Horacio Marín, presidente y CEO de YPF, aguarda desde hace cinco meses la aprobación del Poder Ejecutivo uruguayo para entregarle a ENI el operatorship del bloque OFF-5.
Mientras ese trámite se demora en Montevideo, otras dos petroleras globales cerraron el tablero: el 25 de marzo, QatarEnergy y Chevron formalizaron su ingreso a los bloques OFF-2 y OFF-7, operados por Shell, y la plataforma marítima de Uruguay alcanzó por primera vez cobertura societaria completa. La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) lo comunicó oficialmente el 16 de abril.
Tres años de rondas, farm-ins y negociaciones dejaron a Uruguay con un mapa que no registraba antecedente: seis petroleras de primera línea global presentes en siete bloques offshore, programas de trabajo comprometidos por u$s 233 millones, una campaña sísmica 3D en curso con 22% de avance al 25 de marzo y el primer pozo exploratorio desde 2016 confirmado para el segundo semestre de 2026. Todo eso, sin un solo descubrimiento comercial en la historia exploratoria del país. La apuesta se construye sobre la analogía geológica con la cuenca Orange del margen africano, donde los hallazgos de la última década (Venus, Graff, Mopane) validaron el sistema pre-sal del Atlántico sudoccidental.
El mapa societario tras el 25 de marzo
Según el comunicado de ANCAP, en el bloque OFF-2 Shell conserva el 70% y la operación, con QatarEnergy tomando el 30% restante como socio no operador. En OFF-7, Shell mantiene el 40% y la operación, mientras que QatarEnergy y Chevron quedan con 30% cada una. Los tres contratos se encuadran en el régimen de exploración y producción vigente desde la Ronda Uruguay Abierta.
La acreage de Uruguay queda distribuida así tras los movimientos del 25 de marzo: OFF-1 bajo operación de Chevron (60%) con Sintana Energy (40%, la junior que absorbió a Challenger Energy en 2025); OFF-2 con Shell (70%) y QatarEnergy (30%); OFF-3 bajo Sintana Energy (100%); OFF-4 con APA Corporation y Shell (50-50, APA operador); OFF-5 con YPF al 100% a través de su subsidiaria MIWEN, pendiente el traspaso del 50% y el operatorship a ENI; OFF-6 bajo APA al 100%; y OFF-7 con Shell (40%), QatarEnergy (30%) y Chevron (30%).
Tres años para poblar el tablero
La secuencia que desembocó en el mapa actual arrancó en 2023, cuando ANCAP adjudicó los bloques a Shell, APA Corporation, YPF y Challenger Energy (hoy Sintana Energy tras la adquisición). El primer movimiento relevante llegó en 2024, con el regreso de Chevron a Uruguay después de medio siglo de ausencia: tomó el 60% y la operación del OFF-1 a través de un farm-in con Challenger. La compañía, con sede en Houston, había perforado en 1976 a unos 150 kilómetros de Punta del Este, sin éxito comercial.
En noviembre de 2025, ENI adquirió el 50% y el operatorship del OFF-5 en un farm-in con YPF, efectivo tras aprobación de las autoridades uruguayas. Ese aval formal sigue pendiente al 17 de abril. El cierre del tablero llegó el 25 de marzo con la entrada de QatarEnergy, su primera operación en Uruguay, y la ampliación de la presencia de Chevron a un segundo bloque.
Mopane, la cuenca Orange y el espejo uruguayo
La referencia a Namibia no es ornamental. El 23 de marzo, Galp Energia publicó su Integrated Management Report 2025 con una revisión material sobre el complejo Mopane, en el permiso PEL 83 del offshore de Namibia. Los recursos contingentes 3C del complejo fueron revisados al alza de 875 millones a 1.380 millones de boe (del inglés barrels of oil equivalent, barriles equivalentes de petróleo), un incremento del 57% respecto del reporte anterior. La petrolera con sede en Lisboa está cediendo el operatorship a TotalEnergies, que planea una campaña de tres pozos en el segundo semestre de 2026, con FID proyectada para 2028 y first oil para 2032.
Sostienen los expertos que la analogía con la cuenca Orange no opera sobre la capa cretácica, sino sobre la sección aptiana pre-sal lacustrina. Ese es el play que generó Venus y Mopane en Namibia, y es el mismo sistema que los operadores uruguayos buscan confirmar en la cuenca Pelotas: un kitchen activo que no está presente en todos los márgenes pasivos del Atlántico Sur. La sísmica en curso está diseñada para iluminar esa sección específica, no el paquete superior. Los dos márgenes compartieron estructuras tectónicas antes de la separación continental, lo que sostiene la hipótesis de trabajo de las majors.
La sísmica multicliente ya relevó 564 km²
La campaña de adquisición sísmica 3D que alimentará los programas de los nuevos socios arrancó el 1 de marzo. El buque BGP Prospector, en el marco del acuerdo multicliente entre ANCAP y CGG Services US Inc (Viridien), adquirió al 25 de marzo 564 km² de datos sísmicos, equivalentes al 22% de lo previsto para la primera temporada, según informó ANCAP. La operación cuenta con el apoyo del buque de suministro Moonrise G y el buque escolta de bandera uruguaya WP Halle.
La primera temporada comenzó por el bloque OFF-1 operado por Chevron y se extiende sobre otros bloques del cluster, incluyendo áreas donde Shell es operadora. El equipo de observadores de fauna marina que acompaña la operación registró 207 avistamientos y 31 detecciones por monitoreo acústico pasivo entre el 25 de febrero y el 22 de marzo, con 17 postergaciones y 40 apagados de la fuente acústica por presencia de fauna en la zona de mitigación. ANCAP informó que no se registraron incidentes ambientales ni de seguridad en el período.
El próximo paso: el taladro de APA y la espera por ENI
Con el mapa completo, la atención del sector se desplaza hacia la perforación. APA Corporation, que opera el bloque OFF-6 en aguas de más de 2.000 metros de profundidad a unos 210 kilómetros de la costa, tiene previsto ejecutar un pozo exploratorio con una inversión estimada en u$s 200 millones entre el segundo semestre de 2026 y el primer trimestre de 2027, según adelantó Argus Media en su cobertura del sector. Sería el primer pozo perforado en la cuenca offshore de Uruguay desde 2016, cuando TotalEnergies abandonó un intento en la misma plataforma sin hallazgos comerciales.
La historia exploratoria del país acumula sólo tres pozos: dos en la década del 70 y el de 2016. Ninguno resultó productivo. La campaña operativa que APA debe presentar ante el Ministerio de Ambiente contempla un buque de perforación de posicionamiento dinámico, cuatro embarcaciones de apoyo y cerca de 110 días de actividad, de los cuales 79 corresponden a la perforación propiamente dicha.
El otro movimiento que el sector espera es la aprobación formal del Poder Ejecutivo uruguayo al farm-out de YPF hacia ENI en el OFF-5. El acuerdo se firmó el 25 de noviembre de 2025 y su efectividad depende de ese aval. Una vez que se resuelva, ENI asumiría la operación del bloque de 16.883 km² y podría adelantar un pozo exploratorio entre 2027 y 2028, tras completar el análisis de la sísmica 3D.