¿Y si aparece, qué? El “sueño petrolero” de Uruguay llega al Parlamento a la espera de fallo clave de la Justicia

Si todo marcha según lo planeado, para fines de 2027 una tubería gigante volverá a perforar el fondo marítimo uruguayo, a más de dos kilómetros por debajo de la superficie, en lo que será el cuarto pozo en cincuenta años de búsqueda no siempre constante para cumplir el sueño del petróleo propio.

Las matemáticas frías dicen que en tres de cada cuatro escenarios las máquinas saldrán de las aguas uruguayas sin rastros de petróleo. Pero ese 25% aproximado que los modelos estiman para el “éxito geológico” es lo más cerca que ha estado Uruguay de encontrar el preciado hidrocarburo bajo su superficie. Y las chances minoritarias pero ciertas —tanto que algunos conocedores de la industria incluso sugieren que las estimaciones pueden ser “conservadoras”— ya están sacudiendo algunos cimientos.

Mientras el proyecto de perforación de APA Corporation —a realizarse a partir de setiembre de 2027— avanza en las autorizaciones necesarias para la operativa y las organizaciones ambientalistas juegan sus últimas cartas para frenarlo, en el sistema político gana pie el debate de cómo administrar los eventuales gastos e ingresos faraónicos, en un clima de relativo consenso entre oficialismo y oposición. Con algunos proyectos de ley ya arriba de la mesa y el visto bueno del gobierno, el Parlamento se apresta a discutir de forma anticipada qué haríamos en caso de tener petróleo y cómo repartiríamos sus mieles.

Pasaron diez años desde el último impulso similar, pero algunas cosas cambiaron desde entonces.

Empecemos con un breve recuento histórico. Aunque los esfuerzos por encontrar hidrocarburos en el país se arrastran hasta la primera mitad del siglo XX, los primeros grandes hitos en la prospección marítima fueron los dos pozos de la estadounidense Chevron (Lobo y Gaviotín) en 1976 en la Cuenca Punta del Este, sin éxito. En las tres décadas siguientes hubo escasos avances más allá de relevamientos de sísmica, pero a partir de 2007 Ancap logró revitalizar el interés de la industria petrolera bajo el impulso del doctor en Geología Héctor de Santa Ana como director de Exploración y Producción.

A lo largo de esos años, Ancap desarrolló dos tipos de contratos: por un lado, los contratos de exploración y producción con las petroleras, que les permite a las compañías buscar petróleo a su entero riesgo y, en caso de hallarlo, encargarse de su extracción y comercialización; por otro, los llamados contratos multiclientes, destinados al levantamiento de datos geológicos —por ejemplo, a través de la sísmica— que luego se venden a las petroleras para que lo utilicen de insumo para sus modelos. En los primeros, Ancap se guarda para sí la posibilidad de asociarse con las petroleras, a cartas vistas, en caso de un descubrimiento exitoso. En los segundos, todos los datos recabados deben ser volcados también a la empresa estatal.

Con esa línea de trabajo, el entusiasmo por las posibilidades de hallar petróleo llegó a un pico en 2016, cuando la compañía francesa Total realizó el pozo Raya, que fue récord a nivel mundial en ese momento por su profundidad (unos 3400 metros). Fue por esos meses que el presidente Tabaré Vázquez convocó a los expresidentes José Mujica, Jorge Batlle, Julio María Sanguinetti y Luis Lacalle Herrera para promover una política de Estado en caso de éxito. Pero de nuevo, eso no sucedió. Luego de que el pozo resultara seco, Total y el resto de las empresas adjudicatarias devolvieron los bloques y los contratos en el offshore se redujeron a cero hacia 2019, en un contexto de bajos precios del barril de petróleo.

