Exploración offshore en Uruguay: las probabilidades de éxito, los riesgos ambientales y los argumentos de Ancap para buscar petróleo en 2025
El gerente de Transición Energética y el jefe de Exploración y Producción de la empresa estatal comparecieron ante una comisión de Diputados y explicaron al detalle los procesos que se están llevando adelante en el mar uruguayo.
Los hallazgos de petróleo en 2022 en la costa de Namibia, con quien Uruguay comparte origen geológico de cuando el mundo era un supercontinente denominado Pangea, renovaron las expectativas y el interés por la exploración en Uruguay (así como en el sur de Brasil y el norte de Argentina).
Desde la década del '70 Uruguay viene realizando exploración sísmica (primero 2D y luego 3D) y solo en tres oportunidades se concretaron pozos exploratorios: dos que se perforaron en 1976 y otro en 2016. Hoy el Estado tiene siete contratos vigentes que están todos en la primera etapa de exploración y en Ancap estiman que la inversión total por esa fase sea de unos US$ 200 millones.
En ese marco, la comisión de frente marítimo de la Cámara de Diputados recibió el jueves 4 al gerente de Transición Energética de Ancap, Santiago Ferro, y al jefe de Exploración y Producción de la empresa estatal, Pablo Gristo. Ambos trabajan desde hace 18 años en la empresa vinculados a los procesos de exploración.
Ferro explicó que la “mayoría” de los trabajos exploratorios que se van a desarrollar son “de computadora” aprovechando toda la información existente que se levantó entre 2012 y 2014. Lo nuevo que se va a realizar son trabajos de sísmica 3D en áreas mucho más chicas que las que ya se exploraron y además se va a realizar un nuevo pozo exploratorio.
“O sea que diez años después del pozo en 2016 estaríamos de vuelta teniendo un nuevo pozo exploratorio”, dijo Ferro en comisión según consta en la versión taquigráfica a la que accedió El Observador.
Las empresas Searcher Geodata, CGG Services, APA Exploration y PGS recibieron el viernes la autorización ambiental del Ministerio de Ambiente para realizar la prospección sísmica 3D, según informó La Diaria. De todos modos, la cartera autorizó un área a explorar que representa un tercio de lo solicitado inicialmente.
“Lo nuevo no es la búsqueda de petróleo con sísmica, lo nuevo es que se hará con las máximas garantías ambientales en esta nueva etapa resuelta con los contratos firmados en la administración anterior”, dijo el ministro Edgardo Ortuño a La Diaria.
“Un dato importante que explica el interés de la compañía por perforar es que en ese lugar la empresa estima cerca de cuatro mil millones de barriles en sitio. Estamos hablando de lo que en la industria se denomina un elefante o un gigante: un prospecto muy atractivo”
¿Dónde se va a realizar este trabajo? El punto más cercano a la costa está a 175 kilómetros y para el pozo –que todavía espera por la autorización ambiental– el punto más cercano es a 215 kilómetros.
¿Cuáles son las probabilidades de encontrar petróleo? En cuencas de frontera exploratoria como la de Uruguay, en la que nunca hubo un descubrimiento, la probabilidad de éxito es menor al 25%. Los hallazgos en Namibia permitieron elevar la probabilidad de 10% al 23%.
Los riesgos
El jefe de Exploración y Producción de Ancap, Pablo Gristo, fue el encargado de explicar los riesgos ambientales y sociales que implican estos procesos. El principal problema que se genera al realizar sísmica es el sonido ya que no hay explosiones. Se genera un sonido con aire a comprensión que genera ondas que permiten registrar las características del subsuelo.
“Ese sonido introduce una interferencia en el ambiente y, por lo tanto, es necesario tener determinados cuidados”, dijo Gristo.
Los cuidados implican llevar a bordo de los buques biólogos marinos que verifiquen que no haya mamíferos (tortugas u otras especies) dentro de la distancia de seguridad del buque. Si se detecta la presencia de alguna de estas especies la actividad se detiene.
