(Emitido a las 9.01)

EMILIANO COTELO:
Cuando el precio del barril de crudo no para de subir y llega a cifras impensadas, de más de 140 dólares, el gobierno se propone explorar la plataforma marítima uruguaya para averiguar si realmente tenemos petróleo y/o gas natural.

En diciembre, compañías petroleras de todo el mundo podrán adquirir información precisa de los estudios sismográficos que se han realizado hasta ahora en la plataforma marítima.

La semana pasada el ministro de Industria, Energía y Minería, Daniel Martínez, presentó parte de estos resultados en Madrid, durante el Congreso Mundial de Petróleo.

¿Qué interés han despertado esos datos hasta ahora? ¿Cuán certeros son los estudios que hablan de posibilidades de gas y petróleo debajo del mar territorial uruguayo?

De estos y otros temas –por ejemplo, novedades con respecto a la inversión de Portucel– vamos a conversar con el ingeniero Martínez.

Este fin de semana usted regresó de España y Portugal. En Madrid, participó en el Congreso Mundial del Petróleo. ¿Qué presentación hizo sobre los estudios sismográficos efectuados en la plataforma marítima uruguaya?

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DANIEL MARTÍNEZ:
En esta etapa que iniciamos en 2005, el directorio resolvió retomar en forma sistemática la prospección petrolera, luego de 25 años en que se había dejado librada al interés de empresas que a su riesgo buscaran petróleo. Si bien había datos interesantes que alimentaban alguna esperanza, dado el precio del crudo y el período que se avizoraba de crecimiento de esta materia prima (que significa casi 7 de cada 10 pesos que pagan los uruguayos por litro de combustible), el directorio tomó la decisión de retomar esos estudios para sacarnos la duda y tratar de encontrar reservas propias.

La presentación se basa en algunos datos sismográficos interesantes, algunas comparaciones de la génesis de estas cuencas con cuencas en las que se han encontrado muy buenos resultados, como la de Santos. Hay algunas similitudes en la génesis de la cuenca sedimentaria, cómo se formó, el período histórico, la ubicación, las estructuras de posición del sedimento.

EC - Usted dice que se compara con la cuenca de Santos. ¿Qué es la cuenca de Santos?

DM - En el Tupí, donde se han encontrado todos los últimos yacimientos de gas y de petróleo en Brasil. Lo destaco porque son cuencas en las que históricamente no había demasiada experiencia ni expectativa de encontrar reservas petroleras ni de gas. Sin embargo Petrobras, aliada con otras empresas, realizó estudios en los últimos 10 o 15 años. Y quiero destacar los tiempos, porque la gente se pone impaciente, nosotros empezamos este proceso en 2005, estamos terminando de interpretar los datos de la segunda etapa de sísmica (que va a estar terminada para la ronda Uruguay que se va a hacer los días 1, 2 y 3 de diciembre) y después van a venir las empresas. Hay toda una etapa que lleva años, nos guste o no, son períodos que llevan su tiempo de maduración y de estudio.

Hay una serie de temas técnicos que es complejo explicar por radio, pero son estructuras sumamente similares, tienen un fenómeno que se llama reef, que es una especie de intento de separación horizontal (si asumimos que la Tierra es como la miramos en los mapas, o sea que África y América, lo que era un gran bloque, intentaba separarse de arriba hacia abajo y de abajo hacia arriba, y no verticalmente, como están hoy), lo cual generó una suerte de estrías, de hondonadas gigantescas que fueron luego formaciones lacustres y de gran profundidad de capas sedimentarias, que fue lo que generó las cuencas petroleras que han aparecido en Santos.

EC - ¿Los datos que se han obtenido hasta ahora son tan alentadores como los presentó el presidente Tabaré Vázquez durante la visita a México hace un par de semanas?

DM - Sin duda...

EC – Le propongo recordar lo que le comentó a la periodista Virginia Ruglio, del Servicio Informativo de El Espectador.

(Audio Tabaré Vázquez.)

