Búsqueda de petróleo en Uruguay: cientos de millones de dólares de inversión y ¿qué ingresos generaría si se encuentra?
Ancap brindó un taller para periodistas en el que detalló los efectos económicos y la situación actual de los proyectos para la búsqueda de hidrocarburos en el país.La exploración de hidrocarburos en Uruguay despierta un debate histórico que comenzó en 1970 con las primeras perforaciones en alta mar.
Sin embargo, hasta ahora nunca se detectó petróleo comercialmente explotable. El mes pasado se inició una nueva etapa en uno de los siete bloques offshore (costa afuera) que Ancap ya había adjudicado a petroleras extranjeras. Ejecutivos de Ancap destacaron en un taller para periodistas realizado ayer, que la probabilidad de encontrar hidrocarburos se ubica alrededor de 25%, aunque puede que los hallazgos no sean comercializables –como sucedió en proyectos anteriores– o sean incompatibles con los procesos de refinería uruguayos. Se estima que la inversión del pozo exploratorio –a cargo de privados– proyectada para 2027 alcance los US$ 270 millones.
Ancap cuenta con siete contratos offshore vigentes con las empresas Shell, Chevron, APA, YPF y CEG en una extensión de territorio de 250.000 kilómetros cuadrados en el océano Atlántico. Estos contratos se dividen en siete bloques que pertenecen al proceso de licitación de la Ronda Uruguay Abierta e incluyen trabajos de sísmica 3D en el bloque cuatro y un pozo de exploración en el bloque seis.
La participación de Ancap en estos proyectos no es obligatoria, sino que tiene el “derecho” de participar como socio y en caso de que se encuentren hidrocarburos, su actuación sería del 20% del total.
El jefe de Exploración y Producción de Ancap, Pablo Gristo, explicó que además de los contratos con las petroleras existen contratos multiclientes que consisten en la facilitación de datos del territorio que funcionan de forma complementaria. Viridien (anteriormente CGG) comenzó la prospección sísmica de petróleo en el mar uruguayo (en los bloques OFF-1, 2, 4-7) el 1° de marzo de 2026. Esta fue la única empresa que consiguió la aprobación del Ministerio de Ambiente para realizar trabajos de prospección sísmica 3D que ha generado polémica con ambientalistas y la industria pesquera.
Inversión en la búsqueda de petróleo
Las autoridades de Ancap explicaron que los procesos de exploración no implican gastos para la petrolera, sino que son a costo y riesgo privado. Sin embargo, Ancap recibe ganancias por facilitar información del territorio que los contratos sísmica 3D.
Entre 2007 y 2026 la ganancia de la petrolera por exploración sísmica superó los US$ 70 millones (US$ 12 millones se generaron solo en 2025). Estos proyectos también generan ingresos indirectos para empresas uruguayas por bienes y servicios que entre esos años llegaron a US$ 100 millones (de un total de US$ 1.500 millones invertidos).
Se estima que la inversión de la primera perforación del subsuelo marino prevista para 2027 alcance los US$ 270 millones: US$ 70 millones en sísmica 3D y US$ 200 millones en el pozo exploratorio. El objetivo son los prospectos Chaleco y Bonanza ubicados a 250 kilómetros de la costa del departamento de Rocha.
Solo en este prospecto (en la eventualidad de encontrar petróleo) y por 30 años de producción se calcula un estimado de 400.000 barriles por día, de los cuales se esperan ingresos por US$ 145.400 millones y un costo total de US$ 46.717 millones: US$ 17.655 millones para compra de activos a largo plazo (Capex) y US$ 28.657 millones para compras a corto plazo (Opex). Esto generaría ganancias por US$ 41.200 millones para la empresa contratista, US$ 10.300 millones para Ancap (si decide participar) y US$ 46.300 millones de rentas generales. Según Ancap, el costo total por barril se ubicaría alrededor de los US$ 23.
El Estado uruguayo puede capturar rentas a través de tres mecanismos: utilidad por producción, el margen neto de Ancap (si se asocia al proyecto) y por el Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas (IRAE). Con la asociación de Ancap, el Estado uruguayo tendría un 60% de participación en el proyecto, que en el caso de encontrar hidrocarburos en 2027, la producción comenzaría en 2036.
El gerente de transición energética de Ancap, Santiago Ferro, explicó que estas cifras corresponderían a un solo yacimiento y señaló que “difícilmente haya un descubrimiento solo”.
Impacto en sectores de actividad
La exploración de hidrocarburos y prospección sísmica se encuentran en el centro de la polémica no solo por un posible daño a la fauna marina que exponen algunas organizaciones, sino por los efectos en algunos sectores de la economía.
En el caso de la pesca, la Intergremial Marítima había señalado que estos proyectos “no generan trabajo ni divisas”. Sin embargo, los ejecutivos de Ancap argumentaron en su presentación que, “no hay evidencia científica concluyente que vincule la sísmica con la disminución de capturas”. De hecho, agregaron que el desembarque total de la flota industrial se observa en caída desde 2005: siete años antes de que comenzara la actividad sísmica, según datos de la Dirección Nacional de Recursos Acuáticos (Dinara).
