La consolidación de Santa Cruz de Tenerife como base de operaciones para los gigantes del ‘offshore’ transformará el puerto en el pulmón logístico de una África Occidental que acelera sus perforaciones hasta 2040. Los planes del presidente de la Autoridad Portuaria de Las Palmas, Pedro Suárez, es que haya un crecimiento sabiendo que será una plataforma que además de servicios generará reducción de la huella de carbono en las estancias de buques especializados.
El horizonte del puerto de Santa Cruz no solo se medirá en grúas y cruceros, sino en el acero imponente de los buques de perforación que conectarán la capital tinerfeña con las profundidades del Golfo de Guinea. La alianza estratégica entre el gigante estadounidense Noble Corporation, la británica Tullow Oil y la italiana ENI han colocado en sus informes a Granadilla en el centro neurálgico de una renovada fiebre del petróleo en África Occidental, convirtiendo a la isla en la pieza insustituible del engranaje energético del Atlántico Sur.
Suárez ha sabido leer el mapa: mientras África occidental pone el recurso, Santa Cruz de Tenerife pone la inteligencia técnica y la estabilidad. En esta nueva fiebre del petróleo, la isla no solo observa desde la distancia; se ha convertido en el socio silencioso pero indispensable que permite que la maquinaria del Golfo de Guinea siga perforando con éxito.
La noticia de que el pozo J-74 en el yacimiento Jubilee, frente a la costa de Ghana, entrará en producción de forma inminente ha disparado las expectativas en los muelles tinerfeños. No es para menos: el buque de perforación Noble Venturer, habitual de las islas, ha certificado el hallazgo de una red neta de 50 metros de crudo que elevará la producción a 70.000 barriles diarios. Para Santa Cruz de Tenerife, cada barril extraído en Jubilee es una confirmación de su estatus como el taller de alta tecnología y la ‘gasolinera’ de servicios preferida de las multinacionales que huyen de la inestabilidad logística del continente vecino.
La hoja de ruta: 20 pozos y un horizonte hasta 2040
Lo que captó la atención de los operadores portuarios este 2026 no fue solo el éxito del J-74, sino la ambición a largo plazo. El gobierno ghanés ha blindado las licencias de Tullow y sus socios hasta el año 2040, permitiendo la planificación de hasta 20 pozos adicionales. Este «puente logístico» asegura que el flujo de plataformas y buques de apoyo entre Tenerife y África no será un fenómeno pasajero, sino una constante industrial para las próximas dos décadas.
A este escenario se suma la entrada en juego de ENI, que junto a Noble y Tullow, busca optimizar las operaciones de extracción y almacenamiento. La adquisición prevista de la unidad flotante FPSO TEN para 2027 es otro hito en el calendario: estas gigantescas naves-almacén requieren mantenimientos técnicos de una especialización extrema que solo puertos con la seguridad jurídica y la capacidad técnica de Tenerife pueden ofrecer en esta zona del mundo.
El efecto llamada es evidente. La reactivación de las perforaciones por parte de Noble Corporation actúa como un imán para empresas de ingeniería submarina, suministradores de repuestos críticos y servicios de logística de última milla. Cada vez que Tullow Oil anuncia un nuevo pozo, como los cuatro productores ya aprobados para este ciclo, es como agua de mayo en las islas.
Lo de ENI
El gigante energético italiano Eni ha sellado un acuerdo para vender una participación parcial en un proyecto de desarrollo de petróleo y gas en la costa de Costa de Marfil a la Compañía Estatal de Petróleo de la República de Azerbaiyán (SOCAR). Gracias a un acuerdo vinculante con Eni, SOCAR adquirirá una participación del 10% en el proyecto Baleine , considerado el principal desarrollo offshore de Costa de Marfil, operado por el gigante italiano (operador, 47,25%) en asociación con Vitol (30%) y Petroci (22,75%). El cierre de esta transacción está sujeto a las aprobaciones regulatorias pertinentes y a otros términos y condiciones habituales.
El campo Baleine se descubrió en 2021, dos décadas después del último descubrimiento comercial en el país, y alcanzó la producción en 2023. La venta se alinea con la estrategia del operador de optimizar su cartera upstream acelerando la monetización de los descubrimientos de exploración mediante la desinversión de participaciones de capital, un modelo conocido como el modelo de exploración dual. El acuerdo también es consistente con la colaboración más amplia entre las dos compañías, que firmaron tres memorandos de entendimiento (MoU) en 2024, con un enfoque en la seguridad energética para ampliar la cooperación en la exploración y producción de hidrocarburos, así como la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) y la cadena de producción de biocombustibles.
Noticia escrita por Pedro Marrero. Editado y verificado por Gara Vega. Información cruzada sin filtros institucionales. Este análisis no ha sido financiado por publicidad oficial ni condicionado por intereses de lobby.