"Yo le diría que los indicios que hay son muy firmes, sobre todo en lo que respecta a gas. Estuve viendo los cortes transversales que hicieron los técnicos del lecho del Río de la Plata y, sorpresivamente, no solo apareció un depósito de gas y eventualmente de petróleo, sino que apareció otro más grande, ese sí de gas y de petróleo, con indicios realmente muy firmes de que existen estos elementos y con una ventaja enorme sobre otros yacimientos que han aparecido en los últimos tiempo: que están muy cerca de la superficie de la roca, del fondo submarino, a unos 600 metros. Si comparamos con los que aparecieron en la bahía de Santos, en Brasil, que están a 6.000 metros de profundidad y esto implica un gran costo para extraerlos. Pero en este caso, 600 metros, sobre todo el gas se va a poder sacar con relativa facilidad. En caso de que esto se logre, hay que pensar que va a llevar un tiempo."

(Fin.)

EC - ¿Qué dice usted?

DM - Primero, con este tipo de tecnología con que se realiza la sismografía en dos dimensiones es mucho más fácil identificar el gas, por la forma como brilla –se habla de "puntos de brillo", bright spots–, que el petróleo. Por lo tanto, ya podemos decir con certeza que hay más de un reservorio de gas y alguno hemos podido llegar a ponderar que es 1,6 TCF, que es lo que el presidente dijo, de 120 años. Por lo tanto se sabe a ciencia cierta que hay gas.

En cuanto al petróleo, hay claros indicios de que podría haber, lo cual justifica todo este esfuerzo que estamos haciendo de salir al exterior a convencer, a mostrar los resultados, para atraer a las grandes petroleras nacionales y multinacionales, que tienen la tecnología y los miles de millones de dólares que se necesitan para extraer estos recursos en estas condiciones de off shore en la plataforma continental. Hay que enamorarlas, traerlas, mostrarles, porque ni Uruguay ni la zona se identifica como petrolera, lo cual hace que uno tenga que salir a explicar, mostrar los resultados, por lo menos un esbozo, para convencerlas de que vengan...

EC – Pero en cuanto al gas en particular, ¿efectivamente hay yacimientos a 600 metros de profundidad, como mencionaba el presidente Vázquez?

DM - En algunos lugares está a esa profundidad y tal vez los más grandes están más profundo. Los que han aparecido como más nítidos y más grandes están profundos, pero hay a diversas profundidades, entre ellas la que mencionó el presidente Tabaré Vázquez.

EC - Se lo pregunto porque el doctor en Geología Héctor de Santa Ana, gerente de Exploración y Producción de Ancap, decía, cuando el presidente hizo esos comentarios, que seguramente esos datos se referían a hidratos de gas –un primer enunciado realizado hace muchos años–, que no tienen posibilidad de ser explotados.

DM - Hidrato de gas hay muchísimo, en muchas partes del mundo. Leí en un diario de Europa un artículo que decía que se calcula que las reservas en hidratos de gas en el mundo son entre el doble y el triple que todo el petróleo y el gas que ha habido sobre la Tierra en la historia de la humanidad. Es un hielo de petróleo que es explotable, hay una gran cantidad, y nosotros tenemos –una vez se hizo una ponderación no muy científica– la misma cantidad de gas que tiene hoy como reservas probadas Bolivia, que son volúmenes muy grandes.

De todas formas, debajo del hidrato de gas hay gas también, se ha verificado la existencia de gas libre. Pero uno tiene que identificar la potencialidad de extraer ese gas sin generar ruptura de los equilibrios químicos y físicos que determinan su estabilidad; es una tecnología que todavía se está estudiando. Sobre todo hay que evitar generar reacciones en cadena que terminen liberando esa gigantesca masa de metano a la atmósfera en muy breve plazo, por un problema de impacto ambiental. Cada molécula de metano genera 20 veces el efecto invernadero que genera una molécula de CO2; el riesgo de esos gigantescos volúmenes es muy grande.

