La apuesta fallida de la Corporación Nacional de Petróleo
El 20 de febrero de 2026, la Corporación Nacional de Petróleo (NOC) de Libia anunció el fin de la primera ronda de licencias petroleras en 17 años sin resultados concretos. La iniciativa, lanzada en marzo de 2025, ofrecía 22 bloques (19 descubrimientos no desarrollados) entre tierra y mar, atrayendo a 44 empresas y un consorcio. Entre los participantes, Eni, TotalEnergies, BP, Repsol y OMV, junto con nuevos entrantes. El 37% de las empresas preseleccionadas no concluyó acuerdos, revelando un sistema de infraestructura inadecuado para gestionar proyectos complejos. Los bloques offshore, por ejemplo, requieren plataformas de extracción y terminales de almacenamiento inexistentes, mientras que los bloques onshore necesitan redes de tuberías e instalaciones de refinación en áreas aún inestables.
La geografía de las limitaciones físicas
Los 22 bloques libios están distribuidos en áreas críticas: el bloque 110, por ejemplo, se encuentra en el Golfo de Sidra, donde las corrientes marinas y la profundidad (hasta 1.500 metros) complican la instalación de plataformas. Para el desarrollo onshore, el bloque 74 requiere la extensión de la red de tuberías existente, que atraviesa áreas con conflictos recientes. La NOC, a pesar de tener 37 empresas precalificadas, no proporcionó detalles sobre los costos de infraestructura necesarios. Eni, que ha expresado interés por el bloque 109, ha declarado que los costos iniciales superarían los 2 mil millones de dólares solo para la instalación de una plataforma offshore, con tiempos de realización de al menos 5 años.
La cadena de dependencias invisibles
El fracaso de la ronda revela una cadena de dependencias de infraestructura. Los nuevos proyectos requerirían la importación de tecnologías de perforación de alta presión (como las de Schlumberger) y el entrenamiento de una mano de obra local escasa. Los terminales existentes, como Cerea y Marsa el Brega, tienen capacidad de almacenamiento limitada (12 y 18 millones de barriles, respectivamente) y no están diseñados para gestionar flujos de petróleo crudo de nuevas fuentes. Incluso la red de distribución por mar es frágil: el puerto de Trípoli, principal centro para las exportaciones, tiene un solo muelle operativo para buques de 150.000 DWT, con tiempos de carga que superan las 72 horas.
¿Quién paga y quién gana?
La NOC ha perdido una oportunidad de atraer inversiones externas, con un impacto directo en los ingresos estatales. Eni y TotalEnergies, que habían expresado interés, han reducido los gastos de exploración en Libia, desplazando recursos hacia Níger y Angola. La ciudad de Misurata, que alberga una instalación de refinación clave, ha visto caer las suministros de crudo, aumentando los costos para la industria local. Por el contrario, las compañías de servicios como Halliburton han visto un aumento de las solicitudes para proyectos de mantenimiento en áreas existentes, aprovechando la falta de nuevas infraestructuras.
Indicaciones operativas
Parece claro que la NOC deberá revisar su estrategia de licencias, enfocándose en bloques con infraestructuras existentes. Dos indicadores a monitorear: el índice de finalización de los proyectos en curso (actualmente al 68%) y el flujo de inversiones externas en Libia, que en 2025 descendió a 1.200 millones de dólares, un 40% menos que en 2024. La entrada en una etapa más madura requerirá aceptar que la infraestructura no se construye en un año, sino en ciclos de décadas.
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