Argentina declara extinta la concesión offshore de hidrocarburos en la Cuenca Austral, revirtiendo el área al Estado tras el vencimiento del contrato de Total, PAE y Wintershall.
Actualidad20/05/2024
Desafío Energético
El Gobierno de Argentina declaró extinta la concesión de un área costa afuera de explotación de hidrocarburos en la Cuenca Austral, que estaba en manos de la petrolera francesa Total, una filial de la argentina Pan American Energy (PAE) y la alemana Wintershall.
Mediante una resolución de la Secretaría de Energía publicada en el Boletín Oficial, se oficializó la extinción de la concesión del área denominada Spica, ubicada en aguas del Atlántico, dentro de la provincia de Tierra del Fuego.
La concesión había sido otorgada en 1997, y en junio de 2021, las empresas solicitaron una prórroga de diez años. Sin embargo, posteriormente desistieron de esta solicitud, permitiendo que el contrato venciera en julio de 2022.
Dada esta situación, la Secretaría de Energía determinó que correspondía declarar la extinción de la concesión de explotación del área Spica y su reversión al Estado argentino.
Este cambio implica que el área de explotación vuelve a estar bajo control estatal, después de más de dos décadas de concesión a las mencionadas empresas.
La petrolera noruega acordó la venta de sus activos onshore en Vaca Muerta a Vista Energy en una operación valuada en hasta US$ 1.100 millones, que incluye pagos contingentes. La decisión se inscribe en la reconfiguración global del portafolio de Equinor y refuerza el proceso de consolidación del shale argentino.
El precio del petróleo Brent volvió a ocupar el centro de la escena durante la última semana de enero, con una dinámica volátil pero claramente alcista, impulsada más por factores geopolíticos que por cambios estructurales en los fundamentos del mercado.
La compañía transfirió su unidad de workover y pulling en Chubut y Santa Cruz. La compra quedó en manos de un grupo encabezado por Pablo Pires, con participación de ex directivos de Aconcagua Energía. El monto se mantuvo bajo reserva.
El Gobierno nacional redefinió el esquema de derechos de exportación para el petróleo crudo de yacimientos convencionales: retención cero con Brent hasta USD 65, 8% desde USD 80 y una alícuota móvil en el medio. La medida se alinea con el programa neuquino de alivio fiscal y busca frenar el declino de áreas maduras, sostener empleo e incentivar inversión… con un punto crítico: la letra chica operativa que deberá definir Energía.
La adjudicación a una empresa india para la provisión de caños de un gasoducto estratégico reabrió el debate sobre el modelo de desarrollo energético: exportar más a menor costo o fortalecer la industria nacional como parte del salto productivo.
El Decreto 26/2026 modifica el mecanismo de traslado del precio del gas a los usuarios, crea un sistema de compensaciones estatales y consolida el “Precio Anual Uniforme” como eje del nuevo modelo tarifario. La medida se integra al esquema de Subsidios Energéticos Focalizados y reconfigura la relación entre producción, mercado y tarifas.
El crecimiento a dos dígitos del shale neuquino permitió alcanzar nuevos máximos de producción en 2025, pero detrás del récord se profundiza la crisis de las cuencas tradicionales, con caídas generalizadas en petróleo y gas.
La operación incluye un swap estratégico de bloques no convencionales y apunta a consolidar áreas clave para el crecimiento energético y el proyecto Argentina LNG.
La colocación se realizó con un rendimiento del 8,10% (cupón 8,25%), fuerte sobredemanda del mercado y una mejora directa en el perfil de vencimientos de la compañía.
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El ingeniero industrial asumió el cargo este 3 de febrero en reemplazo de Daniel Ridelener, quien lideró la compañía durante más de tres décadas y fue clave en su desarrollo desde la privatización del sistema de transporte de gas.