EC - Según De Santa Ana, esos yacimientos que estarían a 600 metros de profundidad en la roca submarina no serían los de mayor posibilidad de explotación, al menos con las tecnologías actuales, y en cambio podría pensarse en los que están a mayor profundidad: 750 metros de agua más 5.200 metros de suelo.

DM - De Santa Ana se refería al que está más medido. Pero si se ve el mapita que nosotros mostramos de los prospectos –que son lugares con información muy detallada de sísmica que da indicios claros de la posibilidad de encontrar hidrocarburos– hay siete u ocho lugares y otros tantos que tienen mucha potencialidad, aunque todavía no tenemos tanta información.

Explico: hemos juntado información de 40 años para atrás, más los primeros 7.000 kilómetros de una sísmica especulativa –más vasta, con menos detalle– que se hizo el primer año. Todavía se están procesando 2.800 kilómetros –2.500 en una etapa y 300 en otra– de una sísmica de semidetalle que va a dar mucha más información. En ese caso nos concentramos en la cuenca de Punta del Este, a entre 90 y más de 100 kilómetros de la costa, que termina a la altura de Cabo Polonio. Pero no hay que identificarla con Punta del Este, en el terciario y el cuaternario no existía la geografía política que hoy existe. Y se ha encontrado en diversos lugares, incluso hay lugares interesantes en la cuenca de Pelotas. Y a su vez es posible la explotación del gas libre que ha aparecido debajo de los hidratos de gas.

Todo esto es lo que estamos presentando en los grandes eventos internacionales, todavía nos quedan tres o cuatro muy importantes para seguir promoviendo la ronda Uruguay. La idea es hacerla los días 1, 2 y 3 de diciembre.

EC - ¿En qué va a consistir la ronda Uruguay?

DM - Cuando salimos no mostramos solo datos técnicos, también hablamos del país, con su marco jurídico y sus certezas, la reforma de la ley de prospección, que va a dar un marco más acorde con lo que hacen Chile, Perú, Colombia, Cuba, Venezuela, y todo el mundo, para atraer y dar seguridades a los inversores en una cuenca poco conocida. Y hablamos del sistema político, del apoyo institucional de un país abierto a desarrollar estos campos. Luego hay una parte técnica.

Lo que he venido haciendo como anuncio lo vamos a concretar de aquí al 1 de diciembre, vamos a dar todo un marco legal, geográfico, político de estabilidad, he expuesto las razones técnicas que justifican la posibilidad de inversión para que las empresas se lleven toda esa información. Y el 1 de julio de 2009 vamos a sacar la licitación de adjudicación de bloques.

EC - ¿Qué va a ser esa licitación? Usted habla de una licitación de bloques.

DM - Un bloque es una superficie, que seguramente va a tener entre 4.000 y 8.000 kilómetros cuadrados, donde se concentra la información específica. Eso es lo que las empresas compran y sobre esa base ofertan (van a comprar previamente, para eso está la promoción en la ronda Uruguay y todo este trabajo previo); con esa información cotizan por bloque. Y la cotización seguramente va a ser sobre la base de los costos de exploración y los beneficios finales que le queden al Estado uruguayo.

EC - En esa licitación las empresas cotizan para obtener una concesión ¿para qué?

DM - Para explorar. Lo primero que van a hacer las empresas es perforar. De repente hacen alguna tecnología más (sísmica de tres dimensiones o algo más, para verificar las características) y luego perforan, porque en prospección petrolera hasta que no se perfora no se tiene la verdad en cuanto a si técnica y económicamente un yacimiento es rentable. Todo indica que tenemos cada vez más derecho a soñar, a medida que avanzamos en el procesamiento de la información y los datos –la segunda etapa de sísmica de semidetalle todavía no está terminada, va a estar en diciembre– uno se ilusiona más.

Y mucho más conociendo los resultados de la cuenca de Santos, con algunas ventajas técnicas, como no tener la capa de sal y otros temas que sería complicado desarrollar, y que tecnológicamente Petrobras y las empresas que están explotando en Brasil van a tener que superar.

