Radiografía del offshore argentino: qué firmas se fueron y cuáles siguen explorando en aguas profundas
Más allá de Vaca Muerta, las petroleras buscan en el mar argentino nuevas fuentes de producción que acompañen el desarrollo energético nacional. Desde que se realizó la Ronda 1 de la licitación internacional Costa Afuera en 2019, hubo varias modificaciones entre reversiones y cesiones de participación.
Más allá del deseo de encontrar nuevas fuentes de producción de petróleo que acompañen el desarrollo de Vaca Muerta, la exploración offshore en aguas profundas en Argentina aún se encuentra en una etapa inicial. A lo largo de los años, varias compañías apostaron a la búsqueda de hidrocarburos, aunque varias quedaron en el camino.
El caso emblemático fue Argerich-1, el primer pozo realizado en aguas ultraprofundas ubicado en el área CAN 100, y operado por Equinor con YPF y Shell como socios. El proyecto, concesionado previamente a la Ronda 1, había generado expectativas ante la posibilidad de hallar reservorios con hidrocarburos y establecer un antecedente para la actividad.
Sin embargo, los resultados obtenidos en junio de 2024 no fueron los esperados: «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.
A pesar del revés, la actividad exploratoria en ultramar sigue vigente. En 2019, la Secretaría de Energía de la Nación otorgó los permisos de exploración de 18 áreas que integraban la Ronda 1 de la licitación Costa Afuera. Desde entonces hubo varias modificaciones, entre reversiones y cesiones de participación.
Hoy, siete de las 13 petroleras ganadoras de la licitación mantienen sus actividades en el mar argentino: Equinor, YPF, TotalEnergies, Tullow Oil, Eni, Mitsui y Tecpetrol, a las que se sumó en 2024 la Compañía General de Combustibles (CGC) en dos bloques ubicados en la Cuenca Austral.
Dicho de otro modo, nueve de esas 18 áreas ya fueron revertidas al Estado nacional. En todos los casos, el motivo estuvo vinculado al elevado riesgo económico que implicaba avanzar hacia una etapa de desarrollo comercial. Aún queda por definir si el resto de las áreas tendrá el mismo destino o si, por el contrario, serán desarrolladas a futuro.
Las empresas que aún siguen con las áreas de Costa Afuera
Por amplia diferencia, Equinor cuenta con la mayor cantidad de áreas offshore licitadas en 2019: actualmente mantiene los permisos de exploración en siete bloques, distribuidos en las tres cuencas: Argentina Norte (CAN), Malvinas Oeste (MLO) y Austral (AUS).
Se trata de una de las firmas líderes a nivel mundial en lo que respecta a la actividad hidrocarburífera en aguas profundas. De hecho, este enfoque se hizo aún más evidente con la venta de sus activos en Vaca Muerta a Vista Energy en febrero, una operación que le permitió concentrar su actividad en el offshore.
De los bloques licitados, CAN 108 y AUS 121 son los únicos en los que sigue actuando como único operador y titular. AUS 105 y AUS 106 también eran propiedad del 100% de la compañía noruega, pero esta vendió parte de su participación primero a YPF y luego a CGC. Por otra parte, CAN 102 y 114 son operadas de manera conjunta con YPF.
Equinor e YPF también cuentan con participación en MLO 123, que en este caso es operada por la francesa TotalEnergies. Es la única área que opera actualmente: previamente, TotalEnergies tenía dos bloques más junto con la británica BP, empresa que se retiró definitivamente de la exploración.
Con las áreas mencionadas, YPF es la segunda firma con mayor cantidad de permisos offshore obtenidos en Costa Afuera, con cinco en total.
La británica Tullow aún mantiene la totalidad de MLO 122, sin una definición administrativa final sobre su continuidad, aunque dejó las dos áreas que tenía en sociedad con la nacional Pluspetrol y la ex Wintershall DEA (actualmente Harbour Energy).
Por último, la italiana Eni, la japonesa Mitsui y la nacional Tecpetrol comparten el área MLO 124, que aún continúa en actividad exploratoria.
Las áreas regresaron al Estado nacional
En el caso contrario, Qatar Petroleum (QP), ExxonMobil, Shell, Pluspetrol y la ex Wintershall DEA (actualmente Harbour Energy) fueron las firmas que devolvieron todas sus áreas adjudicadas en la Ronda 1 a la Nación.
En la Cuenca Argentina Norte, los primeros bloques revertidos fueron CAN 111 y 113, en julio de 2024, lo que marcó la salida de BP y redujo la presencia de TotalEnergies en la actividad offshore argentina.
En marzo de 2026, Shell y QP también resolvieron dar marcha atrás en CAN 107, tras comunicar su decisión de no avanzar a la segunda etapa exploratoria luego de no obtener los resultados esperados. CAN 109 tuvo el mismo destino en abril de 2026, marcando la salida de ambas firmas de la actividad en las aguas profundas del país.
En el sur del mar argentino, el consorcio conformado por ExxonMobil y Qatar Petroleum (QP) fue el primero en abandonar la exploración offshore. En marzo de 2024 se revirtieron las áreas MLO 113, 117 y 118.
Lo mismo ocurrió en noviembre de 2025, con la devolución de los bloques MLO 119 y 114, antes operados por Tullow, Pluspetrol y la ex Wintershall DEA, que en el camino fue adquirida por Harbour Energy.
La actividad offshore más allá de Costa Afuera
Fuera de las áreas exploratorias adjudicadas en la Ronda 1 de Costa Afuera, Argentina cuenta con una actividad offshore productiva en la Cuenca Marina Austral (CMA-1), frente a las costas de Tierra del Fuego. Allí opera desde hace años un consorcio integrado por Total Austral, Pan American Energy (PAE) y Wintershall Dea.
A este esquema se incorporó Fénix, uno de los principales desarrollos offshore realizados en el país en los últimos años. La plataforma, ubicada a unos 60 kilómetros de la costa fueguina, comenzó a producir gas en 2024, después de la instalación de la estructura y la perforación de sus pozos productores.
La actividad, además, no quedó limitada a la puesta en marcha de Fénix. En junio de 2026, TotalEnergies señaló que analizaba la posibilidad de sumar nuevos pozos satélite conectados a las plataformas existentes en Tierra del Fuego, al mismo tiempo que avanzan con la exploración en MLO 123.
Además, CAN-100 todavía sigue en manos de Equinor en sociedad con YPF y Shell. La petrolera de bandera completa su cartera de activos offshore con el área OFF-5 en Uruguay donde, a través de su subsidiara MIWEN, se asoció con ENI para avanzar en su exploración.
A modo de cierre, cabe mencionar que la actividad argentina en aguas profundas se ubica cerca de Sea Lion, proyecto operado por la israelí Navitas Petroleum junto con la británica Rockhopper Exploration, en la Cuenca Malvinas Norte.
La iniciativa adquirió mayor notoriedad en la agenda pública luego de que el Gobierno nacional anunciara un endurecimiento a las sanciones para las empresas que trabajen bajo permisos británicos en las Islas Malvinas incluyendo, principalmente, a Sea Lion.
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