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.

Shell avanza con la exploración offshore.

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.

Los proyectos offshore en el Mar Argentino se reconfiguran. Noruega quiere seguir invirtiendo en Argentina.

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.

La ruta que trazó YPF para el offshore

La exploración offshore, la alianza estratégica con Eni y el potencial geológico del Atlántico Sur fueron los principales ejes de la exposición del presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, durante su visita a la Bolsa de Comercio de Córdoba. Allí explicó por qué la compañía decidió priorizar la búsqueda de nuevos recursos costa afuera.

El ejecutivo sostuvo que la estrategia responde a criterios geológicos y a la experiencia obtenida en otras regiones del mundo, donde los descubrimientos recientes alimentan las expectativas sobre el potencial que podrían tener las cuencas marítimas de Argentina y Uruguay.

“Gestión activa del portafolio e YPF se está dedicando en exploración al offshore. Todo lo que da en África da en América y todo lo que da en América da en África“, subrayó.

YPF apuesta al potencial del Atlántico Sur

Marín explicó que los descubrimientos realizados frente a las costas africanas fortalecen la hipótesis de que existen condiciones similares del lado sudamericano, debido a la evolución geológica que compartieron ambos continentes antes de su separación.

Según describió, los recientes hallazgos registrados en Namibia y otros sectores del continente africano representan una referencia para orientar la estrategia exploratoria que desarrolla YPF junto con sus socios internacionales.

“Encontraron ahora en Namibia cualquier cantidad de petróleo. Si tengo que jugar una ficha, la juego y la vamos a jugar con Eni. Creo que a fines de 2027 o principios de 2028 iremos en Uruguay y, si da bien, venimos a la Argentina“, aseveró.

Marín sostuvo que el desarrollo de estos proyectos podría modificar la escala de producción hidrocarburífera del país y abrir una etapa completamente distinta para la industria energética, siempre condicionada al éxito de las campañas exploratorias previstas.

YPF y Eni avanzan con el offshore en las costas uruguayas

La geología como fundamento de la estrategia offshore

Durante su exposición, el CEO de YPF dedicó varios minutos a explicar las características geológicas que respaldan la apuesta de la compañía y señaló que determinados procesos sedimentarios permitieron la formación de sistemas petroleros comparables en ambos márgenes del Atlántico.

“Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta si esto se da… puede llevar a millones y millones de barriles de producción”, ponderó.

El directivo indicó que la compañía procura concentrar inicialmente sus esfuerzos en las áreas donde existe mayor probabilidad de éxito, antes de avanzar hacia regiones que presentan un riesgo exploratorio superior.

“Lo que tenés que hacer en la vida es no innovar, primero ir a lo más seguro y después vamos al otro”, destacó.

Marín agregó que la elección de las áreas prioritarias también responde al interés demostrado por empresas internacionales con amplia experiencia en exploración offshore, un aspecto que consideró un respaldo adicional para la estrategia que impulsa YPF.

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, aseguró que Vaca Muerta ya alcanza estándares internacionales de productividad

Una estrategia que también destacó en Democracia y Desarrollo

Las definiciones formuladas en Córdoba se complementan con las expresadas días atrás durante el ciclo Democracia y Desarrollo, donde el presidente de YPF volvió a ubicar al offshore como uno de los pilares del crecimiento futuro de la compañía.

“Es mucho más seguro que del lado este. A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado. Los tipos encontraron cualquier cantidad en Namibia. Entonces yo digo: puede dar.”

En ese encuentro, Marín afirmó que la petrolera profundizará las inversiones destinadas a la exploración marítima y sostuvo que el desarrollo de esos recursos podría generar un impacto mucho mayor al que actualmente proyecta el mercado.

“Nosotros nos vamos a concentrar mucho en el offshore. El offshore puede dar vuelta a la Argentina mucho más de lo que todos creen”, aseguró el pope de la empresa de mayoría estatal.

