(Emitido a las 9.12)

EMILIANO COTELO:
Ancap asociada con Pdvsa para la extracción de crudo en Venezuela. La ampliación de la Refinería de La Teja, prevista en principio también con Pdvsa pero a la que podría sumarse Petrobras. Y con Petrobras varios otros negocios posibles. Por ejemplo integrar Ancap en el paquete accionario de Gaseba, hoy controlada por la empresa brasileña. O inversiones conjuntas con esa empresa en biodiesel y búsqueda entre las dos empresas de hidrocarburos en nuestro mar territorial.

Esas son nada más que algunas de las líneas de trabajo que Ancap tiene entre manos y que la muestran hoy como uno de los actores más dinámicos en el ambiente empresarial uruguayo.

¿En qué casos se habla apenas de planes, en cuáles de negocios que ya están concretados o a punto de ser concretados?

Vamos a conversarlo en diálogo con el presidente de Ancap, ingeniero Daniel Martínez.

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Ingeniero Martínez, usted se encuentra en Caracas participando en una serie de reuniones con autoridades de Pdvsa. ¿Ya empezó la agenda?

DANIEL MARTÍNEZ:
Sí, sí; en realidad empezamos ayer. Este viaje tenía dos objetivos fundamentales, el primero era avanzar sustancialmente en los trabajos hacia nuestra participación en la exploración en un bloque de la faja del Orinoco y a la luz de los trabajos que el grupo técnico integrado por Ancap, Pdvsa y una consultora francesa de ingeniería especializada sobre la ampliación de la refinería empezar a tomar definiciones que permitieran avanzar hacia la segunda etapa. Tuvimos el día de ayer la primera reunión, que se refería al bloque en la faja del Orinoco.

EC - Vayamos en primer lugar a ese tema. El proyecto parece más ambicioso: explotación de crudo en la faja del Río Orinoco en Venezuela que le permitiría a Ancap contar con reservas petroleras propias. ¿Cómo viene evolucionando esta posibilidad?

DM - Hasta ahora había sido básicamente una declaración de intención, algo expresado pero no concretado. Ayer empezamos a avanzar por lo menos en el intercambio con el responsable del área –esto va a pasar por la junta directiva de Pdvsa–, en la definición del área específica, en la definición del bloque dentro del área. La faja del Orinoco se divide en cuatro grandes zonas, Carabobo, Ayacucho, Bosacá y una cuarta que no recuerdo. Sería en un principio dentro del área de Ayacucho, una zona que dentro de los diferentes tipos de crudos que hay en esta faja sería de los que más interés tendrían por su calidad y sus características. Empezamos a avanzar en los aspectos técnicos, la integración y el envío de grupos técnicos de Ancap a empezar a trabajar en la etapa previa, que es la certificación de las reservas.

Esto se refiere a la contratación de organismos internacionales independientes que cuantifiquen el monto de las reservas de crudo. Nos interesa mucho. Ancap tuvo muy desmantelado todo lo que es geología y estudios de prospección en los últimos años, estamos realizando la contratación de estudiantes y gente especializada en el tema. Tenemos la oportunidad en todo este período de certificación, que va a llevar unos meses, que esta gente vaya haciendo experiencia específica en el conocimiento de estas artes.

EC - ¿Qué volumen de petróleo puede obtener Ancap a partir de un negocio como este, de extracción de crudo en Venezuela? ¿Cómo sería la sociedad con Pdvsa y por lo tanto qué porcentaje le correspondería a la empresa uruguaya?

DM - Sobre la base de la terminación de la certificación se determina qué tipo de volúmenes se pueden extraer. (Se entrecorta la comunicación) ...correspondería a Ancap 50.000 barriles por día y sobre esa base se haría el reparto de inversión y participación en la empresa. Va a ser una sociedad con participación mayoritaria, porque (se entrecorta) venezolana en la que participe por lo menos Ancap, aunque también existe la posibilidad (se entrecorta).

EC - Usted remarca que la mayoría le correspondería a Pdvsa, según lo que establecen las propias leyes en ese país.

DM - Exactamente.

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EC - Estábamos hablando de la asociación con Pdvsa para extracción, explotación de crudo en la faja del río Orinoco. Usted decía que esto podría permitirle a Ancap obtener 50.000 barriles diarios. ¿Eso en la hipótesis más optimista?