Archivo El País

La tendencia volvió a cambiar a inicios de esta década, con un mayor dinamismo en países de la región (desde Brasil y Argentina a Surinam y Guyana) y, más importante aún, a partir de los hallazgos en Namibia y su Cuenca de Orange, que comparte origen geológico con la cuenca del offshore uruguayo. Si en 2016 se calculaba una probabilidad de éxito del entorno de 10%, el descubrimiento africano aumentó las chances a aproximadamente 25%, un nivel alto en la industria para una “cuenca de frontera”, como se le dice a aquellas que no han tenido descubrimientos hasta el momento.

“Tenés un 25% de porcentajes de que sí y un 75% de que no, pero ese 25% vale mucho la pena”, dijeron desde Ancap en un taller para periodistas realizado en el mes de abril, y del que participó El País. Allí varios gerentes remarcaron que en caso de un hallazgo luego se debe comprobar que el yacimiento sea comercializable, pero a pesar de todas las muy fundadas razones para el escepticismo, los movimientos de los últimos años alimentan la ilusión de los que han trabajado durante décadas para encontrar petróleo en estas latitudes.

Un indicador claro es el hecho de que por primera vez están adjudicados al mismo tiempo los siete bloques del offshore uruguayo, con jugadores de primerísimo nivel como Chevron, ENI y Qatar Energy, además de APA Corporation (que se encargará del pozo en 2027), YPF y Shell.

La participación de las compañías se da muchas veces a través acuerdos farm-in, que implican sumarse como socios en un bloque ya adjudicado, compartiendo riesgos y acumulando músculo financiero para el caso de que los proyectos avancen a etapas más demandantes.

Los adjudicatarios de cada bloque asumen compromisos de trabajos exploratorios o de reprocesamiento de información, aunque por el momento solo APA comprometió un pozo en el OFF-6.

No solo se trata del mismo bloque en el que Total perforó diez años atrás, sino que se hará en una ubicación más cercana a la que los técnicos de Ancap ya veían como la de mejor potencial en ese entonces. “El pozo que va a hacer APA es el prospecto que estaba dentro del bloque de Total. Trabajamos dos años en ese pozo, un pozo espectacular”, cuenta De Santa Ana. “Pero en los últimos meses, decidieron ir por otro pozo, uno que estaba en las antípodas, nada que ver, ni en lugar, ni concepto geológico, ni ubicación. Era un pozo que tenía un riesgo, te diría, entre 80 y 100 veces mayor que el que teníamos definido y que es el que se va a hacer ahora”.

Foto: Estefanía Leal/El País.

Alejandro Stipanicic, presidente de Ancap entre 2020 y 2024, lo narra así: “Cuando asumí, un día estaba Héctor y me trajeron las líneas sísmicas donde estaba graficado el pozo de Total. Me acuerdo que miré el mapa y le dije: che, ¿no tendrían que haber pinchado acá más abajo? Héctor se mató de risa y me dice: “¡Hasta un ingeniero se dio cuenta!”. “Eso te muestra que el ajedrez petrolero involucra muchísimas decisiones y muchísimos activos que son dinámicos. Una hipótesis es que en ese momento Total le asignó más prioridad a otras partes del mundo. Pero todavía tenían comprometido un pozo. Entonces quizá dijeron: en vez de pagar la multa, hagamos un pozo que nos dé información nueva, sobre cosas que no sabemos”, dice Stipanicic.

Unos años después, Total encontró petróleo en Namibia. Y años más tarde, envalentonado por ese hallazgo, fue APA la que puso el ojo en el OFF-6 uruguayo y, basado en la experiencia y los datos de Total, resolvió la mejor ubicación para un nuevo pozo.

“Algunos en la industria especulan con que Total hizo aquel pozo con un objetivo diferente al objetivo geológico: era un objetivo más tecnológico y de recabar información que hasta ese momento no tenían cerrada. Lo que sí está claro es que la información que obtuvieron de Uruguay y de ese pozo, diez años después, los asesoró para tomar la decisión en Namibia”, señala Stipanicic. “Lo que todos recibimos en ese momento fue: ‘Total decidió hacer un pozo y el pozo fue seco’. Entonces concluimos que no hay petróleo en Uruguay. Bueno, no. Estamos lejísimos de esa conclusión. ¿O vos te creés que Total regaló 160 millones de dólares porque sí? Fue parte de su estrategia de inversión y de riesgo”.