EC - Supongamos que se producen esos llamados a licitación, que una de esas empresas gana una de esas licitaciones, lleva adelante los trabajos de exploración y encuentra gas. ¿Qué va a pasar a partir de ese momento?

DM - Primero tiene que tener la plataforma de perforación y luego la plataforma de extracción. Estamos hablando de cifras del orden de 5.000, 6.000 millones de dólares. Pero no tiene por qué ser una, en un mismo bloque se pueden poner varias plataformas; si el yacimiento es grande y con suficiente capacidad de producción –que ojalá así sea–, se puede poner más de una plataforma.

EC - Pero después de haber obtenido un bloque en la licitación, ¿la empresa que encuentre gas tiene el derecho de explotarlo, de extraerlo?

DM - Sí, sobre la base de un contrato prefirmado que marcará primero la estructura de costos de la explotación, y segundo qué porcentaje queda para la empresa y qué porcentaje queda para el país. Eso va a ser parte de los argumentos mínimos que vamos a exigir, va a ser lo que le va a dar competitividad a una empresa sobre otra para ganar la adjudicación del bloque.

EC - Si hubiera petróleo o gas en alguno de esos bloques, ¿qué plazo mínimo tendríamos que esperar para comenzar la extracción?

DM - Con esta cadencia que marcamos, que es imposible acortar porque depende también de la disponibilidad de máquinas perforadoras de las empresas, estamos hablando de no menos de dos o tres años para saber si tenemos recursos explotables, porque a esta altura podemos decir con un 98% de seguridad que gas hay y en más de un punto, pero necesitamos tres años para saber si es explotable. Y luego dependerá mucho de cuán recalentado esté el mercado internacional de búsqueda de petróleo y construcción de plataformas, pero una plataforma de esos valores requiere unos años de construcción, no está en el estante de un almacén. Así que estamos hablando de no menos de cinco o seis años para sacar los primeros litros de petróleo o metros cúbicos de gas natural de nuestro subsuelo.

EC - Por lo menos hay que pensar en cinco o seis años.

DM - Ojalá me equivoque y se puedan acelerar todos los plazos, pero son los plazos objetivos y reales que estos procesos llevan.

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EC - En estos días, además de visitar España, usted estuvo también en Portugal, invitado por la empresa Portucel, el grupo que ha manifestado interés por construir una planta de producción de celulosa y de papel en territorio uruguayo, que implicaría una inversión de 3.000 millones de dólares (muy superior a la de Botnia, que hasta ahora era la más grande en la historia del país).

Entonces, ¿qué novedades hubo?, ¿qué contactos mantuvo?

DM - Habíamos estado trabajando –incluso la delegación encabezada por el presidente de Portucel estuvo con nosotros y con un buen número de ministros– en un borrador de memorando de entendimiento el miércoles anterior a mi viaje a España y Portugal. Fuimos recibidos por el presidente y buena parte del directorio en la planta, una planta de tecnología de punta que no solo fabrica pasta de celulosa, sino que transforma prácticamente dos tercios de la pulpa en papel; una planta de última tecnología, con muchísima automatización, con lo cual no solo fue interesante para mí como representante del gobierno, sino como ingeniero, ya que yo me dedicaba a la automatización industrial, por lo cual la disfruté en doble sentido.

EC - ¿Hay algo más concreto en cuanto a la posibilidad de que Portucel se instale en Uruguay? Porque no está 100% resuelto.

DM - No, pero dadas las características del país, las certezas, las seguridades, existe un altísimo porcentaje de posibilidades de que esta inversión se concrete. Ellos todavía no tienen base forestal, tienen que desarrollarla y están trabajando en eso, pero por todo el espíritu de la conversación hay una justificada esperanza de que se concrete.

Yo siempre insisto en las bases de las directrices estratégicas de la política industrial que hemos desarrollado y que hace poco Roberto Kreimerman explicó aquí: se basan en el agregado de valor y la inclusión de tecnologías que hoy los uruguayos no podemos desarrollar. Sería un salto cualitativo la inclusión de esta papelera, ya no solo fábrica de celulosa sino también papelera.

