El movimiento se inscribe en una doble alianza con ENI que también incluye el desarrollo conjunto de GNL, y se apoya en la analogía geológica entre el Atlántico sur y los recientes hallazgos en Namibia.

YPF está a punto de dar un nuevo paso en su proyección regional al concretar un acuerdo con la compañía italiana ENI para la exploración offshore en aguas uruguayas. La alianza, que se gestó a partir de un Memorándum de Entendimiento firmado en abril, incluiría la cesión parcial del bloque OFF-5, situado frente a las costas de Punta del Este, a cambio de que ENI asuma la operación y financie la etapa exploratoria. El anuncio oficial podría producirse en los próximos días, según fuentes del sector.

Aunque el entendimiento inicial entre ambas compañías contemplaba dos frentes —el desarrollo conjunto de GNL y la exploración en aguas profundas—, fue el primero el que ganó mayor visibilidad tras el viaje presidencial a Italia, donde Javier Milei y Giorgia Meloni respaldaron públicamente la cooperación bilateral. Sin embargo, ahora el foco parece desplazarse al offshore, con una jugada que permitiría a YPF avanzar sin comprometer recursos propios, algo que su presidente, Horacio Marín, ha planteado como criterio central en reiteradas oportunidades.

Si bien el off-shore oriental ya fue explorad --y perforado-- la elección del bloque OFF-5 en Uruguay no es casual: se trata de un área de 16.836 kilómetros cuadrados —considerablemente más extensa que las áreas equivalentes en la plataforma argentina— y de concesión exclusiva de YPF. A diferencia de los bloques CAN 100, CAN 102, CAN 114, AUS 105/106 y MLO 123 del Mar Argentino, donde la petrolera nacional comparte participación con otros socios, en Uruguay no hay terceros involucrados, lo que agiliza la toma de decisiones y facilita la cesión de parte del activo a un operador especializado como ENI.

El interés de la compañía italiana no responde únicamente a una oportunidad coyuntural. Sus recientes hallazgos offshore en Namibia, en el suroeste de África, han despertado entusiasmo en la industria por su potencial geológico comparable al del Atlántico Sur, dada la conexión tectónica entre ambas regiones hace millones de años. Esta analogía impulsa a ENI a posicionarse estratégicamente del lado sudamericano del océano. La formación hidrocarburífera de Namibia no se extiende físicamente hasta el Río de la Plata, pero existe una relación geológica ancestral entre ambas regiones debido a que, antes de la apertura del océano Atlántico, formaban parte del supercontinente Gondwana. Las cuencas sedimentarias de la costa atlántica de Sudamérica (como Pelotas, Santos y la Cuenca Argentina Norte) y las de África occidental (como la cuenca de Walvis, en Namibia) compartían una misma historia tectónica y presentan características similares en cuanto a edad, tipos de rocas madre y estructuras favorables para la acumulación de hidrocarburos.

Esta conexión ha motivado a las compañías petroleras pensar en “cuencas espejo”, explorando a ambos lados del Atlántico bajo la hipótesis de que lo encontrado en Namibia podría repetirse en Uruguay, Brasil o incluso Argentina. En particular, la Cuenca Argentina Norte (CAN), ubicada frente a las costas bonaerenses y patagónicas, ha sido señalada por algunos estudios como potencialmente análoga a las cuencas productivas de Namibia, lo que refuerza el interés estratégico en su exploración offshore. Desde el punto de vista operativo, la urgencia por cerrar el acuerdo antes del último trimestre del año tiene fundamentos técnicos. La ventana estival en el Hemisferio Sur es clave para llevar adelante tareas de exploración sísmica y perforación, ya que las condiciones meteorológicas del invierno hacen más complejas y riesgosas las operaciones offshore.

Cabe señalar que esta negociación se desarrolla de forma paralela al proyecto de GNL, en el que YPF también avanza junto a ENI. Marín ha declarado que esperan alcanzar la Decisión Final de Inversión (FID) en enero de 2026, aunque no se descarta que antes de esa fecha se anuncien nuevos socios para el emprendimiento, incluyendo otra major internacional y una compañía argentina. Con esta doble estrategia —sinergias en GNL y en offshore—, YPF consolida su vínculo con ENI y da señales de una política exterior energética más dinámica y proactiva, orientada a diversificar mercados, tecnologías y socios. La exploración en Uruguay, si se concreta, marcará un hito en ese camino.

