RONDA DE EXPLORACIÓN
La nueva etapa para el “sueño del petróleo propio” de Uruguay: ¿cómo será?
Ancap presentó la adjudicación de tres bloques de exploración de petróleo y gas en la plataforma marítima uruguayaAncap presentó la adjudicación de tres bloques de exploración de petróleo y gas en la plataforma marítima uruguaya. De encontrarse algún yacimiento petrolero “podría dar vuelta el presupuesto nacional”, según el presidente de la empresa estatal, Alejandro Stipanicic.
Las autoridades de Ancap, lideradas por Stipanicic, dieron una conferencia de prensa en la que comunicaron la adjudicación de dos bloques a la petrolera Shell y uno a Apache Corporation, lo que incluye la perforación de un cuarto pozo exploratorio, en el marco de la primera instancia del año de la Ronda Uruguay Abierta.
Según el presidente de Ancap, estas empresas además de tener un modelo de negocios que se centra en el petróleo y el gas, “tienen fuertes inversiones en energías renovables, que actúan como promotor de las futuras rondas de hidrógeno que vamos a promover desde fin de este año”.
Además de estos tres bloques adjudicados, se encuentra el de Challenger Energy Group, al cual Ancap le autorizó la búsqueda de hidrocarburos en mayo de este año, aunque su oferta fue la primera del año 2020 que por motivos de la pandemia, se tuvo que postergar la firma del contrato.
Stipanicic explicó en diálogo con El País que esta última empresa no tiene calificación para hacer un pozo, sino que solo puede analizar la información sobre la factibilidad de encontrar un yacimiento. Sin embargo, señaló que puede hacer farm-in (vender parte del contrato) a otra empresa que pueda obtener la calificación para realizarlo, con autorización de Uruguay.
“Sumado a las características geológicas, al prestigio y la reputación del país; a la estabilidad económica, social y política; y finalmente a los descubrimientos que se hicieron en la costa de Namibia en los primeros meses de este año, cierra un paquete sumamente atractivo a las empresas, que ven a Uruguay como un posible proveedor de energía para la transición”, afirmó Stipanicic.
Destacó que de las condiciones necesarias para que hubiese petróleo en Uruguay, solo faltaba que se encontrara “un yacimiento en una geología similar, que es lo que pasó en Namibia. Eso levanta enormemente. Estamos hablando de probabilidad baja: metés cinco pozos y en uno descubrís”.
En este sentido, señaló que, aunque hablar de porcentajes de éxito es muy arriesgado, los que actualmente se manejan son inferiores al 20% y que previo al descubrimiento en África, rondaban entre el 8% y el 11%.
Asimismo explicó sobre la posibilidad de éxito que en tierra firme, de cada 10 pozos que se hacen, en uno hay petróleo, y de cada siete de esos, hay uno que tiene petróleo suficiente para explotar. En el offshore (fen el mar) es más baja. “Por eso el riesgo es tan alto y por eso el premio es tan alto. El que emboca, emboca”, afirmó.
“Estamos en una región en donde las inversiones están teniendo algunos riesgos y desde el exterior siguen viendo a Uruguay como un lugar donde se puede venir a invertir”, sostuvo Stipanicic en la conferencia, a lo que agregó que estas ofertas “vuelven a poner a Uruguay en el mapa petrolero mundial y vuelven a poner al país como un lugar donde se pueden hacer inversiones de larguísimo plazo”.
A su vez, destacó que según sus estimaciones, esperan que se gasten en estos tres bloques adjudicados, una cifra que ronda los US$ 200 millones, lo cuál en su mayoría sería destinado al pozo. “Generalmente” este dinero se utiliza en empresas que trabajan para las mismas adjudicatarias. Sin embargo, en la Ronda Urugusy 2, la cual fue considerada como la más exitosa, desde Ancap estimaron que se gastó entre US$ 1.500 millones y US$ 1.600 millones, quedando en Uruguay US$ 160 millones.
En aquella ocasión, para hacer un pozo, la petrolera Total instaló un área especial en el puerto de Montevideo, lo cuál generó mucho trabajo”, por lo que el “pozo de Apache tiene que seguir por el mismo camino”, puntualizó Stipanicic.