Horacio Marín detalló el plan de exploración en Chubut, Mendoza y Santa Cruz

El presidente y CEO de YPF, Horacio Marín, cerró este jueves su participación en el Argentina Week con una actividad organizada por IDEA en la que se analizaron las oportunidades del país en energía, petróleo y gas. Compartió el panel con los gobernadores de las provincias de Mendoza, Neuquén, Chubut, Corrientes y Río Negro.

Durante su exposición, Marín destacó el interés que generó el evento que reunió a más de 800 personas en Nueva York. “Quiero felicitar a todos los que hicieron posible este evento. Fue una semana muy exitosa y en donde hubo mucho interés por lo que está pasando en nuestro país”, señaló. También valoró la presencia de todos los gobernadores “una muestra de unión para que la Argentina despegue definitivamente”.

En este marco, el presidente de YPF señaló que “Vaca Muerta es la clave para que el país exporte entre 40 y 50 mil millones de dólares a partir del 2032 y se generen más de 40.000 puestos de trabajo”.

“Con VMOS y Argentina LNG vamos a instalar el hub exportador más importante de Sudamérica, con exportaciones por 37.500 millones de dólares por año”, afirmó Marín. Además, destacó que se trata de inversiones de origen internacional que llegarán al país de la mano de “dos gigantes como Eni y Adnoc”. “Nada de todo esto hubiera sido posible sin el RIGI” agregó el CEO de la compañía.

En el cierre de su participación, Marín repaso las oportunidades que se abren en otras provincias. En Mendoza, la compañía prevé perforar dos pozos en “la lengua de Vaca Muerta”; en Santa Cruz, “estimamos perforar un nuevo pozo en Palermo Aike”; y “proyectamos explorar el potencial del D-129 en Chubut”.

Marín también se refirió a las perspectivas de la exploración offshore: “Vamos a perforar con Eni en Uruguay y después en Argentina. Ahí confiamos en que podemos encontrar crudo porque correlaciona con Namibia”.

Durante el Argentina Week, Marín mantuvo encuentros con ejecutivos de empresas internacionales y entidades financieras interesadas en financiar el proyecto Argentina LNG. También, de un panel junto a Marcelo Mindln de Pampa Energía y Marcos Bulgheroni de PAE donde destacaron potencial energético de la Argentina, entre otras actividades.

Equinor redobla su apuesta por el offshore

El acuerdo entre Vista Energy y Equinor marca el retiro de la compañía noruega de Vaca Muerta. La transacción incluyó la participación no operada del 30% de Equinor en Bandurria Sur y su participación no operada del 50% en Bajo del Toro. Sin embargo, la empresa aseguró que su licencia offshore no está afectada por esta operación.

El monto total de la transacción se valora en aproximadamente 1.100 millones de dóalres. La transacción tiene una fecha efectiva del 1 de julio de 2025; los intereses devengados se incluirán y pagarán al cierre.

“Estamos materializando el valor de dos activos de alta calidad que hemos desarrollado activamente, mientras continuamos optimizando nuestra cartera internacional”, afirmó Philippe Mathieu, vicepresidente ejecutivo de Exploración y Producción Internacional de Equinor.

“Esta transacción fortalece la flexibilidad financiera de Equinor mientras evaluamos oportunidades en nuestros mercados internacionales estratégicos, donde prevemos un crecimiento sustancial hacia 2030. Al mismo tiempo, mantenemos nuestra opcionalidad a través de nuestras posiciones offshore en Argentina”, agregó.

