Eni toma el control del bloque OFF-5 y amplía su posición en el offshore de Uruguay

Eni ingresó formalmente al sector de hidrocarburos costa afuera de Uruguay tras completar un acuerdo con MIWEN, filial controlada íntegramente por la argentina YPF, y la empresa estatal ANCAP para la transferencia de una participación del 50% en el bloque exploratorio OFF-5.

Después de recibir la aprobación de las autoridades uruguayas, la compañía italiana también asumió la operación del área. MIWEN conservará el 50% restante como socia no operadora.

La transacción completa un proceso anunciado en noviembre de 2025, cuando Eni alcanzó un acuerdo inicial con YPF para adquirir la mitad de la licencia y asumir la responsabilidad por su programa exploratorio.

Las empresas no revelaron las condiciones financieras de la operación.

OFF-5 abarca aproximadamente 16.883 kilómetros cuadrados del Atlántico Sur y está situado a unos 200 kilómetros de la costa uruguaya. La profundidad del agua varía entre aproximadamente 800 y 4.100 metros, por lo que una parte considerable de la licencia se encuentra en aguas profundas y ultraprofundas.

El bloque continúa en su primer período exploratorio. Los trabajos se concentran actualmente en interpretar información geológica y geofísica, definir posibles objetivos y determinar si las condiciones del subsuelo justifican inversiones adicionales.

Eni indicó que aplicará sus tecnologías de exploración para acelerar la evaluación del área. Sin embargo, la compañía no anunció una fecha de perforación para OFF-5 y el acuerdo no significa que ya se hayan identificado recursos de petróleo o gas comercialmente recuperables.

Esta distinción resulta especialmente importante en Uruguay, que consiguió atraer a varias de las mayores compañías energéticas mundiales, pero todavía no registró ningún descubrimiento comercial de hidrocarburos en sus aguas.

YPF obtuvo originalmente la licencia de OFF-5 mediante el sistema abierto de adjudicación de áreas offshore de Uruguay y firmó el contrato de exploración y eventual explotación con ANCAP en diciembre de 2023. La participación fue transferida posteriormente a MIWEN, su filial dedicada al proyecto.

Según el modelo uruguayo de producción compartida, los costos y riesgos exploratorios son asumidos por las empresas contratistas. Estas solamente recibirían una participación en la producción futura si los trabajos conducen a un desarrollo comercialmente viable.

La incorporación de Eni proporciona, por lo tanto, a Uruguay un operador con amplia experiencia en aguas profundas, mientras permite que YPF conserve exposición al bloque sin asumir por sí sola toda la responsabilidad técnica y financiera.

Eni está ampliando simultáneamente su presencia hacia OFF-6, una licencia offshore adyacente operada por la empresa estadounidense APA Corporation.

Mediante un acuerdo separado, Eni adquirirá una participación del 40% en OFF-6, mientras que APA conservará la operación y el 60% restante. La finalización de esa transacción continúa sujeta a las condiciones y autorizaciones correspondientes.

APA informó que Eni financiará la mayor parte del primer pozo exploratorio previsto para el bloque, permitiendo que la compañía estadounidense reduzca su exposición individual a una campaña de perforación de elevado costo y riesgo.

Actualmente se espera que el pozo comience a perforarse a partir de septiembre de 2027. Su ejecución dependerá de autorizaciones ambientales y regulatorias, la disponibilidad de un buque de perforación adecuado, la preparación logística y las condiciones meteorológicas y oceánicas.

OFF-6 es especialmente relevante porque su programa exploratorio incluye un compromiso concreto de perforación. La mayor parte de la actividad en los demás bloques uruguayos continúa concentrada en estudios sísmicos, modelos geológicos y la identificación de posibles objetivos.

El pozo proyectado será perforado desde un buque equipado con posicionamiento dinámico, respaldado por embarcaciones de servicio offshore e infraestructura vinculada al puerto de Montevideo.

Para Eni, la combinación de participaciones en OFF-5 y OFF-6 crea una posición exploratoria regional más amplia. Las licencias adyacentes pueden proporcionar información geológica complementaria y permitir a la compañía evaluar varios objetivos potenciales, en lugar de depender del resultado de un único bloque.

