El lanzamiento de una nueva licitación en la Cuenca Argentina Norte vuelve a ubicar la exploración costa afuera en el centro de la agenda energética del país.
El gobierno anunció recientemente que se encamina a lanzar una nueva licitación en la Cuenca Norte del Mar Argentino para habilitar la exploración de eventuales yacimientos de petróleo y gas en la plataforma continental, frente a las costas de Mar del Plata y Quequén. La noticia rápidamente ubicó al offshore argentino nuevamente en un lugar central en la agenda energética del país.
Aunque el proceso administrativo representa un movimiento puntual dentro del esquema de concesiones, funciona como disparador para examinar el escenario real del offshore argentino: una actividad definida por elevados costos de capital, alta incertidumbre geológica y la necesidad de un marco de incentivos de largo plazo.
La plataforma continental de la Argentina abarca casi 6,5 millones de kilómetros cuadrados, de los cuales más de un millón corresponden a cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero. De acuerdo con la integración de datos geofísicos recopilados durante décadas, la zona contiene un potencial estimado en unos 31.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.
La plataforma continental de la Argentina abarca casi 6,5 millones de kilómetros cuadrados, de los cuales más de un millón corresponden a cuencas sedimentarias con potencial hidrocarburífero
Se trata de un volumen comparable o eventualmente superior al recurso latente en Vaca Muerta, lo que explica por qué las principales operadoras internacionales mantienen la atención sobre el Atlántico Sur.
Sin embargo, existe una diferencia marcada entre el desarrollo en aguas someras y la frontera ultraprofunda.
La historia del offshore argentino
La historia exploratoria marina en la Argentina registra alrededor de 180 pozos perforados desde la década de 1930, concentrados mayoritariamente en zonas cercanas a la costa o como continuidad de yacimientos terrestres.
El caso más consolidado se ubica en la Cuenca Austral, donde la producción costa afuera operada por compañías como TotalEnergies aporta entre un 18% y un 20% del gas natural que consume el país.
En cambio, el segmento de aguas profundas permaneció prácticamente inexplorado, registrando solo dos antecedentes directos: el pozo Malvinas X-1 en 2011 y el pozo Argerich-1 en 2024, este último operado por Equinor en el bloque CAN-100 a 1.500 metros de tirante de agua y con 4.000 metros de perforación acumulada.
El offshore tiene un potencial estimado en unos 31.000 millones de barriles equivalentes de petróleo, un volumen comparable o eventualmente superior al recurso latente en Vaca Muerta
Pese a que Argerich resultó un pozo seco por fallas en el proceso de carga y migración del sistema petrolero, la prognosis geológica confirmó la existencia de trampas y estructuras de interés.
En la exploración marina, esta información no descarta una cuenca, sino que permite calibrar los modelos geofísicos para las campañas posteriores.
La Cuenca Norte, un área vigente
El contexto geológico regional refuerza la vigencia del área.
La intensa actividad de prospección sísmica 3D en la cuenca de Pelotas en Brasil, la presencia de empresas globales en los bloques de Uruguay y los descubrimientos a gran escala en la cuenca de Orange en Namibia —margen conjugado del Atlántico— demuestran que la región conserva un atractivo central.
De hecho, YPF prevé iniciar perforaciones en el bloque OFF-5 de Uruguay hacia fines de 2027 en sociedad con la italiana Eni, con el objetivo de evaluar estructuras con continuidad geológica regional.
A nivel operativo, ejecutar pozos a más de 300 kilómetros de la costa exige el empleo de buques de perforación o plataformas semisumergibles con sistemas de posicionamiento dinámico, cuyos costos oscilan entre los 80 y 140 millones de dólares por pozo exploratorio.
YPF prevé iniciar perforaciones en el bloque OFF-5 de Uruguay hacia fines de 2027 en sociedad con la italiana Eni, con el objetivo de evaluar estructuras con continuidad geológica regional.
Asimismo, en una eventual fase de desarrollo comercial en mar profundo, la industria tiende a prescindir de infraestructura rígida convencional para volcarse a módulos submarinos de tratamiento e inyección conectados a unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO), exportando el crudo directamente mediante buques tanque.
La exploración offshore en el RIGI
Frente a la magnitud de estos desembolsos y tras la reversión parcial de algunas áreas concesionadas en la Ronda 1 de 2018, la incorporación de la actividad costa afuera al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), dispuesta mediante el Decreto 105/2026, adquiere un rol estratégico.
La normativa fijó el monto mínimo de inversión para acceder al régimen en 200 millones de dólares para la fase exploratoria offshore, adaptándose a la naturaleza progresiva de los desembolsos. El esquema otorga 30 años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria, reduce la alícuota del Impuesto a las Ganancias al 25% y garantiza mecanismos de libre disponibilidad de divisas.
El despliegue de esta actividad también tracciona encadenamientos productivos en tierra. Puertos como el de Mar del Plata readecuaron su infraestructura de muelles y servicios para atender buques de suministro (supply vessels) y logística pesada, proyectando un hub operativo para la Cuenca Argentina Norte.
En definitiva, el llamado a licitación del bloque CAN 200 se produce en un punto de inflexión. La Argentina posee el recurso latente y una trayectoria probada en aguas someras; el desafío actual consiste en combinar el conocimiento técnico acumulado con la estabilidad regulatoria para transformar el potencial geológico del mar profundo en proyectos productivos de escala global.