La autorización ambiental otorgada, a la que accedió El Observador, establece que “no se podrán activar las fuentes de sonido ante la presencia de cetáceos (ballenas y delfines, entre otros), tortugas y pinnípedos (lobos y leones marinos) en un radio de 1.000 metros y “deberán apagarse inmediatamente” ante la presencia de cetáceos en el radio de mitigación de 1.000 metros y de 600 metros para las tortugas y pinnípedos”. Si en 20 minutos se retiran del área de mitigación se podrá continuar con el trabajo sin repetir el trabajo de observación previa.
Otro de los temas a considerar es la potencial interferencia con otros usos y actividades. En esa zona, a unos 175 kilómetros de la costa, la actividad principal es la pesca. Se trata de una actividad que tiene una estacionalidad definida y para minimizar la interferencia se establecieron períodos específicos de operación: la actividad sísmica iría desde octubre/noviembre a marzo o abril. La zafra de la pesca en esa zona se da en otoño/invierno.
De todos modos, el gobierno estableció un “plan de compensación” en caso de afectación a la pesca. Esto quiere decir que se las empresas demuestran algún tipo de afectación (zonas en las que no pueden pescar, menos pesca, etc.) el gobierno las compensará económicamente.
“Déjenme mencionar que en ninguna parte del mundo, salvo en Noruega, se aplica ese tipo de práctica”, destacó Gristo y aseguró que en otros asuntos también aplicaron una estrategia similar de buscar las medidas más protectoras.
“Por ejemplo, ¿cuál es el país que tiene el mayor nivel de protección en materia de mamíferos marinos? Reino Unido. Perfecto, tomamos el modelo de Reino Unido y lo aplicamos aquí en Uruguay. Así que el concepto ha sido adoptar el nivel más exigente, no a nivel global, sino el específico de cada país. Ese es el que vamos a adoptar y es lo que se va a seguir en el caso de la sísmica”, dijo.
En el caso de la perforación –el “proyecto estrella”, según Gristo– también se va a desarrollar en una zona y en un período con “interferencias mínimas” con otras actividades.
“Un dato importante que explica el interés de la compañía por perforar es que en ese lugar la empresa estima cerca de cuatro mil millones de barriles en sitio. Estamos hablando de lo que en la industria se denomina un elefante o un gigante: un prospecto muy atractivo”, dijo aunque recordó que los números de probabilidad están entre un 20% y un 25%.
Si en la primera perforación se descubre, luego hay que hacer tres o cuatro pozos adicionales para determinar la extensión del yacimiento y definir si es comercial.
“¿En qué etapa estamos hoy en día?”, se preguntó Gristo en el Parlamento, y respondió: “la etapa de planificación y diseño”. Se presentó la autorización ambiental ante Ministerio de Ambiente en agosto, se está trabajando con la Administración Nacional de Puertos para usar un área dentro del puerto de Montevideo y la empresa está abriendo licitaciones para proveedores.
“Es un proyecto que puede insumir entre US$ 100 millones y US$ 150 millones; realmente es uno de los proyectos más importantes que tenemos para los próximos tres o cuatro años”, aseguró.
El principal riesgo ambiental de la perforación es un eventual derrame que, si bien es un evento de “muy baja probabilidad”, es una de las mayores preocupaciones. Por eso se realizan “modelados” y se plantean “todas las respuestas posibles”.
“Se hace todo lo necesario para que la probabilidad de ese evento sea muy baja; y en el caso de que ocurra, que haya una respuesta efectiva a nivel del derrame”, dijo Gristo.
El jefe de Exploración de Exploración y Producción aseguró que “todo el mundo está mirando el pozo de Uruguay” y aseguró que las “grandes compañías del sector lo han calificado como uno de los cinco o diez pozos más importantes del mundo para el 2026”.
¿Y si hay petróleo?
El gerente de Transición Energética pidió a los legisladores que le “permitan soñar” y explicó cómo sería el rol de Ancap y la renta petrolera que le quedaría al país en el caso de que se encuentre petróleo y sea comercialmente viable.
