Tras una ola de sísmica inédita y el pozo Argerich en aguas ultraprofundas, el offshore argentino entra en una etapa silenciosa pero decisiva: interpretación técnica, definiciones de continuidad y un desafío central para capturar valor local.

Durante la última década, el Atlántico Sur volvió a ganar relevancia como una frontera de exploración de hidrocarburos. En Sudamérica, la Ronda Argentina Costa Afuera 1 (2018) y las licencias offshore en Uruguay y el sur de Brasil empujaron una nueva etapa de actividad, mientras que, del otro lado del océano, los avances en Namibia reforzaron el interés global por este “corredor” geológico conjugado.

Una ola de sísmica que cambió la escala (2019–2025)

Desde la adjudicación de bloques costa afuera en 2019, el foco estuvo puesto en adquirir y procesar grandes volúmenes de información sísmica: cerca de 35.000 km de 2D y más de 40.000 km² de 3D entre 2019 y 2025, principalmente en las cuencas Austral (AUS), Malvinas Oeste (MLO) y Argentina Norte (CAN).

En esas campañas participaron contratistas como TGS, PXGeo y BGP, trabajando para operadoras como ExxonMobil, TotalEnergies, Eni, Shell, Equinor, YPF y Tullow Oil, con fuerte presencia de programas multicliente y propietarios según la cuenca y la compañía.

Argerich: un pozo “sin resultado comercial”, pero con aprendizaje clave

En 2024 se perforó Argerich.x-1, operado por Equinor con YPF y Shell como socios. Fue el primer sondeo argentino en aguas ultraprofundas: 1.500 metros de profundidad de agua y 4.000 metros de profundidad total, con el drillship Valaris DS-17.

El documento remarca que, aunque no arrojó un hallazgo comercial, la operación fue eficiente y dejó información geológica valiosa para calibrar el área, por lo que el potencial no debería descartarse por un único pozo en una cuenca grande y todavía poco conocida.

¿Por qué bajó el ruido mediático?

Tras la perforación de Argerich y el cierre de las sísmicas comprometidas, la información pública sobre exploración offshore prácticamente se frenó. Una explicación es el efecto del resultado no comercial y, sobre todo, que hoy las empresas están en fase de interpretación: un trabajo que demanda tiempo y del que dependen decisiones estratégicas y económicas.

A esto se suma que el proceso de participación pública de los últimos años amplió el nivel de debate y “maduración” social alrededor del offshore: el documento lo define más como una pausa informativa que como inactividad real.

Ambiente y licencia social: más instancias, más trazabilidad

El marco regulatorio reciente (mencionado en el texto) incorporó procedimientos sistemáticos como Consulta Pública Temprana, Audiencia Pública y Declaración de Impacto Ambiental (DIA) como paso previo a proyectos offshore.
En esa línea, el documento releva múltiples instancias realizadas entre 2021 y 2024 y subraya que la emisión de DIAs permitió viabilizar actividades exploratorias y de desarrollo bajo un marco homogéneo.

Fénix: el offshore que ya aporta gas al sistema

Mientras el norte del Mar Argentino discute su próximo salto exploratorio, en el extremo sur el offshore ya está entregando volumen. El proyecto Fénix, operado por TotalEnergies en la Cuenca Austral Marina, perforó tres pozos entre 2023 y 2024; el primero comenzó a producir en septiembre de 2024 y el conjunto aporta cerca de 10 Mm³/día al sistema nacional.

Con Carina y Vega Pléyade como antecedentes, el texto señala que la producción offshore en esa zona llevaba el orden de más de 20 Mm³/día (aprox. 15% del gas del país) y que con Fénix ese peso trepa a alrededor del 20%.

El desafío que viene: cadena de suministros e infraestructura

Un punto crítico hacia adelante es que Argentina todavía no cuenta con una supply chain offshore desarrollada específicamente para proyectos marinos, lo que obligaría a depender en buena medida de servicios importados en etapa exploratoria, con participación local limitada. El documento plantea que construir infraestructura logística e industrial es clave para capturar trabajo e inversiones y reducir costos si aparecen descubrimientos relevantes en Argentina Norte o Malvinas.

En la región, Uruguay aparece como un caso de planificación: con bloques licenciados y compromisos de perforación asumidos, armó un marco regulatorio estable y una red técnica integrada, con movimientos que anticipan un ciclo exploratorio activo en los próximos años.

Qué se juega Argentina en 2026

El documento advierte que antes de fines de 2026 terminan los primeros períodos exploratorios de la ronda argentina, y que las operadoras y socios deberán optar por continuar (asumiendo compromisos de pozos en un segundo período) o revertir los bloques.

La conclusión es clara: el potencial offshore “permanece intacto” por evidencia geológica e información acumulada, pero la continuidad depende de planificación de largo plazo y políticas consistentes, porque explorar el Atlántico Sur también se vincula con soberanía energética, científica, tecnológica e industrial.

Fuente: artículo “Exploración offshore en el Atlántico Sur: la nueva frontera energética” realizada por Sebastián Arismendi.