La exploración de hidrocarburos en aguas profundas frente a Uruguay continua un derrotero que ya lleva décadas. En un movimiento que refuerza la actividad prospectiva, la estatal QatarEnergy y la estadounidense Chevron decidieron incorporarse a bloques adjudicados, asociándose con Shell bajo esquemas de farm-in que redistribuyen riesgo y capital en una etapa aún marcada por la incertidumbre geológica.

El ingreso de QatarEnergy en los bloques OFF-2 y OFF-7 —ya formalizado— y su inminente desembarco en el OFF-4, así como la participación de Chevron en el OFF-7, constituyen algo más que simples ajustes societarios. Señalan, en cambio, un creciente voto de confianza de actores globales con amplia experiencia en exploración offshore de alta complejidad. En un sector donde la asignación de capital es altamente selectiva, estas decisiones suelen interpretarse como indicadores de algún tipo de potencial.

Shell retiene la operación en los bloques clave —con un 70% en OFF-2 y un 40% en OFF-7— mientras sus nuevos socios asumen posiciones minoritarias pero significativas. QatarEnergy, fiel a su estrategia internacional, privilegia el rol de inversor no operador, aportando capital y diversificación geográfica sin involucrarse directamente en la ejecución técnica. Chevron, por su parte, combina aquí su perfil tradicional de operador con una posición más flexible como socio.

Detrás de estos movimientos subyace la lógica económica de la exploración en aguas profundas: costos elevados, largos horizontes de maduración y probabilidades inciertas. En ese contexto, los acuerdos de farm-in no solo permiten compartir el riesgo financiero, sino también integrar capacidades técnicas que resultan críticas en entornos geológicos complejos. La experiencia acumulada en otras cuencas —desde el Golfo de México hasta África occidental— se convierte en un activo transferible.

Aunque Uruguay carece aún de descubrimientos comerciales y los antecedentes le han negado la posibilidad de hallazgos aptos para producción, la actividad sugiere que el país ha logrado posicionar a su sistema financiero en el radar de la industria.

La adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos, junto con el desarrollo de modelos geológicos más sofisticados, apuntan a reducir la incertidumbre exploratoria y a delimitar con mayor precisión las estructuras prospectivas.

El interés no se limita a estos bloques. En noviembre pasado, YPF acordó con la italiana ENI la exploración conjunta del OFF-5, con una estructura que prevé el traspaso de la operación a la compañía europea. La decisión sobre una eventual perforación quedará supeditada a los resultados técnicos que se obtengan durante 2026, en línea con una disciplina de capital que privilegia hitos progresivos antes de comprometer inversiones mayores.

Chevron, además, había marcado previamente su retorno a Uruguay tras medio siglo, al asumir una participación operativa en el bloque OFF-1. Estos movimientos, aunque dispersos, configuran una tendencia: la convergencia de grandes jugadores en una cuenca todavía incipiente, pero cada vez más visible.

El caso del bloque OFF-6 ilustra tanto el potencial como los riesgos inherentes. APA Corporation evalúa la perforación de un pozo exploratorio con una inversión estimada en 200 millones de dólares, en aguas de más de 2.000 metros de profundidad. La operación, técnicamente exigente y logísticamente compleja, requerirá una campaña prolongada y recursos significativos, sin garantías de éxito. Un antecedente relevante es la exploración realizada por TotalEnergies en 2016, que no arrojó descubrimientos, aunque sí permitió avances en el conocimiento geológico de la cuenca.

En conjunto, el escenario actual no tiene precedentes en Uruguay. Por primera vez, la totalidad de las áreas offshore bajo la Ronda Uruguay Abierta se encuentra comprometida mediante contratos de exploración y producción. Sin embargo, el paso de la promesa geológica a la realidad comercial sigue siendo incierto.

Para Montevideo, el desafío será doble: sostener el interés inversor en un contexto global de transición energética y, al mismo tiempo, gestionar las expectativas en torno a una potencial nueva fuente de ingresos. Para las compañías, la apuesta es más directa: anticiparse —con información incompleta— a lo que podría ser, o no, una nueva provincia petrolera.

Antecedentes

La búsqueda de hidrocarburos en Uruguay se remonta a la década de 1940. El Instituto Geológico del Uruguay, con YPF como operador, perforó cerca de Salto sin encontrar petróleo; en su lugar, surgieron aguas termales que dieron origen a una actividad turística. Nuevos intentos en 1957 arrojaron resultados similares.

En los años setenta, la crisis petrolera llevó al gobierno a firmar un contrato offshore con Chevron. La empresa perforó a 150 km de Punta del Este en 1976, pero decidió abandonar, tras constatar el gran espesor del basamento basáltico perteneciente al denominado “macizo brasileño”. El contrato con el gobierno cívico-militar de la época, estableció tres pozos por lo acordadon amistosamente un segundo que posteriormente, también resultó seco.

En 2008, el presidente Tabaré Vázquez anunció hallazgos de hidrocarburos. El gobierno convocó a la Ronda Uruguay 2009 para atraer inversión internacional. Se ofrecieron 11 bloques offshore; dos fueron adjudicados a un consorcio integrado por YPF, Petrobras y Galp, sobre la base de estudios sísmicos previos. Varias empresas mostraron interés, aunque los avances posteriores fueron limitados.

En 2011 se lanzó la Ronda Uruguay II con el objetivo de sostener el interés inversor. La licitación, cerrada en 2012, ofreció 15 bloques, de los cuales ocho fueron adjudicados a compañías como BP, BG Group, Total y Tullow Oil. Posteriormente se produjeron asociaciones y cambios accionariales, incluyendo la entrada de ExxonMobil y la adquisición de BG por Shell.

En 2016, un consorcio liderado por Total perforó un pozo en aguas profundas a 400 km de Montevideo. Fue el primero desde 1976 y resultó seco. Aun así, la ronda incorporó nuevos actores y promovió inversiones en exploración offshore, sin derivar en producción comercial.

La Ronda Uruguay III, lanzada en 2023 por ANCAP bajo un esquema abierto, recibió ofertas. Pese a condiciones fiscales y geológicas consideradas competitivas, factores como la transición energética, los costos en aguas profundas y la falta de descubrimientos previos han limitado el interés. Más de un año después, no se han adjudicado bloques.

El contraste con expectativas oficiales, influenciadas por descubrimientos recientes en el Atlántico Sur, refleja un entorno inversor más selectivo. La continuidad del proceso depende de la capacidad de ajustar incentivos en un contexto de mayor aversión al riesgo.