DM - No, eso es como está planificado y como empezamos a diagramar la sociedad e incluso las inversiones que a cada uno le tocarían. Eventualmente se está manejando -es un poco lo que se va a definir en estos días– que el bloque que nos corresponda dentro de la zona de Ayacucho sea con Pdvsa, Ancap y tal vez con la petrolera argentina Enarsa, de forma que una vez certificada la capacidad de producción del pozo Ancap tenga seguros sus 50.000 barriles por día y de esa forma participe con las inversiones correspondientes, y lo mismo Enarsa con lo que le corresponda, que sería algo del mismo porte o similar.

EC - ¿Qué significan esos 50.000 barriles por día?

DM - Hoy Uruguay está consumiendo unos 43.000 barriles por día y la actual capacidad de la refinería es justamente de 50.000 barriles. Ahora estamos discutiendo la ampliación de la refinería a un volumen un poco mayor, del orden de los 60.000. Implicaría cubrir la demanda local de crudo por lo menos de acá a unos 10 años fácilmente.

EC - Pero es un crudo diferente del que habitualmente se procesa en la refinería de La Teja.

DM - Es un crudo que hoy no podríamos procesar porque tenemos características y unidades que permiten procesar crudos de ciertas características de viscosidad y demás para delante. A estos crudos hay que hacerles un proceso previo, que se llama de coquificaión en un caso, o si no de agregado de hidrógeno, que consiste en bajarles el contenido de carbono y por lo tanto darles menor viscosidad al crudo. Estos crudos son un porcentaje cada vez mayor de las reservas del mundo, porque los seres humanos hemos ido usando, comiendo los más livianos. De ahí que esto sea complementario con el proyecto de inversión en una refinería con capacidad para procesar crudos pesados.

EC - Está claro que aquí hay una ventaja interesante para Uruguay en la medida que a partir de esta explotación de crudo en Venezuela Ancap podría disponer de petróleo propio para satisfacer sus necesidades de consumo. ¿Pero cuánto cuesta eso? ¿Qué inversiones le requiere a Ancap o al Estado uruguayo?

DM - De acuerdo con los números en los que estuvimos trabajando ayer, esto implicaría en los cuatro primeros años, que son de consolidación del pozo y para dejarlo operable, unos 100 millones de dólares, para tener 50.000 barriles.

EC - Cien millones de dólares.

DM - Sí, en cuatro años. Lo cual no quiere decir que tenga que invertir sólo Ancap, una de las cosas que se manejan es parte que invierta cada empresa y luego que la sociedad que se va a formar salga a conseguir financiamiento internacional para la obra. En la medida que es una obra en la que se sabe que hay crudo, que en definitiva se paga con el mismo producto, hay posibilidad de conseguir financiamiento muy accesible y con bajas condiciones de riesgo, por lo tanto con el pago de menores tasas.

A modo de ejemplo, por lo menos de acuerdo con los primeros números que estuvimos manejando ayer podríamos llegar a tener crudo con costos de explotación muy bajos, del orden de dos o tres dólares por barril. Estamos hablando de costos de explotación, después a eso hay que agregarle todo lo que es transporte, mejoramiento para que pueda ser bombeable, que se va a hacer en la propia Venezuela, luego hay que llevarlo a puerto y transportarlo, y pagar las regalías porque el Estado venezolano va a cobrar por su crudo las regalías como cualquier país en cualquier parte del mundo.

Estaríamos en órdenes de explotación de dos a tres dólares el barril, partimos de valores bastante accesibles.

EC - ¿Y de qué orden es la inversión en la Refinería de La Teja?

DM - Tenemos que definir qué vamos a hacer. Empezaremos a trabajar en la definición del tema el miércoles con la gente de Pdvsa, pero prácticamente ya descartamos hacer una nueva refinería con capacidad similar a la de la actual porque estaríamos en entre 1.500 y 1.800 millones de dólares, lo que se saldría totalmente del orden de inversión que el país puede hacer y que tenga sentido en esta etapa. Sí estamos hablando de aumentar la capacidad instalada de la refinería y agregarle esa conversión profunda para que realice la etapa que hoy no puede realizar, que es el procesamiento de crudos pesados de forma que puedan ser operables en las unidades actuales. Para hacer esa adaptación con aumento de capacidad y nuevas unidades estamos en el orden –en este momento podemos errarle en más/menos un 30%– de entre 400 y 500 millones de dólares.

EC - ¿Cómo se obtienen los fondos para esa inversión?

