Offshore: licitan un bloque de 5.000 km2 en la Cuenca Argentina Norte

El Gobierno nacional dio un nuevo paso en su estrategia para ampliar la exploración de hidrocarburos offshore al poner en marcha el proceso de licitación de un nuevo bloque ubicado en el Mar Argentino. A través del Decreto 590/2026, publicado este miércoles en el Boletín Oficial, se instruyó a la Secretaría de Energía a convocar un Concurso Público Internacional para adjudicar los permisos de exploración del área CAN 200, localizada en la Cuenca Argentina Norte.

La decisión forma parte de la política oficial para impulsar la búsqueda de nuevos recursos de petróleo y gas, con el objetivo de incrementar las reservas del país, atraer inversiones y ampliar el desarrollo energético en la Plataforma Continental Argentina.

Un bloque en la Cuenca Argentina Norte

El área CAN 200 comprende aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados bajo jurisdicción nacional y fue incorporada al proceso licitatorio luego de que la empresa Challenger Energy Group PLC presentara una manifestación de interés el 14 de febrero de 2025 para realizar actividades exploratorias.

A partir de esa solicitud, el Ejecutivo resolvió avanzar con un proceso competitivo abierto a empresas nacionales e internacionales, mediante un Concurso Público Internacional que definirá quién obtendrá los permisos para desarrollar la exploración y, en caso de confirmarse recursos comercialmente viables, acceder posteriormente a una concesión de explotación.

El decreto sostiene que la exploración de hidrocarburos constituye una actividad estratégica para el país, ya que permite maximizar el aprovechamiento de los recursos naturales, generar nuevas inversiones y fortalecer el crecimiento económico mediante la creación de empleo y el desarrollo de la cadena de valor energética.

La convocatoria también busca ampliar el conocimiento geológico de una de las regiones con mayor potencial del offshore argentino, donde durante los últimos años se incrementó el interés de compañías internacionales por la posibilidad de descubrir nuevos yacimientos de petróleo y gas.

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El marco legal y las condiciones de la licitación

La medida se apoya, además, en la ampliación de los límites de la Plataforma Continental Argentina, reconocida internacionalmente luego de las recomendaciones emitidas en 2016 por la Comisión de Límites de la Plataforma Continental de las Naciones Unidas. Ese reconocimiento incorporó más de 1.782.500 kilómetros cuadrados al espacio marítimo sobre el cual Argentina ejerce derechos soberanos para la exploración y explotación de los recursos naturales del lecho y subsuelo marino.

En ese contexto, la Secretaría de Energía fue facultada para llevar adelante todos los actos administrativos necesarios para concretar la licitación. Entre sus atribuciones se encuentra la elaboración y aprobación del Pliego de Bases y Condiciones, documento que establecerá los requisitos técnicos, económicos y financieros que deberán cumplir las empresas interesadas.

El Gobierno busca que el proceso reúna a compañías con experiencia internacional y capacidad para afrontar proyectos de exploración en aguas marinas, una actividad que demanda elevados niveles de inversión, tecnología especializada y largos plazos de desarrollo.

Una vez iniciada la etapa productiva, los adjudicatarios deberán abonar las regalías hidrocarburíferas previstas en la Ley 17.319, que regula la actividad petrolera en Argentina.

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Arbitraje internacional y protección de los bienes del Estado

Otro de los aspectos contemplados en el Decreto 590/2026 es la posibilidad de incorporar cláusulas de prórroga de jurisdicción a favor de tribunales arbitrales internacionales para la resolución de eventuales controversias derivadas de los contratos que se firmen.

No obstante, la norma aclara expresamente que esa disposición no implica una renuncia a la inmunidad de ejecución sobre determinados bienes considerados estratégicos para el Estado argentino.

Entre los activos protegidos figuran las reservas del Banco Central, los bienes de dominio público, los destinados a la prestación de servicios públicos esenciales, los bienes militares, el patrimonio cultural y todos aquellos alcanzados por las normas nacionales e internacionales sobre inmunidad soberana.

