martes, 18 de agosto de 2026

Nueve de las áreas adjudicadas en la Ronda 1 de exploración costa afuera de Argentina ya fueron revertidas al Estado nacional, y siete compañías continúan en la fase exploratoria, según el relevamiento del diario Rio Negro. Esas empresas reparten hoy su actividad en tres cuencas: Argentina Norte, Malvinas Oeste y Austral.

El origen del esquema está en 2019, cuando la Secretaría de Energía de la Nación otorgó, mediante la Resolución 276, permisos de exploración sobre 18 de las 38 áreas que integraron la Ronda 1 de la licitación Costa Afuera.

La noruega Equinor fue la firma que más bloques se adjudicó en esa licitación, con siete áreas en total: cuatro en su totalidad y tres en alianza con otras empresas, todas aún bajo operación. En el extremo opuesto, Qatar Petroleum había obtenido la concesión de cinco áreas en sociedad con otras firmas, pero con el tiempo todas fueron devueltas al Estado nacional.

Las primeras reversiones en la Cuenca Argentina Norte se concretaron en julio de 2024, cuando la Resolución 159 devolvió al Estado las áreas CAN 111 y CAN 113, lo que marcó la salida de BP. Unos meses antes, en marzo de 2024, las Resoluciones 27, 28 y 32 revirtieron las áreas MLO 113, MLO 117 y MLO 118, con lo que el consorcio de ExxonMobil y Qatar Petroleum dejó la exploración offshore argentina.

La devolución más reciente se registró en marzo de 2026, cuando Shell y Qatar Petroleum resolvieron dar marcha atrás en CAN 107 a través de la Resolución 73, luego de comunicar su decisión de no avanzar a la segunda etapa exploratoria por no haber obtenido los resultados esperados.

El sobrecosto que asumió la petrolera estatal uruguaya Ancap para comprar crudo llegó a multiplicarse por ocho durante la crisis energética: el diferencial que se suma a la referencia Brent, normalmente cercano a USD 2 por barril, escaló hasta USD 16 por barril por el efecto de la guerra sobre la logística y otros mercados energéticos.

Su presidenta, Cecilia San Román, comparecio ante la Comisión de Industria, Energía y Minería de Diputados y advirtió que el episodio no está cerrado. "Esta guerra no terminó", dijo, y agregó que la crisis "tiene un impacto enorme en la volatilidad de los precios, logística y en los seguros correspondientes", según El Observador.

En términos de factura, esa brecha significó que un crudo con referencia de USD 84 por barril terminara costando cerca de USD 100, tanto para Ancap como para otros compradores internacionales. El pico luego cedió: en una operación cerrada en julio con entrega prevista para setiembre, el diferencial más conveniente se ubicó en USD 8 por barril.

La otra tensión fue el calendario. Un embarque internacional de combustible que suele tardar entre 30 y 35 días en arribar demoró hasta unos 66 días en el peor momento de la crisis energética.

San Román resumió la respuesta de la empresa en seis líneas de acción, encabezadas por inventarios superiores a lo habitual y la gestión activa de la demanda, junto con más proveedores, coberturas financieras, reestructura de pasivos y coordinación con otros organismos del Estado. Con ese esquema, la empresa operó con cinco meses de anticipación en crudo y en derivados, sin saber cuánto podía durar la guerra.

El volumen de ventas de gas de Ecopetrol, la petrolera estatal de Colombia, se redujo 22,1 % en el segundo trimestre de 2026, según cifras de la compañía divulgadas por Valora Analitik.

El retroceso también se refleja en el peso del energético dentro del portafolio comercial: la participación del gas en las ventas totales del Grupo Ecopetrol pasó de 10,6 % en el segundo trimestre de 2022, cuando Gustavo Petro asumió la Presidencia, a 6,9 % en el segundo trimestre de 2026.

Pan American Energy (PAE) impulsa una estrategia para llevar su producción bruta total a un horizonte de aproximadamente 200.000 barriles equivalentes de petróleo por día, según el medio especializado argentino Mejor Energia.

El volumen objetivo se integrará con una extracción diaria de entre 70.000 y 75.000 barriles de crudo y cerca de 20 millones de metros cúbicos de gas natural.

La operadora se ubica como el segundo mayor productor hidrocarburífero de Argentina detrás de YPF y posee el segundo portafolio de acreaje más relevante en Vaca Muerta, con un potencial de perforación superior a los 2.000 pozos.

En su asociación estratégica con Continental Resources, PAE cedió el 20% de su participación en cuatro bloques de shale oil. Tras la aprobación de las adendas contractuales por parte de las autoridades provinciales, conserva la condición de socio mayoritario y mantiene de forma exclusiva la operación técnica de todos los yacimientos.

El proyecto de GNL del consorcio Southern Energy prevé contar con dos buques licuefactores con una capacidad de producción de 6 millones de toneladas anuales.

El acceso de ProInversión a la información de Petroperú resulta determinante para armar una hoja de ruta que oriente la recuperación financiera de la petrolera estatal peruana, según María Julia Aybar, presidenta del Comité Sectorial de Hidrocarburos de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía (SNMPE).

Aybar planteó que ese acceso a la data es la condición previa para definir el camino de mejoría financiera de la empresa.