La estrategia también refleja el renovado interés internacional por el margen del Atlántico Sur. Los descubrimientos realizados en Namibia y Surinam alentaron a las compañías energéticas a reconsiderar cuencas geológicamente relacionadas, pero considerablemente menos exploradas, situadas al otro lado del océano.

Uruguay adjudicó contratos para las siete áreas offshore incluidas en su actual programa de exploración. Entre las compañías presentes se encuentran Shell, Chevron, APA Corporation, QatarEnergy, YPF y Eni.

QatarEnergy ingresó en tres bloques uruguayos durante 2026, mientras que Chevron asumió la operación de OFF-1. Estas transacciones aumentaron la capacidad técnica y financiera destinada a la exploración sin que ANCAP deba afrontar directamente el costo de las perforaciones.

Sin embargo, las similitudes geológicas con regiones petroleras exitosas no garantizan descubrimientos. La propia ANCAP describe al offshore uruguayo como una frontera exploratoria donde la probabilidad de encontrar un reservorio comercialmente viable continúa siendo reducida.

El anterior pozo en aguas profundas del país, denominado Raya X-1, fue perforado en 2016, pero no produjo un descubrimiento comercial. La información obtenida durante esa campaña contribuyó, no obstante, a los modelos geológicos utilizados actualmente para evaluar las nuevas licencias.

La incorporación de Eni a OFF-5 y OFF-6 representa un respaldo al potencial geológico de Uruguay, pero los proyectos continúan en una etapa donde el capital es destinado a reducir la incertidumbre y no al desarrollo de reservas comprobadas.

La operación de OFF-5 también amplía una relación de rápido crecimiento entre Eni e YPF.

Ambas compañías ya trabajan junto al grupo inversor emiratí XRG en Argentina LNG, un proyecto integrado diseñado para producir gas en la formación Vaca Muerta y convertirlo en gas natural licuado destinado a los mercados internacionales.

El desarrollo inicial contempla dos unidades flotantes de licuefacción con capacidad de seis millones de toneladas anuales cada una, lo que proporcionaría una producción conjunta de 12 millones de toneladas de GNL por año. El proyecto incluye además producción upstream, plantas de tratamiento, gasoductos e infraestructura exportadora frente a las costas de la provincia argentina de Río Negro.

YPF, Eni y XRG solicitaron en agosto de 2026 la incorporación de Argentina LNG al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones de Argentina. La decisión final de inversión está prevista para finales de año, aunque el proyecto todavía debe completar etapas de ingeniería, financiación, regulación y comercialización.

Eni también acordó adquirir participaciones del 32% en tres bloques de Vaca Muerta que suministrarán gas al desarrollo de GNL. Una vez completada la transacción, YPF conservará un 36% y XRG controlará el 32% restante.

La alianza se está desarrollando, por lo tanto, en dos frentes diferentes. En Argentina, los socios preparan una plataforma integrada de producción y exportación de gas. En Uruguay, Eni e YPF comparten el riesgo geológico y financiero de una exploración offshore de frontera.

Para YPF, la relación proporciona acceso a la experiencia de Eni en aguas profundas y proyectos flotantes de GNL. Para la compañía italiana, crea una posición sudamericana más amplia, que combina potenciales recursos offshore, gas no convencional y futuras exportaciones de GNL.

Uruguay también podría obtener beneficios antes de cualquier descubrimiento. Las campañas sísmicas y de perforación requieren servicios portuarios, embarcaciones, monitoreo ambiental, logística, contratistas técnicos y personal especializado.

Sin embargo, la magnitud de cualquier impacto económico de largo plazo dependerá completamente de los resultados exploratorios. Incluso un pozo exitoso necesitaría evaluaciones adicionales, análisis comerciales, revisiones ambientales e importantes inversiones en infraestructura antes de alcanzar la producción.

El ingreso de Eni modifica, por lo tanto, la estructura empresarial y la capacidad técnica que respaldan el programa offshore uruguayo, pero todavía no cambia la condición del país como un mercado exploratorio sin producción.

El valor estratégico de los dos acuerdos reside en el posicionamiento: Eni obtiene el control de un gran bloque offshore y exposición a la primera campaña importante de perforación prevista en una licencia vecina, mientras Uruguay incorpora a otro operador internacional experimentado dispuesto a invertir para determinar si sus aguas atlánticas contienen recursos comercialmente viables.