Qué pasará con el proyecto de un Vaca Muerta en el Mar Argentino que lidera Shell

La Secretaría de Energía formalizó la extinción del permiso de exploración de hidrocarburos sobre el bloque CAN 109, ubicado en la Cuenca Argentina Norte. Esta decisión técnica marca el cierre de las operaciones que las compañías Shell Argentina y QatarEnergy mantenían en un sector clave de la plataforma continental, aproximadamente a 200 kilómetros de la costa de Mar del Plata.

El retiro de las operadoras se produce tras la notificación formal de renuncia presentada por el consorcio a finales de 2025. Según los registros administrativos, las empresas decidieron no ejercer la opción de prórroga para ingresar al segundo período exploratorio. Esta etapa habría demandado compromisos de inversión significativamente superiores, incluyendo la perforación de pozos en aguas profundas para verificar la presencia de recursos comerciales.

La salida del bloque CAN 109 no constituye un hecho aislado, sino que completa la desvinculación total de Shell y la firma qatarí de la región. Recientemente, el Gobierno nacional también oficializó la reversión del área CAN 107 bajo términos similares.

En ambos casos, las operadoras concluyeron que los estudios de prospección sísmica y los modelos geológicos procesados no arrojaron los indicios de prospectividad necesarios para justificar la continuidad de los trabajos.

Escenario de incertidumbre en la CAN

Desde el punto de vista legal, la resolución estatal confirma que las petroleras cumplieron con la totalidad de las obligaciones asumidas durante el primer período de vigencia. Esto incluye la ejecución de las unidades de trabajo mínimas, el pago del canon correspondiente por superficie y la observancia de las normativas ambientales vigentes. Al no existir deudas ni controversias técnicas pendientes, la autoridad de aplicación procedió a declarar la extinción del derecho sin sanciones para los privados.

La Cuenca Argentina Norte atraviesa un momento de incertidumbre tras los magros resultados obtenidos en los últimos años. El antecedente más relevante fue la perforación del pozo Argerich-1 en el bloque CAN 100 durante 2024, operado por Equinor en sociedad con YPF. Aquel proyecto, que generó una enorme expectativa por ser el primero de su tipo en aguas ultraprofundas, fue clasificado finalmente como "seco", lo que enfrió el interés de los grandes jugadores del sector por la zona.

La geología del Mar Argentino presenta desafíos complejos que requieren de una inversión intensiva y de largo plazo. Aunque la información recolectada por Shell y QatarEnergy en las áreas CAN 107 y 109 será transferida al Estado nacional, el diagnóstico actual sugiere que el potencial comercial en este sector específico de la cuenca no alcanza los niveles de competitividad exigidos por las casas matrices de las petroleras internacionales, que hoy priorizan otros activos globales.

Con esta resolución, el área de aproximadamente 3.500 kilómetros cuadrados revierte de forma inmediata al dominio del Estado Nacional. La Secretaría de Energía recupera la administración del bloque, el cual quedará disponible para futuras rondas de licitación o estudios internos por parte de la empresa estatal. Sin embargo, en el corto plazo, el panorama para el offshore frente a las costas bonaerenses muestra una marcada retracción de la actividad privada.

Vaca Muerta, inversión rentable y segura

La industria hidrocarburífera mantiene su principal foco de atención en los yacimientos no convencionales de Vaca Muerta, donde los rendimientos son probados y el riesgo exploratorio es menor. Esta dinámica de mercado influye indirectamente en las decisiones de empresas como Shell, que optan por relocalizar capitales hacia proyectos con flujos de caja más previsibles en lugar de apostar a fronteras exploratorias de alto riesgo como el mar continental.

Expertos del sector energético sostienen que, a pesar de estas renuncias, la información obtenida es valiosa para el futuro. El conocimiento del subsuelo marino que dejan estas campañas exploratorias permite ajustar los modelos exploratorios para áreas adyacentes. No obstante, el retiro coordinado de socios de la talla de QatarEnergy refleja la dificultad de sostener proyectos de frontera sin descubrimientos exitosos que impulsen la infraestructura necesaria.

Finalmente, el cese de actividades en el bloque CAN 109 cierra un capítulo que comenzó en 2019 con la adjudicación de permisos de la Ronda 1. La Argentina deberá ahora evaluar nuevas estrategias de incentivo o esperar un cambio en el ciclo de precios internacionales y resultados geológicos para intentar revitalizar el interés por las reservas hidrocarburíferas ocultas bajo su plataforma marítima norte.

Este retiro responde también a una lógica de portafolio global, donde las grandes operadoras internacionales asignan sus inversiones de riesgo basándose en la competitividad geológica y financiera. En este escenario, la exploración en la Argentina debe competir internamente con proyectos en otras latitudes que demostraron resultados exitosos y descubrimientos comerciales recientes, como las cuencas de Namibia o el margen ecuatorial de Guyana y Brasil.

YPF y Eni buscan el "Namibia" del Río de la Plata

Mientras se redefine el mapa local, la alianza estratégica entre YPF y la italiana Eni en aguas uruguayas representa un movimiento táctico clave para la petrolera nacional en el tablero del Atlántico Sur. Ambas compañías formalizaron su asociación para explorar el bloque OFF-5, una superficie de 17.000 kilómetros cuadrados ubicada en aguas ultraprofundas, a unos 200 kilómetros de la costa de Punta del Este.

En este esquema, Eni asumió el rol de operador con el 50% de participación, aportando su vasta experiencia global en fronteras offshore de alta complejidad técnica. El interés por este bloque radica en la probada "similitud geológica" con la cuenca de Orange en Namibia, donde descubrimientos masivos de petróleo y gas han transformado la región africana en una potencia emergente.

Los modelos técnicos sugieren que las formaciones sedimentarias en el margen uruguayo podrían ser una imagen especular de los hallazgos en África, compartiendo la misma génesis geológica previa a la separación de los continentes hace millones de años.

Para YPF, esta experiencia en la plataforma uruguaya funciona como un laboratorio de bajo riesgo financiero pero de alto valor de aprendizaje. La estrategia del management actual es no destinar capital propio intensivo a la exploración de frontera, sino asociarse con una major que lidere la operación y asuma gran parte del riesgo exploratorio inicial. Este modelo de cooperación permite a la compañía nacional capturar conocimiento técnico sin descuidar el flujo de caja orientado a Vaca Muerta.

La posibilidad que se abre es trasladar este know-how a los bloques que YPF posee en la Argentina es la gran apuesta a mediano plazo. La información obtenida en OFF-5 resulta vital para refinar los modelos sísmicos en la Cuenca Argentina Norte (CAN) y la Cuenca Malvinas Oeste (MLO). De confirmarse un hallazgo exitoso en Uruguay, se validaría la tesis del sistema petrolero transatlántico, lo que podría revitalizar el interés de los inversores internacionales por los activos offshore argentinos.