Lo que señalan quienes trabajaron de cerca en la búsqueda de petróleo es que las compañías cuentan con "muchísima más información" de la que se conoce públicamente, ya que pueden vincular los datos extraídos en Uruguay con lo que acumulan en otros rincones del planeta y "saben perfectamente" lo que buscan. Por eso la cautela autoimpuesta y el mantra de que las mayores chances están del lado del fracaso convive también con una alta expectativa por lo que pueda suceder en los próximos años.

Cuando le tocó hacer su habitual presentación frente a un grupo de diputados en el Parlamento a fines de 2025, Santiago Ferro, gerente de Transición Energética de Ancap, pidió expresamente que le permitieran “soñar”.

Y entonces empezó a dar números que endulzarían los oídos de cualquier gobernante: un yacimiento de casi 2.000 millones de barriles recuperables; una producción potencial de casi 400 mil barriles por día (Uruguay consume unos 50 mil por día); un ingreso promedio de unos US$ 1.600 millones anuales para Rentas Generales durante treinta años, con picos superiores a los US$ 4.000 millones; y US$ 300 millones de ingresos promedio anuales para Ancap en caso de asociarse al negocio. Todo eso con un solo hallazgo, un solo golpe de suerte.

¿De buena suerte? Ahí empiezan los debates. Porque los números petroleros suenan tentadores pero las historias petroleras no siempre terminan bien.

Están los casos de éxito —Noruega pica en punta como la referencia ineludible con la creación de un fondo soberano— y los rotundos fracasos, desde Venezuela a Nigeria. La “maldición” petrolera, como de otras riquezas naturales, puede materializarse en aumento de la corrupción, pujas por la captura de las rentas extraordinarias, un simple despilfarro de recursos finitos, una distorsión del tipo de cambio o la trayectoria de la deuda por un manejo poco responsable de las inversiones. “Lo más saludable es no sacar una gota de petróleo hasta tener definido qué hacer con él”, dice De Santa Ana a El País. “Hay que tener una administración intergeneracional porque es un recurso no renovable. No es tuyo, no es mío: tiene que ser de nuestros hijos y nietos”. Stipanicic, que lleva varios meses insistiendo en el mismo mensaje, dijo en junio a El Observador que “existe un 25% o 30% de probabilidades de que empecemos el camino a ser Noruega… o Nigeria”, en alusión al potencial impulso al desarrollo que puede venir de la mano del petróleo, pero también a la posibilidad de graves perjuicios en caso de mala administración.

Foto: Estefanía Leal.

Algo de esa preocupación empezó a cosechar sus primeros frutos. En agosto, el ministro de Economía Gabriel Oddone anunció que el gobierno estaba trabajando en el diseño de un fondo para gestionar los eventuales recursos que surgirían de un hallazgo petrolero y evitar “efectos colaterales que pueden ser muy adversos”. Y desde el Parlamento, tanto en el Frente Amplio como en la oposición se adelantaron con propuestas concretas para la creación de “fondos soberanos” o “intergeneracionales”.

Las distintas iniciativas ponen a Noruega como principal faro a seguir, aunque también asoman algunos matices. El frenteamplista Felipe Carballo, por ejemplo, presentó su propuesta a la bancada oficialista, para crear un “Fondo Soberano Intergeneracional de los Recursos Hidrocarburíferos del Uruguay”. El proyecto plantea distribuir “los ingresos netos percibidos por el Estado provenientes de regalías, cánones, dividendos, participación estatal, impuestos específicos o cualquier otro concepto vinculado a la explotación de hidrocarburos”, destinando 15% a Rentas Generales, 25% a un Fondo Nacional de Educación, Ciencia, Tecnología e Innovación, y el restante 60% al Fondo Soberano Intergeneracional. Carballo toma el caso de Noruega como referencia en el manejo de fondos de pensiones, y a Qatar como ejemplo de utilización de renta petrolera para “inversiones estratégicas en sectores productivos, tecnológicos y financieros a escala global”.

