El espejo de Namibia
El lunes pasado, TotalEnergies cerró uno de los movimientos corporativos más comentados del sector: acordó con el gobierno de Donald Trump devolver sus licencias de eólica offshore en las costas de Nueva York y Carolina del Norte a cambio de una compensación de aproximadamente u$s 1.000 millones, comprometiendo ese capital a proyectos de gas y petróleo en Estados Unidos. El acuerdo no fue solo un gesto político. El CEO de TotalEnergies Patrick Pouyaneé lo refrendó con el secretario de Interior de los EE.UU., Doug Burgum durante el CERAWeek 2026.
Representó la señal más clara hasta ahora de un repliegue estratégico hacia el upstream convencional que la compañía venía telegrafíando desde 2025, cuando también vendió 2 bloques no convencionales operados en fase piloto en Vaca Muerta —Rincon La Ceniza y La Escalonada, valuados en torno a u$s 10.000 por acre— a YPF por u$s 500 millones para concentrarse en sus activos de mayor retorno.
Con ese capital liberado y una dirección explícita hacia el offshore profundo, TotalEnergies evalúa ingresar al bloque OFF-5 en aguas uruguayas, el proyecto que YPF y ENI formalizaron en noviembre de 2025 como joint venture 50/50 bajo operación italiana.
El timing no es casual. La francesa guarda una relación íntima con la geología que el OFF-5 busca replicar: fue TotalEnergies quien descubrió Venus en la Cuenca Orange de Namibia en 2022, el hallazgo que validó el sistema petrolífero pre-sal del margen africano y desencadenó la oleada de interés global por su espejo al otro lado del Atlántico. Nadie en la industria lee el potencial del margen americano con más autoridad técnica que la compañía que perforó Venus.
El mapa del offshore uruguayo y el espejo de Namibia
El bloque OFF-5 abarca 16.845 km² en régimen offshore ultraprofundo —batimetría de 2.500 a 4.100 metros— y apunta al mismo play aptiano lacustrino pre-sal que produjo los mega-hallazgos namibios. El programa exploratorio inicial prevé un pozo wildcat rank para 2027-2028, con una profundidad total estimada de 6.200 metros y un CAPEX de entre u$s 180 y u$s 220 millones por pozo. ENI financia ese primer pozo íntegramente, bajo el esquema de carried interest acordado con YPF: un mecanismo que le permite a la argentina conservar su 50% sin desembolsar capital propio durante la fase más riesgosa.
Esa arquitectura contractual deja abierta la posibilidad de que YPF ceda una fracción de su participación a un tercer operador, reduciendo aún más su exposición al riesgo de perforación. Siguiendo ese patrón, la incorporación de TotalEnergies replicaría la lógica exacta de Namibia: primero Shell y la propia TotalEnergies sentaron las bases, después Galp confirmó la extensión con Mopane, y la cuenca se llenó de majors en menos de 3 años desde el primer éxito.
Para la francesa, el OFF-5 tendría coherencia en múltiples dimensiones. Opera en Argentina desde 1978: a través de Total Austral controla la Cuenca Marina Austral 1 —el proyecto Fenix incluido— y mantiene sus bloques operados en la cuenca neuquina. La infraestructura logística regional, el conocimiento institucional del Cono Sur y la relación ya existente con YPF facilitan una eventual negociación. A su vez, ENI como operadora no es un actor ajeno: ambas compañías comparten historia en proyectos deepwater africanos, incluyendo Nigeria.
El contexto geopolítico agrega presión adicional. El conflicto en Medio Oriente elevó el Brent a valores que no se veían desde 2022 —cotizaba en torno a u$s 104 el barril al cierre del CERAWeek, según reportó Shale24— y revalorizó la exploración en márgenes pasivos del Atlántico Sur como alternativa estructural a la exposición a rutas comprometidas como el Estrecho de Ormuz.
Capital disponible, dominio geológico del play, presencia institucional en la región, y un socio operador con quien ya tiene historia en aguas profundas. La ecuación rara vez se alinea tan limpiamente.