La entrada de QatarEnergy y Chevron en bloques de exploración frente a las costas uruguayas, bajo acuerdos de farm-in con Shell, consolida un nuevo mapa societario en la cuenca offshore del país. El movimiento, que llega tras décadas de búsqueda sin descubrimientos comerciales, refuerza la actividad prospectiva en un contexto de altos costos, elevada incertidumbre geológica y transición energética global.
La estatal qatarí QatarEnergy ya formalizó su ingreso en los bloques OFF-2 y OFF-7 y prepara su desembarco en el OFF-4, mientras que Chevron tomó participación en el OFF-7. Más que un simple reacomodamiento accionario, estas decisiones son leídas como un voto de confianza de grandes jugadores internacionales con probada experiencia en exploración en aguas profundas y ultra profundas. En una industria donde la asignación de capital es especialmente selectiva, la presencia de estos actores suele interpretarse como una señal de potencial geológico.
Shell mantiene la operación de los bloques clave, con el 70% de participación en el OFF-2 y el 40% en el OFF-7, mientras que sus nuevos socios asumen posiciones minoritarias, aunque estratégicas. Fiel a su perfil global, QatarEnergy privilegia el rol de inversor no operador, aportando capital y diversificación geográfica sin intervenir directamente en la ejecución técnica. Chevron, en tanto, combina en Uruguay su tradicional perfil de operador con una postura más flexible como socio en determinados activos.
Los acuerdos de farm-in responden a la lógica económica de la exploración en aguas profundas: proyectos de alto costo, plazos largos de maduración y probabilidades de éxito inciertas. Estos esquemas permiten compartir el riesgo financiero y, al mismo tiempo, sumar capacidades técnicas en ambientes geológicos complejos. La experiencia acumulada en otras cuencas, desde el Golfo de México hasta África occidental, se convierte en un activo que las compañías buscan capitalizar en nuevos frentes exploratorios.
Pese a que Uruguay no registra hasta ahora descubrimientos comerciales y los antecedentes han sido esquivos a la hora de hallar yacimientos aptos para producción, la continuidad de la actividad sugiere que el país ha logrado instalarse en el radar de la industria. La adquisición y reprocesamiento de datos sísmicos, junto con el uso de modelos geológicos más sofisticados, apuntan a reducir la incertidumbre exploratoria y a delimitar con mayor precisión las estructuras con potencial.
El interés de las petroleras no se concentra únicamente en los bloques donde participan Shell, QatarEnergy y Chevron. En noviembre pasado, YPF acordó con la italiana ENI la exploración conjunta del bloque OFF-5, en una estructura que prevé la transferencia de la operación a la compañía europea. La decisión sobre una eventual perforación quedará condicionada a los resultados técnicos que se obtengan durante 2026, en línea con una disciplina de capital que avanza por hitos antes de asumir compromisos de inversión mayores.
Chevron ya había marcado previamente su retorno al país tras medio siglo, al tomar una participación operativa en el bloque OFF-1. En paralelo, el bloque OFF-6 se ha transformado en un caso testigo del potencial y los riesgos de la cuenca: APA Corporation evalúa la perforación de un pozo exploratorio estimado en 200 millones de dólares, en aguas de más de 2.000 metros de profundidad. Se trata de una operación técnicamente exigente y logísticamente compleja, que requerirá una campaña prolongada y recursos significativos, sin garantías de éxito. Un antecedente relevante es el pozo perforado en 2016 por un consorcio liderado por TotalEnergies, a unos 400 kilómetros de Montevideo, que resultó seco pero permitió avanzar en el conocimiento geológico de la cuenca.
El escenario actual no tiene precedentes en Uruguay: por primera vez, la totalidad de las áreas offshore incluidas en la Ronda Uruguay Abierta se encuentra bajo contratos de exploración y producción. Al mismo tiempo, la Ronda Uruguay III, lanzada en 2023 por ANCAP bajo un esquema abierto, enfrenta un contexto más desafiante. Aunque el país ofrece condiciones fiscales y geológicas consideradas competitivas, factores como la transición energética, los altos costos en aguas profundas y la ausencia de descubrimientos previos han limitado el apetito inversor, y más de un año después no se han adjudicado nuevos bloques.
La trayectoria histórica de la exploración ayuda a explicar la cautela actual. La búsqueda de hidrocarburos en Uruguay se remonta a la década de 1940, cuando el Instituto Geológico del Uruguay, con YPF como operador, perforó cerca de Salto sin encontrar petróleo, aunque emergieron aguas termales que dieron origen a un polo turístico. Nuevos intentos en 1957 repitieron el resultado. En los años setenta, la crisis petrolera llevó al gobierno a firmar un contrato offshore con Chevron, que perforó en 1976 a unos 150 kilómetros de Punta del Este y finalmente optó por retirarse tras constatar el gran espesor del basamento basáltico del denominado “macizo brasileño”.
El ciclo moderno se reactivó en 2008, cuando el presidente Tabaré Vázquez anunció la presencia de hidrocarburos y se lanzó la Ronda Uruguay 2009 para atraer inversión internacional. Se ofrecieron 11 bloques offshore, de los cuales dos fueron adjudicados a un consorcio integrado por YPF, Petrobras y Galp, sobre la base de estudios sísmicos previos. Aunque varias compañías mostraron interés, los avances posteriores fueron acotados. En 2011 se lanzó la Ronda Uruguay II, que cerró en 2012 con la oferta de 15 bloques, ocho de ellos adjudicados a firmas como BP, BG Group, Total y Tullow Oil. Luego se sucedieron asociaciones y cambios accionariales, incluyendo la entrada de ExxonMobil y la adquisición de BG por parte de Shell.
Para Montevideo, el desafío ahora es doble: sostener el interés inversor en un entorno en el que las grandes compañías priorizan proyectos de menor riesgo y mejor retorno, y al mismo tiempo gestionar las expectativas en torno a una posible nueva fuente de ingresos fiscales. Para las empresas, la apuesta es más directa: anticiparse, con información aún incompleta, a lo que podría convertirse —o no— en una nueva provincia petrolera en el Atlántico Sur. El desenlace de esta etapa exploratoria seguirá dependiendo de la evolución de los datos técnicos, del marco regulatorio y de la capacidad de Uruguay para ajustar incentivos en un escenario global de mayor aversión al riesgo.