Carballo y otros integrantes de la bancada frenteamplista se reunieron hace unas semanas con autoridades de Ancap para intercambiar información sobre la exploración petrolera y sus vericuetos. Y en las próximas semanas prevén tener contacto con el Ministerio de Industria por el mismo tema. “Hay un compromiso de avanzar ya este año en el análisis de estas iniciativas”, dice Carballo a El País, y destaca como positivos los puntos en común más allá de las fronteras partidarias.

Del lado de la coalición republicana, el senador nacionalista Sebastián Da Silva tiene pronto un proyecto basado en el modelo noruego, mientras que el colorado Pedro Bordaberry reflotó una iniciativa de 2015, cuando había propuesto —con asesoramiento de Stipanicic— la creación de una Agencia Nacional de Hidrocarburos para asesorar al Poder Ejecutivo en la gestión y explotación de esos recursos, y un “Fondo Intergeneracional de Inversión de la Renta Petrolera”. Ahora Bordaberry dejó por el camino la idea de crear una nueva agencia —“no es necesario seguir acumulando”, dice a El País—, y puso el foco en la constitución del fondo intergeneracional, que se nutriría de las tres vías de renta previstas en los contratos: el llamado profit oil, el IRAE de las petroleras, y las “utilidades, dividendos o regalías” de Ancap por su participación en el negocio.

Ancap

Su proyecto explicita que ni Ancap ni ningún otro organismo podrá retener o capitalizar parte de la ganancias y dividendos petroleros, y prevé que solo hasta el 25% de la renta anual sí podrá ser volcada en las instancias presupuestales a infraestructura, educación, protección ambiental o vigilancia marítima. El fondo, que estaría administrado por el Banco Central, invertiría únicamente en el exterior, para evitar un flujo de divisas que distorsione el tipo de cambio.

El senador colorado recibió en las últimas horas la confirmación de que será citado a la Comisión de Industria del Senado para exponer sobre el proyecto.

Por su parte, Stipanicic remarca que otro foco de atención debería estar puesto en la forma en que Ancap gestionaría la inversión en caso de asociarse. “Es un paso previo al de la renta petrolera. Si hay un hallazgo, Ancap tiene la posibilidad de sumarse en un 20% o menos. El problema no es solamente si participa o no; el problema es, si no participás o no participás totalmente, cómo gestionás los derechos que estás cediendo”, dice el expresidente de la empresa estatal.

Volvamos a los números:

“Si Ancap opta por el 20% tiene que poner ese porcentaje de todos los gastos ya incurridos por APA. Ponele que eso sean 60 millones de dólares. Pero después viene el desarrollo del yacimiento, que sale entre 10.000 y 20.000 millones de dólares. O sea, a los 60 millones que tenés que poner en el primer momento tenés que agregarle el 20% de 15.000 millones, que son 3.000 millones de dólares. El patrimonio de Ancap es de 900 millones y el presupuesto nacional son unos 25.000 millones. Y esto sería solo un yacimiento”, explica Stipanicic. “Ahí ves la decisión que se nos puede venir. ¿Cómo se toma esa decisión? ¿Quién la toma?”.

En caso de un hallazgo, advierte también el exjerarca, conseguir financiamiento “es un boleto”, pero la magnitud de las cifras obliga a buscar “mecanismos institucionales adecuados” para evitar que “se dispare la deuda y hasta pongas en peligro el grado inversor”.

Consultado al respecto, Bordaberry señaló que es “lógico” que el fondo a crear contemple en la ecuación los recursos para las inversiones.

