5.000 kilómetros cuadrados en la Cuenca Argentina Norte
El Poder Ejecutivo instruyó a la Secretaría de Energía a convocar a un concurso público internacional para adjudicar un permiso de exploración de hidrocarburos sobre el área CAN_200, de aproximadamente 5.000 kilómetros cuadrados, en la Cuenca Argentina Norte.
La medida fue formalizada mediante el Decreto 590/2026 y marca el regreso de las licitaciones de nuevas áreas offshore por parte del Estado. Se trata de la primera convocatoria de este tipo desde el Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, cuyas áreas fueron adjudicadas en 2019.
El dato relevante es que la iniciativa surgió a partir de un pedido privado. El propio decreto señala que la convocatoria se dicta "sobre la base de la manifestación de interés formulada por la empresa CHALLENGER ENERGY GROUP PLC", presentada el 14 de febrero de 2025 al amparo del segundo párrafo del artículo 46 de la Ley 17.319. Entre esa presentación y la respuesta oficial transcurrieron 17 meses.
En ese lapso, la solicitante cambió de dueño
Challenger Energy Group PLC era una sociedad constituida en la Isla de Man que cotizaba en el Mercado Alternativo de Inversión (AIM, por sus siglas en inglés) de la Bolsa de Londres. El 12 de diciembre de 2025, la justicia de la Isla de Man aprobó el esquema de reorganización mediante el cual Sintana Energy Inc. adquirió la totalidad de su capital ordinario.
Sintana es una compañía canadiense que cotiza en la Bolsa TSX Venture (TSXV, por sus siglas en inglés), en el mercado extrabursátil OTCQX de Estados Unidos y también en el AIM. Robert Bose se desempeña como director ejecutivo y Eytan Uliel como presidente. Ambos, además, permanecieron en el directorio de Challenger, que continúa operando como subsidiaria.
Los números de la compradora son los de una junior de exploración
Al cierre de marzo de 2026, la compañía registraba una posición de caja de u$s 8,2 millones, activos totales por u$s 60,5 millones y una pérdida de u$s 1,1 millones en el trimestre. En todo el ejercicio 2025, el resultado negativo había alcanzado los u$s 10,2 millones. Su capitalización bursátil ronda los C$ 250 millones (dólares canadienses).
La brecha entre esas cifras se explica por su modelo de negocios. La propia empresa señala en sus documentos corporativos que su estrategia consiste en mantener participaciones en proyectos desarrollados por operadores internacionales con experiencia, lo que le permite requerir una inversión de capital comparativamente menor por parte propia.
La cartera: los dos lados del margen
Lo que Sintana adquirió al comprar Challenger fue una posición estratégica en el tablero offshore de Uruguay. Se trata de dos bloques: AREA OFF-1, en la cuenca Punta del Este, donde posee el 40% de participación mientras que Chevron opera el 60% restante; y AREA OFF-3, en la cuenca Pelotas, donde controla el 100% del bloque y su operación.
Shale24 relevó ese escenario en abril: siete bloques adjudicados, seis petroleras de primera línea global, programas de inversión comprometidos por u$s 233 millones y la confirmación del primer pozo exploratorio desde 2016 para el segundo semestre de 2026. Todo ello en un país que aún no registra descubrimientos comerciales de hidrocarburos. AREA OFF-3 es el único de los siete bloques que todavía no cuenta con un socio de primer nivel, por lo que la compañía mantiene abierto un proceso para incorporarlo.
Del otro lado del Atlántico está la mitad africana de la cartera.
Sintana tiene participaciones indirectas y encadenadas en 6 licencias de exploración petrolera (PEL, por sus siglas en inglés) en Namibia. La que manda es PEL 83, en la cuenca Orange, donde están los descubrimientos Mopane.
TotalEnergies tomó 40% y la operación a fines de 2025, con objetivo de decisión final de inversión (FID) en 2028 y primer petróleo en 2032. Galp elevó los recursos contingentes 3C del yacimiento de 875 millones a 1.380 millones de barriles equivalentes, un 57% más.
Una carta de intención le otorga a Sintana exclusividad para negociar un 30% indirecto en PEL 82, en la cuenca de Walvis, donde Chevron prevé perforar. En Angola, la compañía negocia además un 5% indirecto en el bloque KON-16, ubicado en la cuenca onshore de Kwanza, a través de un acuerdo con Corcel Plc. Ambas operaciones dependen de aprobaciones regulatorias previstas para lo que resta de 2026.
El vínculo que conecta Uruguay con Namibia es geológico. Se trata del margen conjugado del Atlántico Sur: las dos costas del rift que separó a América del Sur de África comparten un mismo sistema petrolero. "La cuenca costa afuera de Uruguay podría replicar a Namibia a través del margen conjugado del Atlántico Sur", señaló Stéphane Foucaud, analista de Auctus Advisors, en un informe publicado en mayo sobre la compañía.
El área CAN_200 se ubica sobre ese mismo corredor geológico, del lado argentino del límite marítimo. Mientras tanto, el calendario avanza: la sísmica 3D sobre AREA OFF-1 comenzó en el primer trimestre de 2026 y sus resultados preliminares están previstos para el cuarto trimestre. El proceso argentino, en cambio, todavía no cuenta con pliego ni cronograma definido.
El decreto toma como antecedente el Concurso Público Internacional Costa Afuera N° 1, al que califica como exitoso. Según el texto oficial, a partir de aquella adjudicación "se incrementó la actividad de exploración Costa Afuera en el país, con los consiguientes beneficios en materia de crecimiento económico y generación de empleo".
El saldo posterior fue otro. Argerich-1, el pozo de aguas ultraprofundas que Equinor perforó en CAN_100 con YPF y Shell como socios, resultó seco en 2024. Shell y Qatar Energy dejaron caer después los permisos de CAN_107 y CAN_109, mientras TotalEnergies y BP devolvían CAN_111 y CAN_113 y 5 áreas de la cuenca Malvinas Oeste corrían la misma suerte. En abril, Shale24 describía a la Cuenca Argentina Norte como una frontera trabada, sin descubrimiento ancla.