Los contratos actuales que tiene Uruguay prevén que el Estado “capture renta por tres vías”. La parte del Estado uruguayo del profit (parte de la ganancia que se queda conocida como profit oil), el impuesto a la renta que se aplique sobre la ganancia de la petrolera y el margen de Ancap si la empresa finalmente decide asociarse. El contrato establece que la petrolera estatal tiene el “derecho a asociarse” en hasta un 20% y eso quiere decir, según Ferro, que Ancap tiene la “oportunidad de ser parte del negocio” pero si decide no serlo ese beneficio queda exclusivamente para el privado. Para hacerlo tiene que invertir.
“La tajada, que viene a ser qué parte de las ganancias se queda Uruguay, es aproximadamente el 60%, y digo aproximadamente porque varía contrato a contrato ya que se complementa en función de la oferta que hicieron las empresas al momento de la licitación; entonces, no es idéntica en todos los contratos. Eso hace que sea una muy buena tajada para el Estado uruguayo y comparable con países como Brasil o Guyana, que está produciendo 1 millón de barriles por día”, explicó el gerente.
Ferro explicó que la perforación “podría implicar ingresos”. La producción podría empezar en 2034 y son “US$ 4.000 millones en el pico”. El “ingreso medio para Rentas Generales es más o menos US$ 1.600 millones” mientras que para Ancap, si decide asociarse, podría tener un ingreso de US$ 300 millones en promedio de los 30 años.
“Esto es en el promedio de que encontremos y, a su vez, que lo que encontremos sea desarrollable y efectivamente haya producción. Para dicho caso, estos son los montos que recibirían el Estado uruguayo y Ancap por esas tres vías que les mencionaba”, explicó.
¿Por qué buscar petróleo en 2025?
Una de las líneas principales de la comparecencia de los funcionarios de Ancap fue explicar por qué Uruguay, un país que apuesta por las energías renovables, se embarca en el desafío de buscar petróleo en 2025.
Fue el Gerente de Transición Energética el que explicó los motivos de por qué es necesario y estratégico hacer estas exploraciones.
“Hoy día el mundo funciona en una matriz que depende en más de su 80 % de combustibles fósiles, y se prevé que por muchísimas décadas más, cualquiera sea el escenario que realicen los analistas de cualquier tipo, va a seguir existiendo consumo de petróleo, gas e incluso carbón en la matriz al 2050 y bastante más adelante”, dijo.
El año pasado, dijo Ferro, la energía solar y la eólica fueron récord a nivel global pero también el carbón y el petróleo. “Lo que se viene dando viene a ser como un concepto de adición de energía más que de transición”, explicó. Es decir, se suman nuevas fuentes de energía a las ya existentes pero no se reemplazan unas por otras y Uruguay no es la excepción.
Las proyecciones establecen que en 2050 va a haber un consumo de petróleo similar al que existe hoy en día: unos 100 millones de barriles por día. Sin embargo, si se diera una transición más acelerada, el escenario más optimista es de un consumo de 40 millones de barriles por día.
“En cualquiera de los casos, lo que está en color gris (los yacimientos actuales) no alcanza para cubrir la demanda. Ni siquiera en el caso en que dejemos de usar petróleo de la forma más acelerada posible de los escenarios alcanza con el petróleo descubierto hasta ahora. Es por eso que a nivel global se sigue explorando y buscando nuevas fuentes de petróleo”, explicó.
Ferro agregó que lo que se busca con estas exploraciones no es dar para atrás con el cambio de la matriz eléctrica sino que es sustituir lo que se importa actualmente por producción local y si hay un excedente poder exportarlo.
Una de las precisiones que hizo fue diferenciar energía eléctrica de energía pese a que muchas veces se utilizan como sinónimos. “La energía eléctrica representa menos de la cuarta parte del total de energía que consumimos”, dijo y explicó que hay muchas otras energías: transporte, calentamiento, enfriamiento, etc, que no pasan por la electricidad.
La precisión viene porque muchas veces se dice que “la energía en Uruguay es renovable” pero en realidad esa frase refiere solo a la “energía eléctrica”, lo que se conoce como la “primera fase de la transición energética”.
Sin embargo, hay muchos sectores de actividad que no se pueden electrificar como el transporte aéreo o el transporte marítimo pesado.
Diario EL OBSERVADOR -Montevideo - URUGUAY - 09 Diciembre 2025