EC - ¿Se sabe en qué lugar del territorio uruguayo se implantaría?

DM - Todavía no, ellos han realizado estudios, evaluaciones, tienen un trabajo propio y manejado solo por ellos. La decisión va a ser específica para la solución del balance forestal-industrial que tendrán que adoptar, porque necesitan trabajar con un cierto radio de distancia de la materia prima –bosques y madera extraída de estos–. Eso es parte de un elemento de evaluación y estudio que hace meses que están realizando.

EC - ¿Cuándo van a tomar una decisión?

DM - Estamos hablando de pocos meses para que se termine de concretar. Tal vez menos.

EC - ¿Alguna otra novedad en esa recorrida en especial?

DM - No, es una empresa con mucha tecnología y mucha seriedad, muy bien evaluada en el ranking de empresas europeas. Es importante trabajar en un modelo de desarrollo agregando este tipo de empresas, porque sin duda sería un impulso muy importante.

También estuve con el presidente de ENCE, Arreguy, en Madrid. Hablamos de la evolución del proyecto, de los problemas y las ventajas que se han dado en este proceso. Eso también se encaminó, con el permiso ambiental pueden empezar a trabajar, ya están en un proceso de orden de compra para equipamiento que ENCE ya puso en el mercado.

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EC - Ancap tiene proyectado construir una planta de desulfurización para disminuir el contenido de azufre en las naftas y el gasoil. Mientras se procesa ese proyecto, se decidió importar un gasoil especial con bajo contenido de azufre. ¿Por qué se tomó esa decisión?

DM - Hace un año que veníamos trabajando en el tema, el concepto era que en el mercado hay un volumen importante de vehículos y de máquinas agrícolas que requieren un gasoil con bajo azufre, que es la tecnología HVI. Es la misma razón que en el 97 esgrimieron los técnicos de Ancap para plantearle al directorio de la época –y a los sucesivos directorios– la importancia de tener una planta de desulfurización, ya que había un avance de la tecnología que hacía que los motores vinieran con condicionantes en cuanto a contenido de azufre.

Fue una decisión que este directorio tomó en 2005, apenas asumió, dada la gravedad del alto contenido de azufre que todavía tenía nuestro gasoil para un número importante de vehículos. Pero el hecho es que proyectamos la inversión y la vamos a tener en 2011, son los tiempos que lleva, los costos han tenido un crecimiento muy importante por la caída del dólar y el incremento del precio de los metales. Ya hicimos la ingeniería básica, la ingeniería de detalle y estamos en la etapa de empezar a adjudicar a la empresa que la va a construir. Pero la realidad es que en un balance primario había 5.000 vehículos entre de transporte y maquinaria –cosechadoras y otras– con problemas tecnológicos, había que hacerles un bypass para que funcionaran con el contenido de azufre de nuestro gasoil.

De ahí que decidimos armar una estructura que implicara que por lo menos en algunas estaciones del país hubiera gasoil con estas características. No se puede poner en todas, primero porque se importa especialmente a un precio mayor –si bien en esta primera oportunidad se logró un precio muy interesante, ya para la reposición nos están ofreciendo valores estrambóticos–, y además no se pueden sustituir los actuales tanques y surtidores de gasoil por los de este gasoil porque tienen que coexistir. No todas las estaciones de servicio tienen disponibilidad, no todos los propietarios de estaciones de servicio estaban dispuestos a dejar de vender la especial para sustituirla por este gasoil premium, por lo cual armamos una lógica con un número de entre una y dos decenas de estaciones de servicio que van a distribuir este gasoil, sobre todo a lo largo de la L del país –litoral y costa– para empezar a cumplir con esos clientes.

EC - Es un gasoil importado especialmente.

DM - Sí, es un gasoil de 500 PPM máximo, que es el límite de lo que el euro 3 –la norma que tienen estas tecnologías HVI de nuevos motores diesel– permite.

EC - ¿Y por qué tiene este precio? Es notoriamente más caro que el gasoil común: 39,10 contra 33,40 pesos.

