A siete años de la licitación de 18 bloques, se presenta un escenario de avances limitados y decisiones empresariales condicionadas por la incertidumbre geológica. Entre proyectos abandonados y otros donde siguen buscando recursos suficientes para justificar inversiones.
La búsqueda de petróleo y gas en el mar argentino atraviesa una etapa de definiciones. De las 18 áreas incluidas en la primera ronda de permisos offshore, nueve fueron devueltas al Estado nacional, mientras otras continúan bajo control de compañías internacionales y locales. El desafío sigue siendo determinar si los recursos potenciales justifican los costos de avanzar hacia una explotación comercial.
El antecedente más representativo fue Argerich-1, el primer pozo perforado en aguas ultraprofundas del país, en el bloque CAN 100, frente a las costas de Mar del Plata.
La iniciativa, operada por Equinor junto con YPF y Shell, despertó altas expectativas por la posibilidad de abrir una nueva frontera productiva.
Las salidas empresariales dejaron nueve áreas nuevamente bajo control estatal. Entre las compañías que devolvieron todos sus bloques figuran Qatar Petroleum, ExxonMobil, Shell, Pluspetrol y la ex Wintershall Dea.
Sin embargo, en junio de 2024, la compañía noruega informó: “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”, comunicaron entonces desde Equinor.
Equinor concentra la mayor parte de los permisos vigentes
La Secretaría de Energía adjudicó las áreas de la Ronda 1 de Costa Afuera en 2019. Desde entonces, las empresas modificaron sus posiciones mediante cesiones de participación y devoluciones de bloques.
Actualmente, siete de las 13 compañías que resultaron adjudicatarias originales mantienen actividad, a las que se sumó la Compañía General de Combustibles (CGC) en dos áreas de la Cuenca Austral.
Equinor encabeza el grupo con siete bloques distribuidos entre las cuencas Argentina Norte (CAN), Malvinas Oeste (MLO) y Austral (AUS).
La compañía noruega reforzó su orientación hacia los proyectos marítimos después de vender sus activos en Vaca Muerta a Vista Energy en febrero.
En CAN 108 y AUS 121 conserva la totalidad de los permisos y opera sin socios. En AUS 105 y AUS 106, en cambio, cedió parte de su participación a YPF y posteriormente a CGC. También comparte con YPF las áreas CAN 102 y CAN 114.
El bloque MLO 123 completa el esquema conjunto entre Equinor e YPF, aunque su operación está a cargo de TotalEnergies. La francesa conserva allí su única área de la ronda, luego de desprenderse de otros dos bloques que compartía con BP, compañía que abandonó la exploración en el país.
YPF ocupa el segundo lugar por cantidad de permisos, con cinco áreas offshore. Tullow Oil, por su parte, conserva la totalidad de MLO 122, aunque su continuidad administrativa sigue sin una definición final. La británica ya se retiró de otros dos bloques que compartía con Pluspetrol y la entonces Wintershall Dea, actualmente Harbour Energy.
En MLO 124, finalmente, continúan las actividades exploratorias con participación de la italiana Eni, la japonesa Mitsui y la argentina Tecpetrol.
Offshore en el mar argentno: las devoluciones arrancaron en 2024
Las salidas empresariales dejaron nueve áreas nuevamente bajo control estatal. Entre las compañías que devolvieron todos sus bloques figuran Qatar Petroleum, ExxonMobil, Shell, Pluspetrol y la ex Wintershall Dea.
En la Cuenca Argentina Norte, CAN 111 y CAN 113 fueron revertidas en julio de 2024, en una decisión que marcó la salida de BP y redujo la presencia de TotalEnergies.
Posteriormente, Shell y Qatar Petroleum resolvieron abandonar CAN 107 en marzo de 2026, después de no obtener los resultados esperados. CAN 109 siguió el mismo camino en abril de ese año.
En la Cuenca Malvinas Oeste, ExxonMobil y Qatar Petroleum fueron las primeras en retirarse: en marzo de 2024 devolvieron MLO 113, MLO 117 y MLO 118.
En noviembre de 2025 se sumaron las áreas MLO 119 y MLO 114, que habían estado vinculadas a Tullow, Pluspetrol y Wintershall Dea.
Las decisiones evidencian las dificultades para sostener proyectos que requieren inversiones elevadas antes de confirmar la existencia de reservas comercialmente aprovechables. Para las empresas, la continuidad depende de los resultados geológicos y de la posibilidad de recuperar el capital comprometido.
Fénix mantiene activa la producción offshore en Tierra del Fuego
El panorama es diferente en la Cuenca Marina Austral, frente a Tierra del Fuego, donde existe producción de hidrocarburos desde hace años. Allí opera un consorcio integrado por Total Austral, Pan American Energy y Wintershall Dea.
En esa zona se incorporó Fénix, uno de los desarrollos marítimos más relevantes de los últimos años. Ubicada a unos 60 kilómetros de la costa fueguina, la plataforma comenzó a producir gas en 2024, luego de la instalación de la infraestructura y la perforación de los pozos.
En junio de 2026, TotalEnergies señaló que evaluaba sumar pozos satélite conectados a las plataformas existentes, mientras mantiene sus actividades exploratorias en MLO 123. Por su parte, YPF conserva participación en CAN 100 junto con Equinor y Shell, además de contar con presencia en el bloque OFF-5, en Uruguay, donde su subsidiaria MIWEN está asociada con Eni.
La dimensión geopolítica de la Cuenca Malvinas
La actividad exploratoria también tiene una dimensión vinculada con la soberanía.
En la Cuenca Malvinas Norte se encuentra Sea Lion, un proyecto operado por la israelí Navitas Petroleum junto con la británica Rockhopper Exploration.
La iniciativa ganó visibilidad después de que el Gobierno nacional anunciara un endurecimiento de las sanciones contra empresas que operen bajo permisos británicos en las Islas Malvinas. Sea Lion quedó entre los proyectos alcanzados por esa discusión.
