La exploración de hidrocarburos costa afuera volvió a ocupar un lugar central en la agenda energética argentina a partir del Concurso Público Internacional Costa Afuera N.º 1, lanzado en 2018. Aquella convocatoria marcó un punto de inflexión para una actividad que, si bien contaba con una larga trayectoria en la Cuenca Austral, permanecía prácticamente inactiva en el resto de la plataforma continental.
Tras años de estudios geológicos y campañas de adquisición sísmica, en 2019 se adjudicaron dieciocho bloques exploratorios distribuidos en las cuencas Argentina Norte (CAN), Austral (AUS) y Malvinas Oeste (MLO). El objetivo era ampliar el conocimiento geológico del Mar Argentino, promover nuevas inversiones exploratorias y abrir una nueva etapa para el desarrollo offshore del país.
La respuesta de la industria fue significativa. Empresas internacionales de primer nivel, entre ellas Equinor, ExxonMobil, Qatar Petroleum y Eni, asumieron compromisos de inversión para desarrollar programas exploratorios en aguas argentinas, incorporando tecnología y experiencia en proyectos de alta complejidad técnica.
A pesar de los cuestionamientos judiciales promovidos por distintos sectores ambientalistas, las campañas sísmicas avanzaron y permitieron concretar un hecho sin precedentes para el país: la perforación del pozo exploratorio Argerich-1, ubicado a 315 kilómetros de la costa de Mar del Plata y en aguas de más de 1.500 metros de profundidad. Tanto las tareas de adquisición sísmica como la perforación se desarrollaron sin incidentes ambientales ni operativos, demostrando que este tipo de actividades puede ejecutarse bajo elevados estándares de seguridad y control.
Si bien el pozo no confirmó la existencia de hidrocarburos comercialmente explotables, proporcionó información geológica de enorme valor para comprender el potencial de la Cuenca Argentina Norte. En exploración offshore, donde las decisiones de inversión se sustentan en procesos progresivos de reducción de incertidumbre, los datos obtenidos por un pozo exploratorio suelen constituir un activo estratégico para futuras campañas.
En los meses posteriores algunas empresas resolvieron revertir al Estado Nacional determinadas áreas exploratorias, particularmente en las cuencas Argentina Norte y Malvinas. Sin embargo, otras continúan ejecutando sus compromisos exploratorios y analizando la información obtenida, en un escenario que todavía presenta importantes oportunidades para el desarrollo futuro del offshore argentino.
El RIGI como punto de inflexión
La reciente modificación del Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) introduce un cambio de especial relevancia para el desarrollo offshore en Argentina. Mediante el Decreto N.º 105/2026, el Poder Ejecutivo incorporó expresamente la exploración, explotación y producción de hidrocarburos costa afuera entre las actividades alcanzadas por el régimen, reconociendo las particularidades de una industria que demanda inversiones intensivas, elevados niveles de riesgo y horizontes de recuperación que pueden extenderse por más de una década.
La reforma llega en un momento oportuno. Tras la finalización de las primeras campañas exploratorias de la Ronda Offshore Argentina y mientras las empresas continúan procesando la información geológica, el nuevo marco de incentivos busca preservar el interés inversor y mejorar la competitividad del país frente a otros destinos que hoy disputan el capital exploratorio internacional.
A diferencia de los desarrollos convencionales, la exploración offshore requiere desembolsos significativos desde sus etapas iniciales, mucho antes de que exista certeza sobre la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables. Cada campaña sísmica, cada pozo exploratorio y cada estudio geológico implican inversiones millonarias que solo pueden justificarse en un contexto de estabilidad regulatoria y previsibilidad económica.
En ese escenario, el RIGI procura reducir parte de esa incertidumbre mediante un conjunto de incentivos especialmente valiosos para la actividad costa afuera. Entre ellos, se destaca la reducción del monto mínimo de inversión para acceder al régimen a 200 millones de dólares -frente a los 600 millones exigidos para la mayoría de los proyectos onshore-, una decisión que reconoce la naturaleza progresiva de las inversiones exploratorias.
