La Secretaría de Energía formalizó la extinción del permiso de exploración en el bloque CAN 109, ubicado en la Cuenca Argentina Norte, marcando el retiro definitivo de Shell y QatarEnergy de esa zona del Mar Argentino. La decisión implica el cierre de un proyecto que había generado expectativas como un posible “Vaca Muerta en el mar”. Y redefine el escenario del offshore argentino.
El bloque CAN 109 se encuentra a unos 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata. Allí, las compañías habían desarrollado tareas de exploración inicial. Sin embargo, optaron por no avanzar a la siguiente etapa. Esto implicaba mayores compromisos de inversión. Y la perforación de pozos en aguas profundas.
La salida de las operadoras no fue abrupta. A fines de 2025, el consorcio notificó su decisión de no ejercer la opción de prórroga. Esta determinación se basó en los resultados obtenidos. Los estudios sísmicos y los modelos geológicos no mostraron indicios suficientes. Para justificar la continuidad del proyecto en términos comerciales.
La medida se complementa con la reversión del bloque CAN 107. También abandonado por las mismas empresas. De este modo, se consolida la retirada total del consorcio de la región. Y se confirma un cambio de estrategia en la exploración offshore en la Argentina. Al menos en el corto plazo.
Desde el punto de vista técnico, las compañías cumplieron con sus obligaciones. Ejecutaron los trabajos mínimos requeridos. Y respetaron las normativas ambientales. Al no existir incumplimientos, el Estado procedió a extinguir el permiso sin sanciones. Y recuperó la administración del área.
El bloque CAN 109, de aproximadamente 3.500 kilómetros cuadrados, vuelve ahora al dominio estatal. Queda disponible para futuras licitaciones. O para estudios adicionales por parte del Estado. Sin embargo, el contexto actual no muestra señales de reactivación inmediata. En el segmento offshore bonaerense.
El caso se inscribe en un escenario más amplio de incertidumbre. La Cuenca Argentina Norte viene registrando resultados por debajo de las expectativas. El antecedente más relevante fue el pozo Argerich-1. Perforado en 2024 en el bloque CAN 100. Y que fue clasificado como “seco”.
Ese resultado tuvo un impacto directo en el interés de las petroleras internacionales. La exploración en aguas ultraprofundas implica altos costos. Y requiere certezas geológicas que, hasta ahora, no se verificaron. Esto llevó a las compañías a priorizar otros activos globales. Con mayor retorno esperado.
La geología del Mar Argentino presenta desafíos complejos. La exploración requiere tecnología avanzada. Y plazos de inversión prolongados. En un contexto global competitivo, estos factores pesan en la toma de decisiones. Y condicionan el desarrollo de nuevos proyectos.
A pesar del retiro, la información recolectada no se pierde. Los datos obtenidos durante la exploración serán transferidos al Estado. Esto permitirá mejorar el conocimiento geológico de la cuenca. Y eventualmente redefinir estrategias a futuro. La exploración es un proceso acumulativo.
El concepto de un “Vaca Muerta offshore” queda, por ahora, en suspenso. La comparación apuntaba al potencial de replicar el éxito del shale en el mar. Pero las condiciones geológicas son distintas. Y los resultados no acompañaron esa expectativa inicial.
En el corto plazo, el offshore argentino muestra una retracción. La actividad privada se reduce. Y el foco vuelve a estar en desarrollos más consolidados. Como Vaca Muerta. Donde la producción ya está en marcha. Y ofrece mayor previsibilidad.
El desafío hacia adelante será redefinir el rol del offshore. Evaluar nuevas áreas. Y generar condiciones que vuelvan a atraer inversiones. Mientras tanto, el Mar Argentino pierde protagonismo en la agenda energética. Y cede terreno frente al desarrollo onshore.
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