Después de un nuevo golpe al offshore, cómo sigue la exploración en el Mar Argentino
La cartera de Energía finalizó el permiso de exploración del bloque MLO_114 y dispuso su vuelta al Estado. La actividad atraviesa un momento de redefiniciones.
La exploración de hidrocarburos en el Mar Argentino volvió a quedar bajo la lupa esta semana, luego de que la Secretaría de Energía formalizara la extinción del permiso sobre el área MLO_114 y ordenara su reversión al Estado. La decisión, publicada en el Boletín Oficial a través de la Resolución 448/2025, cerró un expediente que llevaba casi siete años abierto y reavivó el debate sobre el futuro de la actividad offshore, en un escenario marcado por avances técnicos, resultados dispares y un tablero que se sigue moviendo.
La caída de otro proyecto offshore
El permiso para MLO_114, localizado en la Cuenca Malvinas, frente a la provincia de Tierra del Fuego, había sido adjudicado en 2019 a Tullow, Pluspetrol y Wintershall Dea como parte de la Ronda 1, el concurso internacional que habilitó la exploración en 18 bloques marítimos.
Durante ese proceso, las compañías cumplieron con los trabajos preliminares, la presentación de trámites y los pagos correspondientes, según detalla la resolución. Sin embargo, en julio de este año, informaron a la Secretaría de Energía que no continuarían con la segunda etapa del plan exploratorio y que renunciaban al área.
Tras la notificación, el Estado inició la revisión técnica y jurídica. Los informes oficiales confirmaron que no había deudas pendientes, incumplimientos ambientales ni observaciones regulatorias. En el caso del canon de exploración, tampoco hubo reparos: las empresas tenían cubierto el monto exigido para el período fiscal 2025, un total de $193.295.299 que quedó saldado mediante dos pagos efectuados en enero y febrero.
Con el expediente completo, la cartera a cargo de María Tettamanti dispuso la extinción del permiso según la Ley 17.319 y la reversión del bloque al patrimonio nacional.
El escenario de los proyectos exploratorios offshore
El caso se suma a un momento de redefiniciones para la actividad offshore. Desde el relanzamiento del interés exploratorio en 2018, impulsado a través del Decreto 872, la Cuenca Argentina Norte (CAN) se convirtió en el foco de empresas internacionales. Shell y Qatar Petroleum completaron en abril de este año la campaña sísmica 3D en los bloques CAN-107 y CAN-109, un relevamiento que demandó 120 días y más de 15.000 kilómetros cuadrados de registro. Esos datos se encuentran ahora en análisis, un proceso que puede extenderse hasta 2026 antes de que las compañías decidan si avanzan a la siguiente fase.
En simultáneo, se realizaron distintos estudios ambientales. En junio, el buque ARA Austral llevó adelante una campaña de 15 días para recolectar muestras de agua, sedimentos, junto a flora y fauna marina.
YPF buscará socios para sus proyectos offshore.
El panorama se complejiza por el antecedente más reciente de perforación profunda en la región. En 2023, el pozo Argerich, realizado por Equinor junto a YPF y Shell en el CAN-100, a unos 300 km de la costa de Mar del Plata, no encontró hidrocarburos y fue declarado seco. El resultado no frenó la actividad, pero sí sumó un nuevo nivel de atención a las perspectivas de corto y mediano plazo para esa facción de la industria.
Según explicó Marcelo Guiscardo, presidente del Clúster de Energía de Mar del Plata, la exploración offshore en el país no está detenida: "Shell hizo un trabajo muy detallado y bueno, lo digo por los meses que estuvieron haciendo la sísmica en el CAN-107 y el CAN-109. Estas dos áreas juntas son una tercera parte de lo que es Vaca Muerta", dijo.
"Para que nos demos una idea de la inmensidad de lo que es sacar datos de un volumen tan grande. Por eso mismo, la recolección duró más de lo que se suponía. Después se hizo el estudio del suelo y ahora están tratando de digerir toda esa información", agregó respecto al proyecto de la firma angloholandesa.
El pozo Argerich, realizado por Equinor junto a YPF y Shell, fue declarado seco.
"Shell, que era parte del grupo que perforó el pozo Argerich, puede reprocesar la sísmica con los nuevos datos. Ya tiene más información de la que tenían cuando hicieron el pozo. Y ahora, con la sísmica tienen una ciencia cierta de qué roca hay en cada lugar. Porque una vez que encuentran esto, la correlatividad es mucho más sencilla. Porque ya agarraron la roca, saben de qué color es, cuánto pesa, cuánto mide, qué presión tiene, qué porosidad tiene", expresó Guiscardo.
De esta manera, entre campañas en marcha y evaluaciones técnicas en curso, el offshore argentino transita un momento de revisión y reacomodamiento. Lo que ocurra en los próximos meses con los bloques activos y con las áreas revertidas marcará el pulso del camino exploratorio en aguas profundas.
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