YPF recibió la autorización para construir un nuevo gasoducto que unirá áreas clave de Vaca Muerta

La Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, autorizó a YPF a ejecutar la construcción de un nuevo gasoducto en Neuquén, una obra que permitirá conectar áreas estratégicas de Vaca Muerta mediante una traza que atravesará el Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados.

La autorización quedó formalizada este martes mediante la Resolución 141/2026, publicada en el Boletín Oficial, luego de que la petrolera de mayoría estatal presentara la documentación necesaria para obtener el permiso de inicio de los trabajos.

El proyecto, identificado como “Gasoducto PC LAS a Colector 13 ISTMO”, busca unir las áreas de explotación no convencional La Angostura I y II con la concesión Loma La Lata-Sierra Barrosa, fortaleciendo la infraestructura de transporte asociada al desarrollo de Vaca Muerta.

La ejecución de la obra representa un importante desafío técnico debido a que el tendido deberá atravesar el dique Planicie Banderita y cruzar el área concesionada al Complejo Hidroeléctrico Cerros Colorados, una zona con condiciones operativas especiales.

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Los controles para la obra de YPF

Por esa razón, la resolución establece que la construcción será supervisada por distintos organismos y entidades. Entre ellos figuran la concesionaria Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A., controlada por Edison Inversiones, y el Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP).

En ese marco, el ORSEP emitió una serie de recomendaciones específicas debido a que algunos sectores del ducto estarán ubicados por debajo de los niveles máximos, tanto ordinarios como extraordinarios, del embalse Mari Menuco, por lo que deberán adoptarse medidas adicionales de seguridad.

La autorización también quedó condicionada al cumplimiento de la Resolución 672/2026 de la Secretaría de Ambiente y Recursos Naturales de Neuquén, que aprobó el Informe Ambiental del proyecto e impuso diversas obligaciones operativas. Entre ellas se incluyen la instalación de válvulas de corte de seguridad en los cruces bajo cuerpos de agua, la contratación de un seguro ambiental con cobertura suficiente y el cumplimiento del cronograma de saneamiento correspondiente al incidente ambiental LLL-401 en el yacimiento Loma La Lata, pendiente desde 2020.

Respecto de este último punto, YPF informó que constituyó una caución juratoria a favor de la concesionaria hidroeléctrica con el objetivo de garantizar el pago de eventuales indemnizaciones derivadas de daños ocasionados durante la ejecución de la obra o de las tareas de recomposición ambiental. Además, la Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los Ríos Limay, Neuquén y Negro (AIC) concluyó que el proyecto no generará impactos significativos sobre el manejo de las aguas, aunque exigió que la compañía extreme las medidas preventivas debido a la alta sensibilidad hídrica del sector donde se desarrollarán los trabajos.

Fuerte baja a las retenciones al convencional

La producción de petróleo convencional viene sufriendo una caída sostenida en los últimos años, afectada por el agotamiento natural de los reservorios, el aumento de los costos operativos y la pérdida de competitividad frente a Vaca Muerta. Este declino golpea con fuerza a las cuencas como la del Golfo San Jorge, donde la actividad resulta clave para sostener empleo, inversiones y economías regionales.

En ese contexto, el Gobierno nacional decidió avanzar con una modificación del esquema de derechos de exportación al crudo convencional, con el objetivo de mejorar los márgenes de las compañías y frenar la caída productiva. La medida quedó formalizada a través del Decreto 59/2026, publicado en el Boletín Oficial, que introduce cambios relevantes en la forma de calcular las retenciones aplicables al sector.

La medida se apoya en un diagnóstico compartido por provincias productoras y empresas operadoras, que vienen alertando sobre la situación crítica de los yacimientos maduros. Campos con décadas de explotación enfrentan menores niveles de productividad, mayores requerimientos de inversión y un contexto internacional que presiona sobre los precios y la rentabilidad del negocio convencional.