Equinor está presente en el país desde 2017, ingresando a Vaca Muerta mediante un acuerdo de exploración conjunta con YPF en el activo Bajo del Toro y luego ampliando su cartera en 2020 con la adquisición de Bandurria Sur. La participación de Equinor en la producción de esta área promedió 24.400 barriles de petróleo equivalente (boe) por día en el tercer trimestre de 2025. Bajo del Toro, que aún se encuentra en una fase temprana de desarrollo, aportó 2.100 boe netos por día.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

El corazón de las operaciones de Equinor

En 2019, Equinor sumó ocho licencias de exploración offshore a su cartera en la Cuenca Argentina Norte y en las cuencas australes de Malvinas y Austral. La evaluación del subsuelo está en curso para determinar el camino comercialmente más atractivo para la cartera offshore. Actualmente no existen compromisos de perforación en las licencias.

“Esta es una decisión impulsada para incrementar el valor de nuestra cartera internacional y para agudizar nuestro enfoque en Argentina”, señaló Chris Golden, vicepresidente senior para Estados Unidos y Argentina en Exploración y Producción Internacional de Equinor.

El antecedente en el Mar Argentino

Argerich significó la gran apuesta de Equinor en Argentina. El pozo en el bloque Cuenca Argentina Norte (CAN)-100 generó grandes expectativas en la industria hidrocarburífera para encontrar un nuevo polo productivo, pero los resultados no fueron los esperados.

Es que en junio de 2024, el pozo no presentó indicios claros de hidrocarburos, pero sirvió para que la operadora recolectara información valiosa para los próximos proyectos.

“El pozo EQN.MC.A.x-1 en el bloque CAN_100 fue completado de forma segura. Si bien se ha podido confirmar el modelo geológico, no se han encontrado indicios claros de hidrocarburos, por lo cual el pozo ha sido clasificado como seco”, destacaron desde la compañía.

Los especialistas estimaban que había un 20% de probabilidades de encontrar petróleo en el proyecto Argerich. El número era bajo, pero elevado en los valores que se manejan dentro de la exploración offshore.

Asimismo, la perforación de este primer pozo en aguas profundas fue un hito en la historia de la exploración costa afuera en la Argentina.

Ahora, Equinor apuntará todos sus cañones a la exploración de sus áreas en el Mar Argentino teniendo en cuenta que el offshore es su core bussiness.

Offshore en Argentina: entre el potencial geológico y el desafío político

La exploración offshore se consolida como uno de los principales ejes de discusión dentro de la industria energética global. Según un informe reciente de la Universidad Austral, los márgenes continentales siguen siendo áreas críticas para garantizar seguridad energética, atraer inversiones y sostener la transición ordenada hacia matrices más diversificadas, especialmente en países con fuerte dependencia de hidrocarburos.

En ese contexto, el Atlántico Sur volvió a posicionarse como una de las regiones más prometedoras para la exploración de hidrocarburos. La reactivación de licencias en Argentina, Uruguay y el sur de Brasil consolidó un corredor geológico que, pese a sus distintos niveles de madurez, concentra expectativas técnicas, estratégicas y políticas dentro de la industria regional.

Del lado sudamericano, la Ronda Argentina Costa Afuera 1, lanzada en 2018, marcó el inicio de una nueva etapa exploratoria. A partir de 2019, las operadoras priorizaron la adquisición de sísmica 2D y 3D en las cuencas Austral, Malvinas Oeste y Argentina Norte, configurando la mayor base de datos marina del país.

Entre 2019 y 2025 se relevaron cerca de 35.000 kilómetros de sísmica 2D y más de 40.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Empresas como TGS, PXGeo y BGP lideraron las campañas, trabajando para operadoras internacionales y nacionales como ExxonMobil, TotalEnergies, Shell, Equinor, YPF y Tullow Oil.

El primer hito operativo de esta etapa fue el pozo Argerich.x-1, perforado en 2024 por Equinor junto a YPF y Shell. Se trató del primer pozo en aguas ultraprofundas de la Argentina, con 1.500 metros de columna de agua y 4.000 metros de profundidad total, utilizando el drillship Valaris DS-17.