A ello se suman treinta años de estabilidad fiscal, aduanera y cambiaria; la reducción de la alícuota del impuesto a las ganancias del 35 % al 25 %; beneficios vinculados al IVA y a los derechos de exportación para nuevos proyectos, y un régimen gradual de libre disponibilidad de divisas que mejora las condiciones para recuperar inversiones en moneda extranjera.
Estos beneficios adquieren una dimensión particular en el offshore. La exploración costa afuera compite a escala global por capitales que se asignan en función del potencial geológico, pero también de la previsibilidad regulatoria. En una industria donde las decisiones de inversión se proyectan a veinte o treinta años, la estabilidad institucional suele pesar tanto como la calidad de los recursos.
La incorporación del offshore al RIGI no garantiza nuevos descubrimientos ni modifica el riesgo geológico inherente a toda exploración. Sin embargo, sí mejora las condiciones para que las empresas decidan continuar evaluando el potencial del Mar Argentino y asignen recursos a nuevas campañas exploratorias. En otras palabras, el régimen no reemplaza al recurso, pero puede convertirse en un factor decisivo para que las inversiones necesarias lleguen al país.
Una oportunidad que sigue abierta
El contexto regional contribuye a mantener vigente el interés en el offshore argentino. Uruguay ha logrado posicionarse como uno de los destinos exploratorios más atractivos del Atlántico Sur gracias a la continuidad de su política offshore y a la similitud geológica de sus cuencas con los recientes descubrimientos realizados frente a las costas de Namibia. Mientras se esperan nuevas perforaciones en aguas uruguayas, las compañías continúan analizando la información obtenida en el Mar Argentino y evaluando las oportunidades que aún ofrecen las áreas adjudicadas.
La actividad offshore no parte de cero. Argentina produce hidrocarburos costa afuera desde hace más de cuatro décadas en la Cuenca Austral, de donde proviene aproximadamente el 20 % del gas natural producido en el país. Esa experiencia constituye un activo relevante para afrontar una nueva etapa exploratoria bajo estándares ambientales y operativos consolidados.
La potencialidad de los nuevos desarrollos offshore en la Cuenca Argentina Norte (CAN) se vio reflejada en el interés despertado en ciudades como Mar del Plata y Necochea, que vislumbran en el despliegue del offshore, el despliegue de nuevos servicios y empleos asociados.
Al respecto, el Puerto de Mar del Plata, que ha servido de base operativa central para las actividades realizadas hasta ahora, continúa adaptando sus muelles para buques de suministro (supply vessels) y prospección, a fin de consolidar su rol como base logística crítica para dar soporte a la exploración en la Cuenca Argentina Norte (CAN).
Este interés se ha visto demostrado también en la repercusión del lanzamiento del curso de posgrado “Programa en Desarrollo Offshore de Hidrocarburos” en la Universidad Austral, dirigido por el Ing. Roberto Carnicer y coordinado por esta autora.
En este escenario, la incorporación del offshore al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones constituye una señal que trasciende los beneficios fiscales. Representa el reconocimiento de que la exploración costa afuera requiere reglas estables, previsibilidad y un horizonte de largo plazo compatible con la magnitud de las inversiones involucradas.
El éxito del offshore argentino dependerá, en definitiva, de la combinación de recursos, conocimiento técnico y confianza institucional. El nuevo RIGI no elimina el riesgo inherente a la exploración, pero sí contribuye a mejorar las condiciones para que las empresas continúen apostando por el Mar Argentino. En un contexto internacional que vuelve a valorar el desarrollo de nuevos recursos energéticos, esa puede ser la diferencia entre conservar áreas exploratorias activas o perder competitividad frente a otros destinos de inversión.
*Mg. Abog. Especialista en regulación energétca y sustentabilidad.
, Verónica Tito
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