En los últimos años, las provincias implementaron distintos esquemas de alivio fiscal, reducción de regalías y flexibilización de compromisos para sostener la actividad. Sin embargo, esos esfuerzos encontraron un límite sin una adecuación del marco nacional, especialmente en materia de derechos de exportación, que impactan directamente sobre el flujo de caja de los proyectos.

La baja de retenciones aparece así como una herramienta clave para mejorar la competitividad del crudo convencional frente a otras alternativas de inversión. El Gobierno busca evitar el cierre de campos, preservar el nivel de actividad y sostener los puestos de trabajo en regiones donde el petróleo sigue siendo un pilar central del entramado productivo local.

Las retenciones al convencional serían eliminadas en los próximos días. Santa Cruz y Neuquén firmaron la baja de retenciones.

Un esquema diferencial para el convencional

El decreto establece una actualización de los valores que determinan la alícuota de los derechos de exportación para el petróleo crudo proveniente de yacimientos convencionales. A partir de ahora, el Valor Base se fija en 65 dólares por barril y el Valor de Referencia en 80 dólares, ambos calculados sobre el precio internacional del Brent de primera línea.

Con este nuevo esquema, cuando el precio internacional del crudo sea igual o inferior al Valor Base, la alícuota de retenciones será del 0%. En tanto, si el precio alcanza o supera el Valor de Referencia, se aplicará una tasa del 8%. Entre ambos valores, la alícuota se determinará mediante una fórmula específica prevista en la normativa.

La medida apunta a proteger a la producción convencional en escenarios de precios internacionales bajos o intermedios, donde los márgenes se ven más comprometidos. De este modo, se busca reducir el impacto fiscal sobre campos maduros que operan con costos más elevados y menor productividad en comparación con los desarrollos no convencionales.

Otro punto central del decreto es el mecanismo de control de los volúmenes alcanzados por el beneficio. La Secretaría de Energía será la encargada de definir las pautas para determinar la proporción de crudo convencional dentro de cada área de concesión, asegurando que el esquema se aplique únicamente a la producción que efectivamente provenga de esos yacimientos.

La resolución también deja sin efecto, para el crudo convencional, la alícuota prevista en el Decreto 488/2020, que regía hasta ahora. Además, encomienda a la Secretaría de Energía el dictado de las normas complementarias necesarias para la implementación del nuevo régimen, en un plazo máximo de sesenta días desde su publicación en el Boletín Oficial.

Subsidios: quiénes podrán acceder y quiénes quedan afuera

El Gobierno nacional definió los requisitos para acceder al nuevo régimen de subsidios energéticos, que unifica en una sola categoría la asistencia para electricidad, gas natural, gas propano por redes y garrafas destinadas a usuarios residenciales.

El esquema se denomina Subsidios Energéticos Focalizados (SEF) y apunta a concentrar la ayuda estatal en los hogares con mayor vulnerabilidad económica y social. El acceso estará limitado a quienes cumplan con parámetros estrictos de ingresos y condiciones patrimoniales.

Para ingresar al régimen, los hogares deberán estar inscriptos en el Registro de Subsidios Energéticos Focalizados (ReSEF) y acreditar ingresos netos totales iguales o inferiores a tres Canastas Básicas Totales (CBT) para un Hogar tipo 2, según los valores oficiales del INDEC.

Además del criterio de ingresos, también podrán calificar aquellos hogares que cuenten con al menos un integrante con Certificado de Vivienda Familiar del ReNaBaP, una Pensión Vitalicia para Veteranos de Guerra o, tras una evaluación de necesidad económica, un Certificado Único de Discapacidad (CUD).

Las autoridades de control

Los criterios de inclusión y exclusión quedaron establecidos en la Disposición 2/2026 de la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Energético, publicada este martes en el Boletín Oficial. La normativa también determina que el nuevo registro se conformará inicialmente con los datos del anterior sistema RASE.