Aunque el resultado no fue comercialmente exitoso, la operación aportó información geológica clave para calibrar los modelos exploratorios. En la industria, este tipo de resultados no implica el descarte del área, sino una etapa necesaria de aprendizaje dentro de cuencas prácticamente vírgenes desde el punto de vista exploratorio.

Luego de Argerich, el offshore busca una nueva etapa.

Una pausa que es técnica, no estratégica

Tras la finalización del pozo Argerich y de las campañas sísmicas comprometidas, la información pública sobre offshore disminuyó de forma notable. Sin embargo, esta baja exposición mediática no refleja una paralización de la actividad, sino una fase de interpretación técnica que demanda tiempo, rigurosidad y análisis integrado de grandes volúmenes de datos.

Las compañías ingresaron en una etapa donde se definen decisiones estratégicas y económicas de largo plazo. Antes de fines de 2026 vencerán los primeros períodos exploratorios de la ronda offshore, momento en el cual las operadoras deberán decidir si avanzan hacia una segunda fase con nuevos pozos o si revierten sus áreas.

En paralelo, el proceso exploratorio estuvo acompañado por un esquema inédito de participación pública. Entre 2021 y 2024 se realizaron consultas tempranas y audiencias públicas que involucraron a empresas, ONGs, universidades, cámaras empresarias, sindicatos y ciudadanos, generando un debate sin precedentes sobre la actividad offshore.

Los resultados evidenciaron una fuerte polarización. Mientras los sectores productivos destacaron el impacto en empleo, divisas, soberanía energética y desarrollo tecnológico, los sectores críticos enfatizaron los riesgos ambientales, la pesca, el turismo y la desconfianza institucional respecto al control de impactos.

Este proceso derivó en la emisión de Declaraciones de Impacto Ambiental que habilitaron proyectos bajo un marco regulatorio homogéneo. Sin embargo, también quedaron áreas pendientes, como el bloque MLO-122 de Tullow Oil, que aún no cuenta con una definición administrativa final sobre su continuidad.

En contraste, ExxonMobil y Qatar Petroleum devolvieron formalmente varias áreas en Malvinas Oeste durante 2024, reflejando la dinámica normal de una exploración de frontera, donde no todos los proyectos avanzan hacia etapas de perforación o desarrollo.

Shell y una nueva oportunidad para el offshore.

Producción, logística y el espejo regional

Mientras la exploración offshore avanzaba en el norte, el sur argentino recuperó protagonismo con el proyecto Fénix, operado por TotalEnergies en la Cuenca Austral Marina. Entre 2023 y 2024 se perforaron tres pozos de desarrollo que hoy aportan cerca de 10 millones de metros cúbicos diarios de gas al sistema nacional.

Con este aporte, la producción offshore representa aproximadamente el 20% del gas del país, considerando también los históricos yacimientos Carina y Vega Pléyade. Este desempeño reafirma la capacidad técnica y operativa de Argentina para sostener proyectos marinos de escala relevante.

No obstante, el país aún carece de una cadena de suministros específicamente desarrollada para abastecer proyectos offshore de gran magnitud. La logística, los servicios especializados y la infraestructura portuaria siguen siendo uno de los principales desafíos para capitalizar futuras inversiones.

En este sentido, Uruguay aparece como un ejemplo regional de planificación. Con bloques adjudicados a compañías majors, marcos regulatorios estables y compromisos de perforación asumidos, el país logró posicionarse como un actor avanzado dentro del margen atlántico sudamericano.

APA Corporation y Chevron ya anunciaron actividades sísmicas y compromisos exploratorios entre 2025 y 2027 en aguas uruguayas, lo que anticipa un nuevo ciclo de exploración activa en la región. En paralelo, el sur de Brasil reactivó su Cuenca de Pelotas mediante rondas licitatorias permanentes.

Del otro lado del Atlántico, Namibia consolidó descubrimientos comerciales que reforzaron el interés global por este sistema conjugado. Ambos márgenes comparten una historia geológica común desde la apertura del Atlántico Sur, lo que fortalece el atractivo exploratorio del corredor regional.

