*** Empresa Talos tendría el 80% y CaribX conservaría el 20%.

*** Se evalúan cuatro millones de acres, equivalentes a 17,000 kilómetros cuadrados

*** Existe evidencia de un sistema petrolero activo,   pero no significa un descubrimiento comercial.

TEGUCIGALPA.— Honduras sabe desde hace décadas que existen indicios de hidrocarburos bajo las aguas del Caribe. Lo que todavía no sabe es si allí abajo hay suficiente petróleo para justificar una inversión de cientos o miles de millones de dólares destinada a extraerlo.

Esa es precisamente la pregunta que una nueva etapa de exploración frente a las costas de La Mosquitia pretende responder.

El secretario de Energía, Eduardo Oviedo, confirmó que el proyecto petrolero avanza hacia estudios más detallados después de que investigaciones anteriores detectaran indicios de hidrocarburos en la plataforma marítima hondureña.

“A lo largo de 50 años se han hecho investigaciones y hay muestras de petróleo en nuestra costa. En lo que estamos es en ver si es económicamente rentable en los sitios que se están investigando para una futura explotación”, explicó el funcionario.

Pero encontrar petróleo y tener un campo petrolero comercialmente explotable son dos cosas distintas.

La nueva etapa pretende determinar precisamente eso: cuánto hidrocarburo podría existir, dónde se concentra y si el volumen potencial justifica el costo y los riesgos de llevarlo hasta la superficie.

DE MAPAS EN 2D A UNA RADIOGRAFÍA EN 3D DEL SUBSUELO

Las investigaciones anteriores utilizaron, entre otras herramientas, estudios sísmicos bidimensionales. Ahora el proyecto pretende avanzar hacia sísmica 3D. La diferencia no es menor.

Los estudios sísmicos utilizan ondas acústicas para obtener información de las estructuras geológicas que se encuentran debajo del fondo marino. Mientras la sísmica 2D permite obtener perfiles del subsuelo, la tecnología tridimensional genera una representación mucho más detallada de las formaciones geológicas.

Esa información permite identificar estructuras donde eventualmente podrían haberse acumulado petróleo o gas y ayuda a decidir dónde tendría sentido perforar un pozo exploratorio.

Oviedo explicó que la finalidad de esta nueva fase es conocer “si en el volumen, en las aguas del norte de Honduras, hay volúmenes de petróleo en cantidades que sean rentables de poder explotar”.

Por ahora, enfatizó, no se está extrayendo petróleo.

“Lo que hemos dado es el permiso para una etapa de exploración no invasiva”, afirmó.

Ese punto es importante porque entre una campaña sísmica y la producción comercial existe todavía un largo camino: interpretar los datos, seleccionar objetivos, perforar eventualmente pozos exploratorios, comprobar la existencia del hidrocarburo y determinar cuánto de ese recurso puede recuperarse económicamente.

UN CONTRATO QUE COMENZÓ HACE 13 AÑOS

La nueva exploración no nace de un contrato firmado por el actual Gobierno. Sus orígenes se remontan a 2013.

Ese año, durante la administración de Porfirio Lobo Sosa, Honduras autorizó un contrato con BG International Limited para explorar y, si los resultados eran favorables, explotar hidrocarburos en una extensa área del Caribe.

El contrato fue aprobado mediante el Decreto Legislativo 90-2013 y publicado en La Gaceta el 25 de julio de 2013.

El área originalmente concedida rondaba los 35,000 kilómetros cuadrados frente a la costa noreste de Gracias a Dios, una superficie considerable dentro del Caribe hondureño.

Con el paso de los años, sin embargo, las empresas vinculadas al contrato cambiaron.

BG International dejó de ser el actor principal y posteriormente los derechos fueron transferidos a AziPetrol Honduras y CaribX (UK) Limited.

Documentación oficial publicada en La Gaceta muestra que en 2017 AziPetrol quedó inicialmente como operador con 85% de participación y CaribX con 15%. Posteriormente volvió a cambiar la estructura.

AziPetrol cambió su denominación a High Power Petroleum Honduras —H2P Honduras— y en 2020 se autorizó una nueva cesión de derechos a CaribX.

Es decir, el proyecto petrolero que hoy vuelve a ocupar la agenda energética hondureña ha pasado por varias empresas y modificaciones contractuales desde que fue autorizado hace más de una década.