Más allá del ingreso declarado, la autoridad de aplicación podrá utilizar indicadores de exteriorización patrimonial para determinar la capacidad real de pago de los solicitantes. La presencia de estos indicadores en cualquier integrante del grupo familiar habilitará el rechazo de la solicitud o la exclusión del beneficio, aun cuando se cumpla con el tope de ingresos.

El control de estas condiciones se realizará mediante el cruce de datos con el Sistema de Identificación Nacional Tributario y Social (SINTyS) y otras bases oficiales. El proceso de evaluación también incluirá herramientas de georreferenciación para validar la situación patrimonial informada por los usuarios.

Quiénes quedan excluidos del subsidio

Además del requisito de ingresos, la normativa establece una serie de exclusiones automáticas. No podrán acceder al subsidio los hogares en los que alguno de sus integrantes posea al menos un automóvil con una antigüedad igual o menor a tres años, salvo en los casos en que exista un integrante con Certificado Único de Discapacidad.

Tampoco podrán acceder los hogares cuyos integrantes posean, en conjunto, tres o más inmuebles, ni aquellos en los que al menos una persona sea titular de una embarcación de lujo o de una aeronave.

El régimen también excluye a los hogares en los que alguno de sus integrantes posea activos societarios, criterio que apunta a detectar situaciones de capacidad económica incompatible con la asistencia estatal.

Otro golpe al offshore: fracasó la exploración en el bloque ML_114

El offshore volvió a sufrir un duro golpe. Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea comunicaron que no continuarán con la exploración en el bloque MLO_114.

El Ministerio de Economía de la Nación, a través de la Secretaría de Energía, oficializó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área MLO_114, ubicada en el ámbito Costa Afuera Nacional, que había sido otorgado en 2019 a las empresas Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea.

Según informó Noticias Argentinas, la decisión, formalizada mediante la Resolución 448/2025 publicada en el Boletín Oficial, responde a la notificación presentada por las compañías el pasado 23 de julio, donde comunicaron su decisión de no avanzar hacia el segundo período exploratorio y manifestaron la renuncia al citado permiso.

Según la normativa, la Dirección Nacional de Exploración y Producción del Ministerio de Economía verificó que las empresas cumplieron con los compromisos asumidos en la primera etapa exploratoria y no adeudan actividades técnicas, mensura ni pagos relacionados al canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025, que ascendió a más de 193 millones de pesos.

En el mismo sentido, la autoridad ambiental constató que las permisionarias no registran observaciones ni incumplimientos en los informes remitidos y cumplieron con los lineamientos ambientales exigidos para la etapa exploratoria.

Como resultado de la renuncia y el cumplimiento de las condiciones legales, la Secretaría de Energía resolvió revertir el área offshore MLO_114 al Estado Nacional, según lo previsto en los artículos 81 y 85 de la Ley 17.319 y sus modificatorias.

El área había sido adjudicada inicialmente mediante concurso internacional en 2019, abarcando tareas de búsqueda y exploración de hidrocarburos costa afuera en el Mar Argentino, con plazos inicialmente extendidos por dos años suplementarios.

La medida ya fue notificada a las empresas involucradas y se ordenó dar intervención a los registros oficiales correspondientes.

Nación oficializó nuevas condiciones para la privatización de las represas

El Ministerio de Economía formalizó la incorporación de nuevas condiciones al pliego de licitación para la venta de las acciones de cuatro represas hidroeléctricas ubicadas en la Patagonia. La medida quedó plasmada en la Resolución 1569/2025, publicada en el Boletín Oficial, y forma parte del proceso de privatización de la empresa estatal Energía Argentina S.A. (ENARSA).

La norma aprueba la Circular Modificatoria N° 4 al Pliego de Bases y Condiciones del Concurso Público Nacional e Internacional N° 504/2-0001-CPU25. Esta licitación abarca la venta del paquete accionario de las sociedades titulares de los complejos hidroeléctricos Alicurá, El Chocón-Arroyito, Cerros Colorados y Piedra del Águila.

