Tras la renuncia de las operadoras, revirtieron al Estado un bloque offshore de Tierra del Fuego
Energía declaró la extinción del permiso de exploración adjudicado en 2019 y confirmó que antes de desistir del proyecto., las empresas cumplieron con todas las obligaciones del primer período
La exploración offshore en Tierra del Fuego sufrió un golpe con la devolución de un bloque en la Cuenca Malvinas Oeste. La Secretaría de Energía dispuso la extinción del permiso de exploración correspondiente al área MLO_119, luego de que las operadoras notificaran su decisión de no continuar con el proyecto.
La medida quedó formalizada la semana pasada mediante la Resolución 447/2025, que también ordenó que el área vuelva a la administración directa del Estado. La definición se tomó tras un proceso administrativo que revisó el estatus técnico, ambiental y económico del permiso adjudicado en 2019.
La autorización había sido otorgada en el marco de la Ronda Costa Afuera 1, un concurso internacional que abrió el acceso a nuevas áreas exploratorias en el Mar Argentino. Ese proceso, implementado bajo el Decreto 872/2018, permitió adjudicar varias áreas a empresas privadas bajo los lineamientos de la Ley 17.319.
El expediente también incluyó el análisis ambiental obligatorio para todas las concesiones.
En el caso de MLO_119, la adjudicación recayó en Tullow Argentina, Pluspetrol y Wintershall Dea, que quedaron a cargo del primer período exploratorio. Durante 2022, el plazo inicial había sido prorrogado por dos años, de acuerdo con la Resolución 765/2022, para dar margen al cumplimiento del programa exploratorio.
Sin embargo, en julio de 2025 las tres compañías informaron su intención de no avanzar hacia la segunda etapa. En la presentación presentada ante la autoridad, comunicaron su “renuncia al Permiso de Exploración sobre el área MLO_119”, lo que llevó al inicio del proceso administrativo para determinar la situación legal del bloque.
El análisis técnico estuvo a cargo de la Dirección Nacional de Exploración y Producción, que elaboró dos informes para evaluar el cumplimiento de las obligaciones establecidas. En uno de ellos concluyó que “las empresas permisionarias no adeudan actividades comprometidas para el primer período exploratorio”, además de confirmar que se habían presentado correctamente los trabajos vinculados a mensura y planos base.
En paralelo, la Dirección Nacional de Economía y Regulación verificó el pago del canon de exploración correspondiente al ejercicio fiscal 2025. Según lo consignado, las compañías habían abonado un total de $148.237.362,97, dividido en dos pagos registrados en enero y febrero. Esa revisión permitió descartar deudas económicas relacionadas con el permiso.
Energía cierra el expediente MLO_119 y oficializa la extinción del permiso exploratorio.
El expediente también incluyó el análisis ambiental obligatorio para todas las concesiones hidrocarburíferas costa afuera. De acuerdo con el informe técnico, no se detectaron inconsistencias en la documentación elevada por las operadoras, y se confirmó que los requisitos establecidos por las Resoluciones 5/1996, 24/2004 y 3/2019 se encontraban “sin observaciones”.
Tampoco se identificaron incumplimientos respecto de los requerimientos de seguridad operacional regulados por las Resoluciones 319/1993 y 324/2006. Luego de recopilar toda la documentación, la Secretaría de Energía determinó que correspondía aplicar el marco legal vigente.
La exploración offshore en el bloque MLO_119
Desde su adjudicación en mayo de 2019, se esperaba que el bloque MLO 119, ubicado en la cuenca Malvinas Oeste, frente a las costas de Tierra del Fuego, fuera objeto de estudios sísmicos y de perforación que pudieran revelar yacimientos hidrocarburíferos comerciales.
Según la información oficial, la licitación implicó una inversión proyectada de alrededor de 82,4 millones de dólares para ese bloque. Esa expectativa se fundaba tanto en el tamaño del área como en la profundidad del agua (de entre 100 a 600 metros) y en el potencial geológico que el gobierno estimaba para la zona.
El plan exploratorio incluía diversas etapas: recolección de datos sísmicos, elaboración de modelos geológicos, evaluación de riesgos, y eventualmente la perforación de pozos-test si los resultados lo justificaban. Las autoridades calcularon que estas actividades generarían nuevos recursos y contribuirían a aumentar la producción de hidrocarburos de Argentina desde el mar.
Sin embargo, las demoras empezaron con la pandemia y en noviembre de 2022 se concedió una prórroga de dos años a las operadoras (Tullow Argentina Limited, Pluspetrol S.A. y Wintershall Dea Argentina S.A.) para avanzar con el primer período exploratorio del bloque.
Los avances no se produjeron ya que el bloque requiere de un compromiso técnico-operativo elevado, dada su ubicación costa afuera y los costos asociados al desarrollo de infraestructura en aguas profundas. Ahora el área vuelve a manos del Estado que, por ahora, no dio definiciones sobre los próximos pasos.