El nacionalista Sebastián Da Silva, que también puso el ojo en la experiencia noruega, dice que ve "una especie de consenso" entre los distintos partidos respecto a la necesidad de "prever" la eventualidad de un hallazgo. "Ahí se verá la madurez del sistema político uruguayo".

Para repartir las mieles del petróleo, claro, primero hay que encontrarlo. Y así como están los que quieren dejar todo pronto para un eventual hallazgo, también están los que trabajan a contrarreloj para impedirlo. Sus argumentos se dividen en dos grandes grupos: los que directamente se oponen a cualquier explotación incluso si se supiera con certeza que de ahí abajo saldrá petróleo comercializable, y los que señalan que la exploración genera impactos negativos comprobables en el ecosistema sin un retorno positivo asegurado.

Desde que se adjudicaron los distintos bloques, un grupo heterogéneo de organizaciones sociales, activistas y abogados han presentado distintos recursos contra la exploración de forma inorgánica. Muchos han quedado por el camino, pero el próximo mes se abrirá una instancia clave en la Justicia que para algunos representa “la última carta”.

Foto: Ricardo Figueredo.

“Hemos probado todos los caminos”, dice Juliana Orihuela de la Asamblea por un Mar Libre de Petroleras. Junto a Socobioma, y con el auspicio del abogado Pedro Riera, presentaron una acción de nulidad contra los contratos de las petroleras y las empresas de sísmica, al tiempo que pidieron a la Justicia una medida cautelar de no innovar hasta que se sustancie el fondo del asunto. Un primer juez desestimó la demanda, pero un fallo de segunda instancia revocó esa sentencia y la causa está ahora en manos de otra jueza. Distintas fuentes de la industria señalan esa demanda como la de “mayor incertidumbre”, aunque tanto Ancap como las empresas confían en demostrar la legalidad de los contratos.

Desde APA Corporation, por lo pronto, señalaron a El País que “siguen de cerca los procesos judiciales que se han presentado”. “Los contratos fueron adjudicados por el gobierno de Uruguay mediante un proceso regulatorio público y transparente, y APA Corporation confía en que cualquier reclamo será analizado por las autoridades competentes con la rigurosidad que amerita”. APA afirmó que “asume con seriedad su responsabilidad ambiental y respeta y cumple con las regulaciones y estándares aplicables en los países donde opera”, a la vez que considera “prematuro especular sobre decisiones que están en manos de los tribunales o sobre cualquier posible impacto que una decisión pueda tener en el cronograma”.

El viernes 2 de octubre estaba pautada una audiencia pero se prorrogó para el 6 de noviembre, lo que generó reproches en los denunciantes, que cuestionan que el proceso se siga dilatando. “Nos presentamos en noviembre del año pasado y no hemos tenido una definición. Mientras tanto la prospección sísmica ha avanzado y ahora se retoma en noviembre”, dice Riera a El País.

El gobierno, Ancap y las empresas destacan que los requisitos ambientales han sido los más altos del mundo, incluso al costo de enlentecer la recolección de información. Para los denunciantes, sin embargo, los requisitos no son suficientes y el daño potencial no es aceptable. La denuncia aduce violaciones a la ley “Santuario de Ballenas y Delfines” que prohíbe la “molestia intencional que conduzca a la muerte de cualquier especie” de esos animales, a la vez que presentó informes de científicos “para acreditar el carácter intrínsecamente dañoso” de la actividad.

De Santa Ana, que ha concurrido a audiencias como testigo para defender la exploración, señala que el gobierno impuso las mayores restricciones “combinadas de distintos países”, algo que no existe “en ningún otro lugar”. “Si son las condiciones que realmente le dan seguridad a todos, macanudo. Pero si para tener la pseudoseguridad de tener las cosas ordenadas, sacás las normas de todos los países del mundo, con realidades totalmente diferentes, las apilás todas y las ponés en Uruguay, es una cosa insólita”.