Un paso clave en el proceso de privatización

El texto oficial recuerda que, en abril de 2024, la Secretaría de Energía instruyó a ENARSA y a Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA) a conformar estructuras societarias para asumir de manera transitoria la operación de estas centrales. De esa instrucción surgieron cuatro nuevas sociedades anónimas, con participación mayoritaria de ENARSA.

Posteriormente, por el Decreto 718/2024 se otorgó la concesión a esas sociedades para operar los aprovechamientos hidroeléctricos, aunque la entrada en vigencia quedó supeditada al resultado del proceso licitatorio y a la transferencia de acciones.

En agosto de 2025, el Gobierno avanzó con la autorización para privatizar totalmente ENARSA, separando sus actividades por unidad de negocio. A partir de esa decisión, la Secretaría de Energía de la Nación quedó facultada para llevar adelante el Concurso Público Nacional e Internacional que permitirá transferir las acciones de las represas a operadores privados.

Las centrales involucradas en esta licitación son estratégicas para el sistema eléctrico nacional. Alicurá Hidroeléctrica Argentina S.A., El Chocón Hidroeléctrica Argentina S.A., Cerros Colorados Hidroeléctrica Argentina S.A. y Piedra del Águila Hidroeléctrica Argentina S.A. fueron creadas específicamente para canalizar la transición de la gestión pública a la privada.

La privatización se realizará bajo las modalidades previstas en la Ley 23.696, con un concurso nacional e internacional sin base. Esto significa que el precio se definirá en el marco de la competencia entre oferentes, sin un valor mínimo preestablecido.

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Cambios en los pliegos y respuestas a consultas

Desde la apertura del concurso, el 20 de agosto de 2025, distintos interesados realizaron consultas técnicas y jurídicas sobre las condiciones de participación. Estas inquietudes fueron canalizadas a través de la Unidad Ejecutora Especial Temporaria “Agencia de Transformación de Empresas Públicas” y la Secretaría de Energía.

Como resultado de este proceso, se introdujeron aclaraciones y modificaciones al Pliego de Bases y Condiciones, así como a sus anexos y subanexos. Según detalla la resolución, las modificaciones apuntan a “aclarar, mejorar, ampliar y corregir” aspectos que surgieron del intercambio con los potenciales oferentes.

La Circular Modificatoria N° 4 incorpora formalmente estos cambios y actualiza las reglas del concurso. La medida lleva la firma del ministro de Economía, Mariano Cúneo Libarona.

La resolución dispone que la circular modificatoria se publique durante tres días en el Boletín Oficial, así como en el portal electrónico de contrataciones públicas CONTRAT.AR, en el sitio DGMARKET del Banco Mundial y en la página de la Secretaría de Energía.

Esta difusión busca garantizar la máxima transparencia y acceso a la información para todos los interesados en participar en el proceso. La norma también establece que la medida entra en vigencia desde el día de su publicación.

Un proceso observado de cerca

La privatización de estas represas marca un hito en la política energética del país. Se trata de activos estratégicos que, en conjunto, representan una porción significativa de la generación hidroeléctrica argentina. Su futuro será definido por el resultado de esta licitación.

Los pliegos licitatorios y las sucesivas modificaciones son observados de cerca por empresas nacionales e internacionales. La dinámica de este proceso también es seguida por las provincias involucradas, especialmente aquellas que albergan las centrales hidroeléctricas.

La resolución publicada se apoya en un entramado legal y regulatorio que incluye la Ley 15.336, la Ley 24.065 y la Ley 27.742, entre otras normas. El Ministerio de Economía es la autoridad de aplicación y coordina el procedimiento junto a la Unidad Ejecutora Especial Temporaria.

En este contexto, el Gobierno busca completar en los próximos meses el proceso de transferencia de acciones, con la expectativa de atraer inversiones privadas para la modernización y operación eficiente de las represas.