DM - Habría que preguntarle a Ancap sobre la decisión final del precio, porque es parte del estudio que hicieron. Pero lo cierto es que los precios de mercado son muy elevados, como se ha puesto en marcha este gasoil se está pensando en el suministro de la próxima partida. Es difícil de conseguir, estamos hablando en general de lugares distantes, por lo tanto el valor de reposición es bastante superior que el que en un principio se pensaba.

EC - ¿En ese precio de 39,10 ya están incluidos los subsidios que hoy están vigentes para los otros combustibles? Los combustibles no cuestan lo que tendrían que costar, ha habido aportes tanto de Ancap como de Rentas Generales para que subieran menos de lo que tendrían que haber subido. ¿No se aplicaron esos instrumentos a este gasoil?

DM - Sí, pero, primero, al ser importado es más caro...

EC - ...la vieja discusión de por qué no se importan los combustibles en lugar de producirlos en la refinería.

DM – Pero en realidad no es discusión, porque si tú miras cómo nosotros presentamos el otro día en Diputados y en Senadores los precios de paridad de importación, aun con el fideicomiso del boleto, que incrementa el valor del gasoil, estamos prácticamente a la par de lo que saldría importarlo. Y en las naftas, el supergás y el fueloil estamos por debajo de lo que saldría importarlos. No es una discusión, puede ser filosofía; filosóficamente se puede discutir, pragmáticamente nadie con seriedad puede decir que es más barato importar, y sobre todo no importar una oportunidad, sino asegurar el suministro a precios más baratos a los ciudadanos. Eso no admite ninguna discusión.

EC - Usted dice que esa discusión ya no tiene sentido.

DM - Es filosófica y yo la respeto...

EC - ...usted dice que los números son contundentes, ¿incluso teniendo en cuenta la carga tributaria en todo este análisis?

DM - El importado tendría la misma carga tributaria, tú tienes que compararlo sin carga tributaria. Pero aun así, en el precio del gasoil –no el que paga el productor, que en su inmensa mayoría descuenta del IRAE o tiene una rebaja en el Imeba para contemplar el aumento, ni el que paga el transportista, que descuenta con topes, pero descuenta los impuestos– el ciudadano común que no descuenta nada, que tiene un auto para uso particular, está pagando el fideicomiso del boleto. De modo que aun con el dinero que está incluido en el precio del gasoil para subsidiar el boleto (que ha permitido que el precio del boleto no haya aumentado durante bastante tiempo), pese al precio de los combustibles, en esas condiciones igual es competitivo y sale prácticamente lo mismo –a veces un poco más, a veces un poco menos- que lo que saldría importar.

EC - Eso con respecto al gasoil común y corriente. ¿Y con respecto a este gasoil especial?

DM - Es más caro porque hay que traerlo de muy lejos.

EC - Por un lado podría pensarse: ¿qué problema hay si es más caro?, lo van a usar quienes tienen los automóviles más caros.

DM - Me preocupa porque hay muchas cosechadoras y maquinaria agrícola que lo necesitan. En el otro caso, usted tiene derecho a tener un auto gasolero particular impresionante, pero sabe que esas son las condiciones.

EC - No necesariamente es un gasoil para ricos, también se utiliza en maquinaria agrícola que tiene motores diesel de última generación. Ahí se produce un aumento de los costos para los productores, para quienes emplean esas máquinas.

DM - Esa gente puede descontar a través del IRAE el 22% del IVA. En el gasoil el impuesto es todo IVA, dejó de ser Imesi. Tiene tope, y eso es parte de lo que estamos discutiendo con Agazzi, estamos trabajando con el Ministerio de Agricultura y Pesca, la Federación Rural, la Asociación Rural y el Ministerio de Economía, se pueden descontar del IRAE los impuestos del gasoil.

EC - ¿Y de este gasoil especial?

DM - También, podrán descontar su cuota parte de impuesto. El gran problema fue que las expectativas de las próximas compras son alarmantes.

EC - ¿Va a venir más caro?

DM - En el precio que se fijó se previó la próxima compra.