TALOS ENTRA AL PROYECTO Y CAMBIA NUEVAMENTE EL MAPA EMPRESARIAL

En 2026 ocurrió otro movimiento importante.

La estadounidense Talos Energy anunció acuerdos para adquirir hasta el 80% de participación operativa en el bloque petrolero hondureño.

La propia compañía informó en agosto que ya había cerrado la adquisición de un 45% y asumido la operación del proyecto.

Otro 35% está sujeto a la aprobación de la Secretaría de Energía hondureña.

Si esa operación se completa, Talos tendría el 80% y CaribX conservaría el 20%.

Según Talos, el bloque que actualmente está bajo evaluación supera los cuatro millones de acres, equivalentes a aproximadamente 17,000 kilómetros cuadrados, y contiene oportunidades exploratorias tanto en aguas someras como profundas.

La compañía considera que existe evidencia de un sistema petrolero activo, pero eso tampoco significa que exista todavía un descubrimiento comercial.

Precisamente para reducir esa incertidumbre está prevista la sísmica 3D.

Talos anunció que la primera campaña tridimensional está prevista para el segundo semestre de 2026 y que su eventual participación en un pozo exploratorio dependerá de los resultados obtenidos.

Entonces, ¿Honduras ya encontró petróleo?

No en el sentido comercial del término.

Lo que existe hasta ahora son indicios geológicos y evidencia de presencia de hidrocarburos, además de estructuras que justifican continuar investigando.

Pero para declarar un descubrimiento comercial hacen falta más pasos.

La sísmica puede mostrar dónde existen estructuras potencialmente favorables, pero la confirmación definitiva generalmente requiere perforar.

Un pozo exploratorio permite establecer si efectivamente existe petróleo o gas, determinar características del yacimiento y comenzar a estimar cuánto hidrocarburo podría recuperarse.

Por eso, todavía sería prematuro hablar de Honduras como futuro país productor.

Primero debe demostrarse que existe un yacimiento.

Después, que contiene cantidades suficientes.

Y finalmente, que extraerlas resulta económicamente rentable.

El petróleo puede existir y aun así quedarse bajo el mar

Este es otro elemento fundamental.

Encontrar petróleo no garantiza que vaya a extraerse.

Un yacimiento puede contener millones de barriles y aun así no ser comercialmente viable debido a su profundidad, calidad del crudo, distancia de la costa, infraestructura necesaria, condiciones ambientales o costos de perforación y producción.

En aguas profundas, además, desarrollar un campo petrolero requiere inversiones considerablemente mayores que una exploración terrestre.

Por eso las empresas calculan no solamente cuánto petróleo existe, sino cuánto puede recuperarse y a qué costo.

El precio internacional del crudo también forma parte de la ecuación.

Un proyecto rentable con precios elevados puede dejar de ser atractivo si las cotizaciones internacionales disminuyen.

Ese análisis económico será una de las claves después de procesar los nuevos datos sísmicos.

¿Por qué Honduras vuelve a mirar hacia el petróleo?

El Gobierno vincula la búsqueda de hidrocarburos con la seguridad energética.

Honduras depende de la importación de derivados del petróleo para abastecer buena parte de su demanda de combustibles.

Eso significa que las variaciones internacionales del precio del crudo, las interrupciones logísticas y las crisis geopolíticas terminan repercutiendo en el costo interno de las gasolinas, el diésel y otros derivados.

Oviedo señaló que esa vulnerabilidad vuelve necesario investigar los recursos energéticos disponibles en territorio hondureño.

Sin embargo, un eventual descubrimiento no significaría automáticamente que Honduras dejará de importar combustibles.

Extraer petróleo es una parte de la cadena; transformarlo en gasolina, diésel y otros productos requiere capacidad de refinación, almacenamiento, transporte y comercialización.

Por eso, incluso ante un descubrimiento comercial, el impacto sobre la factura petrolera dependería del modelo que adopte Honduras para aprovechar ese recurso.

LA MOSQUITIA INTRODUCE OTRA  PREGUNTA: ¿QUIÉN DECIDE?

La discusión no es únicamente geológica o económica.

La zona vinculada al proyecto se encuentra frente a una de las regiones ambiental y culturalmente más sensibles de Honduras.