Antecedentes

La búsqueda de hidrocarburos en el Uruguay es de larga data. A fines del año 1940 el Instituto Geológico del Uruguay con YPF como operador, comenzó a perforar en busca de hidrocarburos, a unos 80 kilómetros de la ciudad de Salto. Pero la vocación matera de los orientales estaba sellada y el día de reyes el trépano entregó su obsequio: salió agua caliente. El descubrimiento dio paso a una importante y pionera industria turístico-termal. Pero la porfía de los geólogos no se detendría. En 1957 volvieron a perforar esta vez a 10 kilómetros de la ciudad de Salto sobre el Rio Daymán con resultados similares.

En la década del ´70 la crisis internacional del mercado petrolero provocó una profunda crisis energética que impulsó al gobierno oriental –en esa época también en crisis– a celebrar un contrato de perforación off-shore con Chevron. El contrato estableció la perforación de tres pozos y en 1976, Chevron comenzó las perforaciones, a unos 150 km de Punta del Este. Tras la primera perforación se descubrió que el subsuelo basáltico (perteneciente el macizo brasileño) era de un enorme espesor (cercano a los 6.000 metros) y habida cuenta de su origen volcánico, la empresa decidió no continuar con la perforación. Por su parte el gobierno uruguayo exigió el cumplimiento del contrato y tras un acuerdo amistoso, se acordó salomónicamente perforar el segundo pozo. Pero el intento dio igual resultado: seco.

Hallazgos

“Hemos encontrado petróleo de buena calidad” había declaró en México el presidente del Uruguay. Este anuncio fue seguido de un comunicado oficial: “El gobierno uruguayo confirmó la existencia de yacimientos de gas natural en su plataforma continental y profundizará los estudios para encarar la eventual explotación.” Aunque parece fresca la noticia el anuncio, fue de Tabaré Vázquez en 2008. Basado en estos “descubrimientos”, el gobierno de Tabaré Vásquez decidió convocar a la Ronda Uruguay 2009 para interesar a las principales empresas petroleras del mundo en la explotación de estos yacimientos.

Ronda Uruguay I

En 2008Al año siguiente del anuncio de Tabaré en México, precisamente el 3 de marzo de 2009, los titulares informaban: “Grandes petroleras concretan interés en la Ronda Uruguay”. Unas 28 compañías se habían interesado en los posibles reservorios de gas y de petróleo, y habían comprado el informe realizado por la empresa noruega. El gobierno había dividió 11 bloques en la zona oceánica para llamar a adjudicaciones para explorar y explotar. Se adjudicaron dos.

Tras el llamado de la Ronda, en 2009 se habían adjudicado bloques, todo en base a la información general de los trabajos sísmicos realizados durante 2007 y 2008 por la empresa Wavefield Inseis y se adjudicaron dos bloques para su exploración y explotación a un consorcio internacional integrado por YPF, Petrobrás y Galp. Pasaron los años y de aquel anuncio más nada se supo.

Seis empresas presentaron información y quedaron habilitadas para presentar ofertas: BHP Billiton de Australia, GALP de Portugal, PDVSA de Venezuela, Petrobras de Brasil, Pluspetrol de Argentina e YPF también de Argentina. De estas 6 empresas, 3 son Top 100: BHP Billiton, PDVSA y Petrobras. YPF no fue considerada Top 100 como tal en el Ranking de 2009. Todas calificaron como operadoras salvo GALP Energía, que calificó pero como no operadora. De estas 6 empresas, 3 se unieron para formar un consorcio (YPF, Petrobras y GALP) y presentaron ofertas por los bloques 3 y 4, ambos ubicados en la Cuenca Punta del Este.