YPF descartó que tenga negociaciones abiertas con Petrobras.

Una frontera que exige continuidad

El potencial energético del offshore argentino permanece intacto. La información sísmica, los datos de pozo, la experiencia operativa y los avances regulatorios conforman una base sólida para una nueva etapa exploratoria, siempre que exista continuidad institucional y visión estratégica a largo plazo.

Explorar el Atlántico Sur no implica únicamente una apuesta hidrocarburífera. Representa una oportunidad para fortalecer la soberanía energética, el desarrollo tecnológico, la formación de recursos humanos y la integración industrial, en un contexto donde la energía sigue siendo un factor central para el crecimiento económico.

La ventana de oportunidad está abierta. Convertir el conocimiento acumulado en progreso concreto dependerá de sostener políticas estables, reglas claras y una planificación que trascienda los ciclos políticos. En esa ecuación, el offshore argentino sigue siendo una de las cartas más relevantes del tablero energético nacional.

YPF y Eni explorarán un bloque a 200 km de las costas de Uruguay

YPF y Eni firmaron un acuerdo para explorar conjuntamente el bloque OFF-5, ubicado en aguas profundas a 200 km de la costa de Uruguay. Con una extensión aproximada de 17.000 km2 y una profundidad máxima de agua de 4.100 metros, el OFF-5 se encuentra en una zona considerada estratégica por su potencial geológico.

Estudios recientes indican similitudes con la cuenca Orange sobre el margen africano, en Namibia, donde se han realizado importantes descubrimientos de petróleo y gas. Ambos márgenes compartieron la misma evolución geológica antes de la separación continental, lo que, sumado a las similitudes observadas luego de la apertura del Atlántico, abre un importante potencial exploratorio en el Margen Americano.

“Este acuerdo con Eni nos permite dar un paso hacia la exploración offshore. Incorporamos conocimiento global y capacidades que nos posicionan para aprovechar oportunidades en una región con gran potencial, reafirmando nuestra visión de crecimiento y liderazgo en proyectos innovadores”, afirmó Horacio Marín, presidente y CEO de YPF.

Mediante el acuerdo suscrito, Eni Uruguay Ltd. adquiere una participación del 50% en el bloque OFF-5 y asumirá la operación tras el cierre de la transacción, sujeta a la aprobación de las autoridades uruguayas.

Este entendimiento refuerza el compromiso de ambas compañías con el desarrollo energético en la región y marca un paso importante en la cooperación internacional para proyectos offshore. Además, YPF y Eni firmaron recientemente un contrato para avanzar con la ingeniería de la etapa más grande del proyecto Argentina LNG, consolidando una relación estratégica que combina experiencia global y capacidades locales para impulsar el desarrollo energético en la región.

YPF y ENI, un vínculo estratégico

El avance en Uruguay se suma al trabajo conjunto que ambas compañías desarrollan en el país. El mes pasado, YPF y Eni firmaron en Buenos Aires el contrato de ingeniería de la etapa más relevante del proyecto Argentina LNG, que apunta a construir la mayor planta de licuefacción del país.

Ese documento define el diseño técnico y operativo de una iniciativa que prevé una inversión total estimada de 40.000 millones de dólares. De esa cifra, unos 25.000 millones se orientarán a la construcción de la terminal de licuefacción y la infraestructura asociada, mientras que otros 15.000 millones financiarán el desarrollo de tres bloques de gas húmedo en Vaca Muerta. El contrato representa un paso técnico previo a la Decisión Final de Inversión (FID), que se espera para el primer semestre de 2026.

El esquema de alianzas en torno al proyecto también registró un avance en noviembre, durante la feria energética ADIPEC 2025. En ese ámbito, YPF y Eni firmaron un “Framework Agreement” con XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas de ADNOC, la petrolera de Abu Dhabi.