Con la Circular Modificatoria N° 4 ya vigente, los oferentes deberán ajustar sus propuestas a las nuevas disposiciones antes de la apertura formal de sobres. La definición de adjudicatarios marcará un cambio estructural en el mapa energético nacional.

La publicación en los portales oficiales garantiza que los documentos estén disponibles para todos los interesados, en línea con los estándares de transparencia y competencia.

La Resolución 1569/2025 se inscribe así como un nuevo paso en la avanzada privatizadora del sector hidroeléctrico, en un contexto de cambios profundos en la política energética nacional.

La privatización de Nucleoeléctrica será parcial

El Gobierno nacional oficializó mediante decreto la privatización parcial de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), compañía encargada de operar las centrales nucleares Atucha I, Atucha II y Embalse. La medida, publicada en el Boletín Oficial, establece un esquema mixto de participación público-privada, con el Estado manteniendo la mayoría accionaria.

El texto define la venta de un 44% del capital social mediante licitación pública, de alcance nacional e internacional. Al mismo tiempo, se organiza un Programa de Propiedad Participada para destinar un 5% de las acciones a trabajadores. El 51% de la compañía quedará bajo control estatal, repartido entre la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA).

A diferencia de versiones anteriores, el nuevo decreto elimina la obligación de que la CNEA se desprenda de su participación accionaria, que actualmente equivale al 20% del capital social. De esta manera, el organismo continuará como accionista relevante dentro de la compañía.

Una privatización parcial

La norma se enmarca en la Ley de Bases 27.742 y en la Ley de Reforma del Estado 23.696, que autorizan procesos de privatización. El Poder Ejecutivo argumentó que la apertura al capital privado permitirá mejorar la eficiencia de la gestión y garantizar el financiamiento de proyectos estratégicos en curso.

Según el Boletín Oficial, Nucleoeléctrica recibió durante 2023 transferencias de capital no reintegrables por $700 millones del Estado nacional. El Gobierno justificó la medida en la necesidad de reducir el déficit fiscal y limitar la intervención estatal en sectores que pueden desarrollarse con participación privada.

El esquema prevé que el Estado mantenga la mayoría de las acciones y, por lo tanto, el control de la empresa. Además, la CNEA continuará dentro del paquete accionario, lo que asegura su presencia institucional en la toma de decisiones sobre la actividad nuclear.

Proyectos estratégicos

El decreto destaca que en 2024 Nucleoeléctrica alcanzó un récord histórico de generación, con 10.449.015 MWh netos y un factor de carga del 73,3%, lo que demuestra la capacidad operativa de sus centrales bajo estándares internacionales de seguridad.

No obstante, la empresa requiere financiamiento adicional para encarar proyectos clave. Entre ellos figuran la extensión de vida de la Central Atucha I, prevista para volver al sistema eléctrico en 2027, y el proyecto de Almacenamiento en Seco de Elementos Combustibles Gastados II en Atucha II.

El Gobierno considera que la incorporación de capital privado permitirá diversificar riesgos, asegurar la continuidad de las operaciones y reforzar la competitividad de la compañía frente a otros generadores del mercado eléctrico.

Lo que viene para Nucleoeléctrica

El Ministerio de Economía, junto con la Agencia de Transformación de Empresas Públicas, será el encargado de llevar adelante el procedimiento de privatización. El proceso incluirá la licitación pública internacional y la implementación del Programa de Propiedad Participada.

El decreto instruye además a Nucleoeléctrica a transferir el 0,01% de sus acciones en poder de Energía Argentina S.A. (Enarsa) al Estado nacional, y a Enarsa a traspasar el 1% de las acciones de NASA a la Secretaría de Energía antes de la licitación.

Con esta estructura, el Estado conservará el 51% de la compañía y garantizará que la CNEA mantenga su participación accionaria. El objetivo oficial es atraer inversiones para financiar los proyectos de largo plazo, sin perder el control estatal de una empresa estratégica en materia energética y nuclear.