Ronda II

“La llama hay que mantenerla encendida” dijo un alto funcionario del gobierno oriental, por lo que se decidió en 2011 convocar a la Ronda II y continuar con la estrategia seguida en la Ronda Uruguay 2009. Se realizó un nuevo llamado a interesados para la adjudicación de contratos de exploración-explotación de hidrocarburos en áreas offshore del Uruguay, se planificó y comenzó a ejecutar el proyecto Ronda Uruguay II. Los objetivos del mismo fueron mantener y reforzar la imagen de Uruguay en las empresas petroleras como oportunidad para desarrollar negocios de exploración de hidrocarburos, y lograr el interés de dichas empresas, concretadas en propuestas para explorar en el offshore de Uruguay.

La Ronda Uruguay II, lanzada por ANCAP y cerrada en marzo de 2012, ofreció 15 bloques de la plataforma marítima uruguaya para exploración de hidrocarburos, de los cuales 8 fueron adjudicados. Las adjudicatarias incluyeron a British Petroleum (BP), British Gas Group (BG), Total y Tullow Oil. Estas compañías firmaron contratos para realizar trabajos en las tres cuencas offshore del país, y el proceso licitatorio despertó un interés considerable, con 19 ofertas presentadas por 9 empresas, muchas de ellas compitiendo por los mismos bloques.

En los años posteriores, las adjudicatarias concretaron diversas asociaciones estratégicas: ExxonMobil adquirió un 35 % en los proyectos de Total y Tullow Oil, mientras que esta última también cedió un 30 % de su participación a la japonesa Inpex. BG, por su parte, fue absorbida por Shell, que quedó como titular de sus bloques (8, 9 y 13). Sin embargo, no todas las iniciativas prosperaron: en octubre de 2015, BP decidió devolver los tres bloques que le habían sido adjudicados (6, 11 y 12), en un contexto de caída del precio internacional del petróleo.

TOTAL puso el pecho

Un consorcio encabezado por el grupo francés Total comenzó la perforación en marzo de 2016 y se llevó a cabo a unos 400 kilómetros de Montevideo, en una zona con una profundidad de más de 3.400 metros de lámina de agua. Este pozo fue el primero de este tipo en Uruguay desde 1976 y se realizó como parte de los trabajos de exploración de la Ronda Uruguay II. El resultado fue negativo. No obtante, la Ronda Uruguay II fue un paso significativo para el país en su intento por desarrollar el potencial energético offshore, permitiendo la incorporación de nuevos actores internacionales como Total, Tullow, BG y BP al ecosistema exploratorio uruguayo, y atrayendo por primera vez inversiones relevantes en aguas profundas. Aun así, los desafíos técnicos y financieros, sumados a resultados geológicos limitados, han frenado el avance hacia una explotación comercial sostenida.

El Fracaso de la Ronda III

La Ronda Uruguay III, lanzada por ANCAP en 2023 bajo un modelo de licitación abierta y continua, no logró hasta el momento atraer el interés esperado por parte de las grandes compañías petroleras internacionales. Pese a que la propuesta incluía condiciones fiscales competitivas, plazos amplios de exploración y bloques ubicados en áreas geológicamente prometedoras de la cuenca Pelotas–Punta del Este, el escenario global de transición energética, los altos costos operativos en aguas ultraprofundas y la falta de descubrimientos exitosos en rondas anteriores parecen haber desalentado nuevas inversiones.

A más de un año de su lanzamiento, ninguna empresa ha presentado ofertas formales ni solicitado bloques, lo que pone en evidencia el escaso atractivo del esquema actual. El resultado contrasta con las expectativas iniciales del Gobierno uruguayo, que aspiraba a capitalizar el renovado interés por el Atlántico Sur tras los descubrimientos offshore en Namibia y Brasil. Sin embargo, la experiencia acumulada con la Ronda Uruguay II —cuyo único pozo perforado por Total en 2016 resultó seco— ha generado mayor cautela en el sector. Aunque ANCAP ha insistido en que la ronda permanecerá abierta y confía en que el interés se reactive en el mediano plazo, lo cierto es que la falta de avances concretos expone las limitaciones de la estrategia actual y obliga a repensar los incentivos para competir en un mercado global cada vez más selectivo y orientado a reducir riesgos.

Fuente: Energia y Negocios