Otro de los sectores que podría verse afectado por estos proyectos es el turismo. Ancap explicó el caso de Brasil, que produjo más de 5 millones de barriles diarios en enero de este año y gas natural en zonas cercanas a ciudades como Río de Janeiro, Búzios y San Sebastián. “¿Se arruinó o disminuyó el turismo en estos lugares?”, cuestionó la petrolera en su presentación.
Soberanía energética
Ferro explicó que los proyectos de búsqueda de petróleo “no se contradicen con la matriz energética del país”. Según los datos del Balance Energético Preliminar 2025 difundido por el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) la biomasa se consolidó como la principal fuente energética del país con un 50% de la matriz primaria, seguido por el petróleo con un 35% de participación. El consumo de este energético en Uruguay supera los 45.000 barriles diarios que se procesan en la refinería de La Teja y se estima que se mantendrán estables hacia 2050.
“Tener producción de petróleo y/o gas natural no implica que tenga que aumentar el consumo en Uruguay, por lo que no va a modificar ni nuestra matriz eléctrica renovable ni la matriz primaria. Implica soberanía energética, un beneficio económico superlativo y descarbonización”, indicó Ancap en su presentación.
A nivel internacional, con el 86,7% de participación, los combustibles fósiles continúan liderando la matriz energética aunque se observa una adición energética en vez de una transición. Es decir, en lugar de reemplazar los fósiles, los renovables se agregan y en términos absolutos, no existe una disminución de consumo de ninguna fuente.
Ferro consideró que no existe una solución única ni universal para los cambios de matriz, ya que las estrategias energéticas dependen del contexto de cada país e incluso las renovables requieren importantes cantidades de minerales, por lo que “no hay soluciones perfectas”.
Hacia 2050 en el escenario internacional, si bien se espera una continuidad de los fósiles y el petróleo como energéticos líderes, se estima un aumento de las energías solar y eólica y una importante disminución en el uso del carbón.
Exploración petrolera en Uruguay
La exploración de hidrocarburos es un proceso que en Uruguay tiene 50 años y si bien nunca avanzó a la siguiente fase de evaluación de propiedades de fluidos en el suelo, el trabajo permitió construir una base de datos robusta sobre el subsuelo marino uruguayo. Esto permite que se minimicen las nuevas operaciones en el mar.
El puntapié inicial fueron dos pozos exploratorios (Lobo x-1 y Gaviotín x-1) en la denominada Cuenca Punta del Este en el año 1976, por parte de la empresa estadounidense Chevron. Ambos pozos fueron declarados “secos”: no se encontraron hidrocarburos en el objetivo marcado (prospecto), según el trabajo "Sistemas petroleros del margen continental uruguayo".
El proceso se retomó en 2009 con la primera Ronda Uruguay que consistió en dos ofertas realizadas por tres empresas (YPF, Shell y Petrobras) y una inversión real de US$ 43 millones. Entre 2011 y 2012 Ancap lanzó la Ronda Uruguay II que incluía 19 ofertas realizadas por nueve empresas en ocho áreas y una inversión de US$ 1.562 millones.
En 2016 la petrolera francesa Total realizó el pozo Raya x-1 en la Cuenca Pelotas, el que también fue declarado "seco".
Este fenómeno no es exclusivo de Uruguay ya que la exploración abarca zonas más amplias que incluyen el norte de Argentina y el sur de Brasil, donde también se desarrollan proyectos similares. El interés que despertó Uruguay en las petroleras se explica por similitudes con el territorio de Namibia ya que hace millones de años América del Sur y África estaban unidas geológicamente.
Gristo destacó que la tecnología utilizada para la sísmica marina es la de reflexión: un método de exploración del subsuelo que utiliza ondas sonoras para generar imágenes de las formaciones (similares a una ecografía). El jefe de exploración y producción de Ancap destacó que el método “es necesario pero no suficiente” ya que la posible existencia de hidrocarburos se confirma perforando el territorio.
Efectos ambientales
La búsqueda de petróleo en Uruguay fue históricamente un motivo de polémica entre organizaciones ambientales y sociales ya que puede resultar en una afectación de la fauna marina.
Sin embargo, Gristo explicó que Ancap estableció medidas de gestión ambiental, seguridad y salud desde 2012 y una autorización ambiental requerida desde 2016. Por su parte, Ferro defendió que la eventual actividad quedó regulada y controlada y agregó que estos estudios implican la aplicación de las mejores prácticas internacionales en las que se prohíbe el venteo y quema de gas en eventuales descubrimientos.
El jefe de exploración y sísmica de Ancap sostuvo que se estableció un protocolo de mitigación para fauna marina y uno de compensación a la pesca comercial, además de un programa de monitoreo biológico.
En febrero de este año se aprobó el plan de gestión ambiental separado en dos temporadas; una entre marzo y abril y otra entre noviembre de este año y abril del 2027. El pasado 27 de febrero comenzó el despliegue de cables sísmicos y la fuente (que genera los sonidos) se inició el 6 de marzo.
Hasta el 6 de abril, Ancap constató que se llevaba 38% del bloque explorado sin incidentes ambientales, de salud o seguridad. Entre el 1° de marzo y el 5 de abril, se realizaron 332 avistamientos y 100 detecciones acústicas, se apagó la fuente en 90 ocasiones y se retrasó el encendido de la fuente en 114 casos.