La Mosquitia alberga pueblos indígenas y afrodescendientes y posee ecosistemas terrestres y marinos de alto valor.

Por eso cualquier avance hacia actividades con potencial de afectar esos territorios abre la discusión sobre la Consulta Libre, Previa e Informada.

Honduras ratificó el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo, que establece obligaciones de consulta cuando decisiones estatales puedan afectar directamente a pueblos indígenas y tribales.

Oviedo sostiene que una eventual explotación tendría que pasar por ese proceso.

“Si se encuentra petróleo y hay posibilidad de explotarlo porque sea económicamente rentable, se necesita socializar con los pueblos de La Mosquitia”, manifestó.

El asunto, sin embargo, tiene antecedentes polémicos.

Investigaciones de organizaciones de sociedad civil han cuestionado durante años que el contrato original de 2013 se otorgara sin una Consulta Libre, Previa e Informada antes de su aprobación.

Representantes de pueblos de la región también han reclamado que la socialización de información no debe confundirse con una consulta.

La diferencia es importante: informar a una comunidad sobre un proyecto ya decidido no equivale necesariamente a consultarla previamente sobre una medida susceptible de afectarla.

El componente ambiental será determinante

Si la investigación sísmica conduce eventualmente a una perforación, el proyecto entraría en una etapa ambientalmente mucho más sensible.

Una operación petrolera offshore requiere infraestructura especializada, embarcaciones, plataformas o sistemas submarinos, dependiendo de la profundidad y características del campo.

Además del riesgo de derrames, deben evaluarse efectos sobre ecosistemas marinos, pesca, biodiversidad y comunidades que dependen de los recursos costeros.

Por eso una decisión de explotación tendría que considerar no solamente cuántos barriles podrían obtenerse, sino cuáles serían los costos ambientales y qué mecanismos existirían para prevenir y responder a accidentes.

Lo que todavía no se conoce

La reactivación del proyecto deja varias preguntas que requieren información pública más detallada.

Entre ellas: cuál es exactamente el área que permanece vigente después de las devoluciones y modificaciones realizadas desde 2013; cuáles son las obligaciones actuales de cada empresa; qué porcentaje definitivo tendrá Talos si la Secretaría de Energía aprueba la operación pendiente; cuánto costará la campaña sísmica; qué compromisos económicos recibe Honduras durante la exploración; y qué condiciones fiscales, regalías o participación estatal aplicarían en caso de un descubrimiento comercial.

También deberá conocerse con precisión qué autorizaciones ambientales acompañarán las siguientes etapas y en qué momento se realizará la consulta con las comunidades potencialmente afectadas.

La transparencia será particularmente importante porque el contrato original ha cambiado de manos varias veces durante más de una década.

Lo que viene ahora

El siguiente gran paso será la campaña sísmica tridimensional.

Después, los especialistas tendrán que procesar e interpretar una enorme cantidad de información para determinar cuáles estructuras ofrecen mayores posibilidades.

Si los resultados son prometedores, podría plantearse una perforación exploratoria.

Ese sería el verdadero punto de inflexión.

Una perforación permitiría pasar de las estimaciones geológicas a evidencia física sobre la existencia, características y posible volumen del hidrocarburo.

Si no aparecen cantidades suficientes, el proyecto podría detenerse.

Si aparecen, pero extraerlas resulta demasiado costoso, también podrían permanecer bajo el Caribe.

Y si los estudios confirman un yacimiento comercialmente viable, Honduras entraría entonces en una discusión mucho mayor: si debe explotarlo, bajo qué condiciones, cuánto recibiría el Estado, cómo se protegería La Mosquitia y qué participación tendrían las comunidades de la región.

¿Por qué importa?

La importancia del proyecto no está en que Honduras esté a punto de convertirse en un país petrolero. Todavía no existe evidencia pública que permita afirmar eso.

Lo relevante es que, 13 años después de la aprobación del contrato original, la exploración está entrando en una etapa tecnológica que puede acercar al país a una respuesta que lleva décadas buscando: si debajo del Caribe hondureño existe petróleo suficiente para convertirse en un recurso económicamente aprovechable.

La respuesta podría comenzar a aclararse con los estudios 3D.

Pero incluso si el petróleo está allí, quedará una pregunta más compleja que la geológica: si extraerlo realmente le conviene a Honduras.