Horacio Marín puso nuevamente el offshore uruguayo en el centro de la conversación empresarial argentina. En un encuentro de ejecutivos realizado en la Bolsa de Comercio de Córdoba, el presidente y CEO de YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) explicó con detalle por qué la petrolera apuesta a las aguas profundas frente a Uruguay y qué expectativa tiene depositada en el proyecto que comparte con la italiana Eni.

"África y América estaban juntos. Empezaron a separarse hace más de 100 millones de años y había lo que se llama el mar y una cuenca", explicó Marín durante su disertación. Según su descripción, esos depósitos generaron las mismas formaciones de roca madre a los dos lados del océano y por eso todo lo que aparece en la costa africana tiene su espejo en la costa sudamericana, incluida la zona de Argentina y Uruguay.

El ejecutivo eligió una metáfora para graficar el riesgo del proyecto. "Si yo tengo que jugar una ficha la juego. Y la vamos a jugar. La vamos a jugar con Eni", afirmó, en referencia al socio con el que YPF avanza en la exploración del bloque uruguayo.

Sobre los tiempos y la magnitud del proyecto, Marín fue el más específico de la jornada. "Yo creo que a fines de 2027, principios de 2028, en Uruguay. Es algo gigante, y si da bien YPF se va a dedicar a la Argentina. Esto puede ser muchísimo más grande que Vaca Muerta", sostuvo. 

Fiel a su estilo, agregó: “Si esto se da, no me emborracho: me inyecto, porque puede llevar a millones y millones de barriles de producción”. "Creo que hay altas posibilidades, porque siempre puede dar mal, pero puede dar".

Además sumó un dato para reforzar la confianza del proyecto: “A Eni lo trajimos y se acaba de comprar la opción con Apache al lado (en referencia a la zona 6 de exploración). Algo están viendo los tipos. Y los tipos encontraron cualquier cantidad de petróleo en Namibia”.

YPF tiene adjudicado un bloque exploratorio que le otorgó Ancap en la primera ronda del offshore. La petrolera buscaba un socio para desarrollar ese bloque y encontró en Eni al candidato natural, dado el acuerdo de entendimiento previo que las dos compañías ya tienen firmado para un proyecto de generación de gas natural licuado en Argentina.

Los pasos a seguir

Fuentes de YPF explicaron a Forbes Uruguay el paso a paso técnico del proyecto. La industria cuenta con información sísmica de campañas previas sobre el lecho marino atlántico, pero esa información recién se confirma cuando se perfora. 

La etapa exploratoria contempla entre uno y tres pozos, pensados exclusivamente para medir el volumen de hidrocarburo disponible. Cada pozo tiene un costo de entre US$ 20 y US$ 50 millones según la profundidad, y la actividad se concentra a entre 300 y 400 kilómetros de la costa, con impacto logístico en los puertos uruguayos que abastecen a los barcos de perforación.

Según dichas fuentes, esa etapa exploratoria está planificada junto a Eni para 2027 y 2028, en línea con lo que dijo Marín en el evento cordobés. También aportaron un antecedente que ajusta las expectativas. La compañía ya probó suerte frente a Mar del Plata y ese pozo no dio resultados, lo que alimenta la hipótesis de que el hidrocarburo podría concentrarse más al norte, en la zona uruguaya.

El proyecto se apoya en antecedentes de otras cuencas atlánticas que ya pasaron por el mismo proceso. El presal brasileño, frente a la costa de Río de Janeiro, es hoy una de las áreas de producción más grandes de la región y explica buena parte de los casi 4 millones de barriles diarios que produce Brasil. 

Guyana atravesó un proceso similar en los últimos años. Marín coincide en que la cuenca uruguaya podría seguir un camino comparable, aunque advierten que la confirmación depende exclusivamente de lo que aparezca cuando se perfore el primer pozo.

Impacto inmediato en la economía local

En diálogo con Forbes Uruguay sobre el impacto que dichas operaciones tendrían en la economía local, Ignacio Weiss, director de WP Group, compañía especializada en dar soporte a las empresas que se dedican a la adquisición de datos en altamar, indicó: “Tenemos infinitas contrataciones locales, lo que genera grandes ingresos de divisas”. 

"Hacer un pozo lleva una logística inmensa: localmente hay que montar una base logística, tienen que venir buques con mucha tecnología, un buque perforador que cuesta en el entorno de los US$ 500.000 por día. Las petroleras deben presentar protocolos y planes de acción para la contingencia de un posible derrame. Eso hace que las empresas locales inviertan en nuevo equipamiento y tecnología. Mueve mucho la economía”, explicó.