A futuro
Por otra parte, al referirse ante un posible escenario de que se encuentre un yacimiento y este sea explotado, recordó que Pedro Bordaberry presentó un proyecto de ley para una Agencia Nacional de Hidrocarburos en el “apogeo de la Ronda Uruguay 2”, para darle institucionalidad a la posible ganancia uruguaya “porque después todo el mundo le echa mano”.
“Eran cifras que daban vuelta al presupuesto nacional, con escenarios conservadores. Eso sigue siendo así, pero mejor ni decirlo porque se crea una expectativa”, agregó.
Esto se debe a que, ante un escenario de explotación de un yacimiento petrolero uruguayo, el Estado se queda con entre 57% y un 60% de las ganancias, luego de cubiertos los costos operativos. Stipanicic sostuvo que, eventualmente, también podría quedarse con parte del yacimiento.
Esta participación en las ganancias, también es un modelo pensado para las rondas futuras de bloques para la exploración y producción de hidrógeno verde en el país.
Todos los contratos están regidos con las mismas condiciones. “Los contratos son lo que aseguran un largo plazo, siempre y cuando se cumplan en cada una de las etapas los compromisos asumidos”, en donde “nadie tiene, hasta la declaración de un yacimiento, el largo plazo asegurado. Primero tiene que ganárselo”, explicó el presidente de Ancap.
La calificación para la exploración en estos bloques, “es muy fácil” de obtener, aunque dos empresas interesadas no lo lograron, dijo Stipanicic. Se debe probar “determinada experiencia en operaciones similares”, que se cuenta con el patrimonio, solvencia y que se “pone” la garantía que el Estado uruguayo “pide”, agregó.
“Esa es la contra más grande que tienen las petroleras para la propuesta uruguaya, que la garantía es infinita. Vos la macaneás ambientalmente y tenés que hacerte cargo de todo. Vienen las empresas y nos han planteado de cambiar el decreto, que pongamos US$ 10.000 millones y les decimos que no. La garantía es del 100%”, afirmó.
El “combo” entre combustibles fósiles y renovables de Ancap
En la conferencia, también se habló de la apuesta de Uruguay por el hidrógeno verde (H2U), y se destacó que se están alistando bloques para lugares de producción de ese energético.
Según Stipanicic, la transición energética va a llevar los próximos 20 o 30 años, “en la cual los energéticos tienen que coexistir, tienen que competir entre sí y se tienen que complementar, y las empresas que hoy están siendo adjudicadas en estos bloques son empresas que tienen muy fuertes inversiones, tanto en su negocio tradicional de petróleo y gas, especialmente en gas que es el energético de la transición”. Pero, también “están haciendo fuertes inversiones en energías renovables”, añadió.
En tanto, destacó que en el proyecto H2U, “hay dos capítulos”, uno en tierra firme (onshore), que tiene una etapa de “concreción de un piloto a escala industrial local” y una segunda etapa de “atraer inversiones para un proyecto que pueda incluir alguna exportación”. En lo referido al offshore, competencia de Ancap, se encuentra relacionado al trabajo actual de exploración de hidrocarburos, porque están “hablando con el mismo tipo de empresas y con el mismo tipo de modelo de negocios”.
“Las empresas que ya están entrenadas en este tipo de contratos, están interesadas en la producción de hidrógeno. De hecho, desde que se hizo público, se han mantenido más de 60 reuniones, con más de 40 empresas. La mayoría son del mundo del petróleo”, agregó.
Sostuvo que “Uruguay es un país chiquito”, el cual “está llamado a ser un actor relevante en el hidrógeno” por las condiciones ambientales para su producción, aunque “no alcanza” con eso, sino que se debe presentar al país como receptor de estas inversiones. Por eso, la intención con las rondas siguientes de bloques de hidrógeno verde, es que puedan hacerse propuestas por “combos” de energéticos fósiles y renovables.
Lo que ven las empresas en los próximos 50 años
Según Stipanicic, las empresas del sector están observando “que dentro de 50 años se van a requerir combustibles fósiles”, teniendo que asegurarse el crudo. Por otro lado, sostuvo que se está promoviendo una escasez en la oferta, por la falta de inversión en refinación o en algunas exploraciones de gas en el mundo, por lo que es posible que los precios se mantengan elevados en los próximos 10 o 15 años, lo que hace que nuestro proyectos “pueden ser económicamente más atractivos”.