Su salida, junto a Qatar Energy, una de las áreas licitadas en aguas profundas obliga a revisar el atractivo del país en materia exploratoria. Entre resultados poco concluyentes, costos elevados y cambios en la estrategia global de inversión, el escenario energético enfrenta un momento de redefinición.
El desarrollo hidrocarburífero offshore en el Mar Argentino suma un nuevo revés. La determinación de Shell de abandonar el bloque CAN 107, en asociación con QatarEnergy, introduce un factor adicional de cautela dentro de la industria energética. Ambas compañías resolvieron no avanzar hacia la siguiente fase del permiso exploratorio, una instancia clave para validar el potencial comercial del área.
La decisión fue oficializada a través de la Resolución 73/2026 de la Secretaría de Energía, que establece la finalización del permiso otorgado en 2019 para operar en la Cuenca Argentina Norte.
A pesar de la decisión de retirarse, las operadoras completaron los compromisos asumidos durante la etapa inicial del proyecto. La Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que tanto Shell como QatarEnergy cumplieron con los programas técnicos acordados.
Este movimiento no solo marca el cierre de una etapa, sino que también refuerza la percepción de que el offshore argentino atraviesa un momento de enfriamiento.
El bloque había sido adjudicado en el marco de la denominada Ronda 1, proceso que había despertado fuerte interés internacional. Sin embargo, la salida de estos actores vuelve a poner en discusión la competitividad del país frente a otras regiones con menor incertidumbre geológica y mejores perspectivas de retorno.
Marco legal y reversión del área al Estado
Desde el punto de vista regulatorio, la salida de las compañías se encuadra dentro de lo previsto por la Ley 17.319, que regula la actividad hidrocarburífera en el país. La normativa establece que, ante la renuncia de los titulares de un permiso, las áreas deben revertir al control del Estado Nacional.
En este caso, la resolución firmada por la secretaria de Energía, María Tettamanti, dispone la restitución del bloque CAN 107. De esta manera, se cierra formalmente el vínculo contractual entre el Estado y las empresas privadas involucradas.
El texto oficial lo expresa de forma explícita: “Declárase la extinción del Permiso de Exploración de Hidrocarburos sobre el área CAN 107”. Esta definición deja en claro que el proceso se desarrolla dentro de los marcos administrativos establecidos, sin generar conflictos legales ni contingencias regulatorias.
La aplicación de estos mecanismos busca preservar la previsibilidad jurídica, un aspecto central para un sector que depende de inversiones de largo plazo y altos niveles de riesgo.
Cumplimientos técnicos, financieros y ambientales
A pesar de la decisión de retirarse, las operadoras completaron los compromisos asumidos durante la etapa inicial del proyecto. La Dirección Nacional de Exploración y Producción verificó que tanto Shell como QatarEnergy cumplieron con los programas técnicos acordados.
El Informe 22275694, emitido el 4 de marzo de 2026, confirma que no se registraron incumplimientos ni desvíos respecto a los planes de trabajo. En paralelo, las compañías abonaron el canon correspondiente al período fiscal 2025, con un total de 383.036.825 pesos.
Los pagos se realizaron en dos tramos a lo largo del año pasado: el primero superó los 267 millones de pesos en enero, mientras que el segundo se completó en septiembre. Esta cancelación integral de las obligaciones económicas refuerza la idea de un cierre ordenado.
En materia ambiental, los informes técnicos concluyeron que no existen observaciones sobre las tareas realizadas. Las actividades se desarrollaron bajo cumplimiento estricto de las normativas de protección del ecosistema marino, un punto especialmente sensible en proyectos offshore.
Offshore en Argentina: resultados que moderan el entusiasmo
La salida del bloque CAN 107 no puede analizarse de forma aislada. Se inscribe en un contexto donde los resultados exploratorios en la Cuenca Argentina Norte no lograron confirmar las expectativas iniciales.
En los primeros años, la región había sido comparada con desarrollos exitosos del margen africano, lo que generó un fuerte interés inversor. Sin embargo, los datos obtenidos hasta ahora llevaron a una revisión más cauta de ese optimismo.
El caso más representativo fue el pozo Argerich, perforado por Equinor en el bloque CAN 100. La propia compañía señaló: “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”.
Si bien el resultado permitió validar información geológica relevante, no aportó evidencia suficiente para sostener un desarrollo comercial en el corto plazo.
Un cambio en la lógica de inversión global
El contexto internacional también influye en estas decisiones. Los proyectos offshore implican inversiones de gran escala, largos plazos de maduración y una elevada exposición al riesgo. Frente a este escenario, las compañías energéticas tienden a priorizar activos con retornos más rápidos y previsibles.
En este sentido, los recursos no convencionales ganan terreno frente a las iniciativas costa afuera. Su menor costo relativo y la posibilidad de generar flujo de caja en plazos más acotados los convierten en opciones más atractivas dentro de los portafolios globales.
La salida de Shell se suma a otros antecedentes recientes, como la devolución del área MLO 114 por parte de Tullow Argentina Limited, Pluspetrol y Wintershall Dea, luego de varios años de procesos administrativos y evaluaciones técnicas.
