El informe final de Viridien revela que las restricciones ambientales y el mal tiempo frenaron la primera campaña de exploración petrolera offshore en el mar uruguayo. Solo el 38% del tiempo se destinó a adquirir datos sísmicos, con Ancap, Chevron y Shell atentas al segundo tramo, previsto para noviembre.
La primera campaña de sísmica 3D offshore en aguas uruguayas se completó a medias. Según los informes finales de operaciones de Viridien (ex CGG Services), difundidos por el Ministerio de Ambiente, el buque BGP Prospector logró relevar apenas el 53,9% del área planificada. El dato reabre el debate sobre el costo operativo de las medidas de mitigación ambiental y sobre el futuro de la búsqueda de hidrocarburos en el Atlántico Sur.
Los números de la campaña
La empresa se había propuesto cubrir 2.590,664 kilómetros cuadrados, pero llegó a 1.397,531. Solo 4 de los 50 preplots (las líneas de adquisición planificadas) pudieron completarse de extremo a extremo.
La compañía atribuye el resultado, sobre todo, a la aplicación de medidas de mitigación ambiental y a condiciones meteorológicas excepcionales, y no a «limitaciones técnicas» del sistema. Según el informe, solo el 38% del tiempo total se dedicó a la adquisición de datos propiamente dicha.
El documento detalla las principales pérdidas de tiempo:
- 583 horas de espera por la presencia de fauna marina.
- Cerca de 103 horas perdidas por viento y estado del mar.
Viridien sostiene que la frecuencia de las interrupciones obligó a reingresar a las líneas y a hacer actividades de infill (relleno de zonas sin cubrir), lo que redujo la eficiencia operativa respecto de lo planeado, aun con todas las medidas implementadas según lo exigido. Pese a ello, la empresa afirma que la temporada demostró la factibilidad técnica y operacional del proyecto bajo las condiciones autorizadas.
Un buque, cinco cetáceos… y 470 avistamientos
La exploración se realizó a unos 180 kilómetros de la costa, en el bloque offshore 1, con profundidades de entre 70 y 3.000 metros. A bordo viajaron biólogos marinos con una función central: detener las fuentes de sonido cuando había animales cerca.
El protocolo fijó una zona de mitigación de 1.000 metros para cetáceos, pinnípedos y tortugas marinas. El apagado de las fuentes debía hacerse a 1.000 metros en el caso de los cetáceos y a 600 metros para lobos marinos y tortugas. Si los animales salían del área en 20 minutos, la tarea podía continuar sin repetir la observación previa.
Los observadores registraron 470 avistamientos y detecciones acústicas, de los cuales 213 exigieron alguna acción. Entre las especies figuran ballenas francas y jorobadas, delfines, orcas, cachalotes, lobos marinos, tiburones y tortugas marinas.
Varamientos: el foco de la controversia
Otro capítulo del informe se centra en los varamientos de fauna marina, uno de los puntos más sensibles para las organizaciones ambientalistas. Se contabilizaron 164 casos entre marzo y abril y 277 entre mayo y junio, un total de 441.
Viridien sostiene que esa cifra no constituye un evento anómalo para la costa uruguaya y la vincula con la variabilidad natural y el esfuerzo de monitoreo. Como referencia, cita que entre 2018 y 2023 se registraron 4.399 varamientos de mamíferos marinos (3.860 pinnípedos y 539 cetáceos de 27 especies), con un aumento estacional en verano.
Cómo llegó Uruguay hasta acá
La campaña 3DUR26 fue lanzada el 1° de marzo de 2026 por Viridien junto con Ancap, bajo un acuerdo multicliente. Cuenta con autorización ambiental otorgada por resolución ministerial el 5 de diciembre de 2025, y su plan de gestión ambiental fue aprobado el 27 de febrero de 2026.
El buque había llegado al puerto de Montevideo el 2 de febrero como parte de la preparación logística. Según Ancap, en la primera semana de trabajo se obtuvieron 78 kilómetros cuadrados de datos, un 3% del proyecto, y al 25 de marzo se había cubierto el 22% de la superficie prevista para la primera temporada.
La campaña se organiza en dos temporadas: la primera, entre marzo y abril de 2026, y la segunda, entre noviembre de 2026 y abril de 2027, con una cobertura que podría ampliarse hasta 4.500 kilómetros cuadrados. Fuentes de Ancap señalaron que, en conjunto, se trata de unos 7.000 kilómetros cuadrados de sísmica 3D en los bloques OFF-1 y OFF-4.
Amparo, oposición y respaldo judicial
El proyecto avanzó en medio de una fuerte oposición de colectivos ambientalistas. Estos sostienen que los cañones de aire comprimido generan explosiones submarinas de entre 250 y 300 decibeles, capaces de dañar a cetáceos, peces y otras especies que dependen del sonido para orientarse, comunicarse y reproducirse.
Los ministerios de Ambiente e Industria y Ganadería, Ancap y Viridien defendieron que la actividad fue debidamente autorizada tras procedimientos técnicos y ambientales, con evaluación de impacto y medidas de mitigación y compensación. La Justicia rechazó el amparo y permitió continuar con las tareas, decisión que fue confirmada en segunda instancia, según informó la prensa uruguaya en mayo.
La campaña también estuvo rodeada de polémica por otro episodio: un buque noruego realizó exploración sísmica sin autorización, lo que generó cruces entre Ancap y Cancillería y un pedido de explicaciones del Ministerio de Ambiente.
La apuesta: siete bloques, seis petroleras y un pozo
Detrás de la sísmica hay una estrategia de mayor escala. La exploración forma parte de la Ronda Uruguay Abierta, en la que Ancap adjudicó siete bloques de su zona económica exclusiva a empresas como Chevron, APA Corporation, YPF, Shell y Challenger Energy Group.
Según el medio especializado Shale24, el ingreso de QatarEnergy y Chevron a áreas operadas por Shell completó por primera vez la cobertura societaria de la plataforma marítima uruguaya, con programas de trabajo comprometidos por US$ 233 millones y un pozo exploratorio de APA Corporation previsto para el segundo semestre de 2026, el primero desde 2016.
Las inversiones de la etapa actual superan los US$ 150 millones en estudios sísmicos, y la eventual perforación de un pozo exploratorio podría costar más de US$ 200 millones, con una probabilidad de éxito geológico del 25%. Esa probabilidad es habitual en exploración de frontera: el país no registra hallazgos comerciales confirmados en su historia exploratoria.
Por qué Namibia cambió las expectativas
Los recientes descubrimientos de hidrocarburos frente a Namibia, en el margen conjugado del Atlántico Sur, reavivaron el interés por la cuenca uruguaya por sus condiciones geológicas similares. Esa analogía geológica es la principal razón por la que las petroleras internacionales volvieron a mirar el mar uruguayo.
Qué viene: noviembre, la segunda temporada
Con el 54% de cobertura de la primera etapa, la pregunta central es cómo se ajustará el plan operativo para la segunda temporada, que comenzaría en noviembre. Se trata de un período que combina mejores condiciones oceánicas con la actividad de fauna marina y la pesca industrial, factores que el propio proyecto reconoce como condicionantes.
En el cierre de su informe, Viridien remarca que el sistema de gestión ambiental permitió adaptarse a las restricciones. Del otro lado, las organizaciones ambientalistas insisten en que los varamientos y los avistamientos justifican mayor cautela. Los datos de noviembre serán la prueba de fuego de la ecuación entre exploración petrolera y protección ambiental en Uruguay.