Canadá), una frustración para ExxonMobil.
Ballena azul (Corea del Sur)
Corea del Sur nunca ha producido petróleo aunque abundó en especulaciones sobre el contenido de la plataforma submarina de sus aguas profundas. El presidente Yoon Suk Yeol, ahora suspendido después de un intento de golpe de Estado, afirmó en el verano (boreal) de 2024 que las aguas costeras de Corea del Sur podrían contener hasta 14.000 millones de barriles de petróleo y gas. Todos miraron al prospecto Daewanggorae ("ballena azul" en coreano). Después de una campaña de perforación de 45 días que terminó a principios de febrero, la compañía petrolera estatal del país reconoció que no encontró volúmenes comerciales de gas natural. Se cree que cada exploración costará US$ 80 millones. Entonces, los prospectos Squid y Pollock podrían postergarse un tiempo.
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Elgor, Mar de Barents, Noruega; un fracaso.
Elgol (Noruega)
El prospecto Elgol (Noruega) marca otro intento de abrir los recursos del mar de Barents, largamente ignorados, y así mantener estables las exportaciones de gas a mediano plazo. El titular de la licencia, Var Energi, evaluó la calidad del recurso y la perforadora respaldada por ENI (Italia) esperaba confirmar recursos previos a la perforación de al menos 265 mmboe, principalmente en forma de gas natural con bolsas más pequeñas de condensado. Sin embargo, los resultados han sido decepcionantes: la sonda encontró solo una columna de gas de 1,5 m, lo que redujo el recuento de recursos recuperables a solo 3-10 mmboe e impulsó a Var Energi a declarar el prospecto subcomercial. La búsqueda de gas del Ártico aún no ha terminado, ya que Var Energi busca perforar otro pozo de exploración fronterizo (Zagato) en 2026....