DM - De la misma forma que hablamos. Ancap se ha saneado financieramente porque para el 25% de las compras que le hacemos a Pdvsa tenemos un financiamiento a largo plazo, con dos años de gracia y 15 años para pagar en 15 cuotas iguales a una tasa del 2% anual, que es una tasa sumamente baja, pero con ese dinero que hemos ido usando para sanear el estado financiero de la empresa y la compra del resto de los cargamentos a 30 días –cuando no le compramos a Venezuela tenemos disponibilidad para comprar a 30 días y no a 90 como estábamos comprando, con lo cual ahorramos entre 800.000 y 900.000 dólares por embarque– nuestro objetivo ahora es empezar a financiar una serie de inversiones, algunas que son anteriores a esto, como es la planta de sulfurización para bajar el contenido de azufre en las naftas y el gasoil, que es muy importante porque estamos empezando a no poder cumplir con los estándares internacionales, y después vamos a tener una masa de dinero que vamos a poder destinar a inversiones como la exploración en el bloque del Orinoco o la nueva refinería. El resto se hará con financiamiento externo, si es necesario.

EC - ¿Cuánto participa Pdvsa en el negocio de la ampliación de la Refinería de La Teja y cuánto Petrobras? Según se conoció hace pocos días, Petrobras también tiene interés en ese proyecto.

DM - Exactamente, pero eso todavía no está definido. Con Pdvsa y la empresa de ingeniería de petróleo francesa trabajamos ocho meses en el diseño de las alternativas y el cálculo de los costos, y a su vez se hizo un estudio de mercado y de retorno financiero. Hasta ahora tenemos un primer proyecto posible, que es el que mencioné, ampliar la capacidad y agregarle conversión profunda, que tiene una tasa de retorno dentro de lo aceptable en lo que es el mundo del petróleo a nivel internacional. A su vez de eso hay una serie de matices o alternativas, debemos tener determinadas formas jurídicas, formas de participación, y también de valorización.

Ancap por lo pronto está poniendo terreno, logística, insumos, conexión a redes existentes, tenemos que entrar a ponderar ese tipo de elementos. Y lo más importante es de qué forma se participaría, que tampoco está totalmente definido, si sería a través de una sociedad externa que haría la inversión, donde Pdvsa cobraría a través de un leasing, con una participación accionaria en sociedad externa, hay una serie de cosas que tenemos que empezar a discutir. Ese es el motivo del viaje.

EC - La pregunta que llega desde la audiencia y que es obvia cuando hablamos de estos temas es: es todo muy interesante, es promisorio en cuanto al futuro de Ancap, ¿pero cuándo se notará el impacto en el bolsillo de los consumidores uruguayos? La consulta tiene dos partes: fechas y estimaciones de mejora en los precios de los combustibles en el mercado interno a partir de negocios como estos.

DM – Siempre digo que lamentablemente una política de energía y de hidrocarburos requiere políticas de largo plazo. Este directorio ha venido insistiendo en ese tema y está tratando de diagramar líneas estratégicas de lo que creo que debería ser política de todos los uruguayos. Nuestro objetivo es terminar de discutirlas en todo este  proceso, inclusive a la interna, en lo que es la mejora de gestión y la definición del plan estratégico de la empresa, de forma de poder presentar a la ciudadanía, a la oposición y al conjunto de la nación una propuesta de política para Ancap de por lo menos 10 o 15 años, que es en lo que estamos trabajando. Estas son etapas fundamentales porque nadie puede hacer nada de un día para otro en el mundo del petróleo. Cuando te hablo de cuatro años para el bloque de la faja del Orinoco, estamos hablando de la primera fase operativa y de exploración concreta de la potencialidad del bloque, dentro de cuatro años podremos estar diciendo "tenemos 50.000 barriles disponibles para nosotros", pagando las regalías, por supuesto, y lo que corresponda dentro de la normativa impositiva de Venezuela.

EC - Dentro de cuatro años podrían comenzar a extraerse 50.000 barriles diarios.

DM - Exactamente. Y vamos al tema de la refinería, que nos daría la posibilidad de procesar crudos pesados, ahí estaríamos hablando, al paso de hoy, de cinco o seis años, porque terminamos de definir para dónde vamos y de qué forma. Empezamos con la ingeniería básica, que lleva alrededor un año, después tenemos que pasar a la ingeniería de detalles, que lleva por lo menos otro año, todo el proceso de contratación de terceros y comenzar a fabricar una refinería de este porte que debe llevar por lo menos dos o tres años. Por lo tanto una nueva refinería estaría pronta de acá a cinco o seis años. De todas formas nuestra idea es continuar el contrato de suministro de crudo durante todo este período para seguir contando con las ventajas mencionamos.

EC - Y cuando estén funcionando las dos actividades en paralelo, la explotación de petróleo en Venezuela y su procesamiento en la Refinería de La Teja, ¿qué ocurrirá en materia de precios en el mercado interno?

DM - En ese caso sí habría la potencialidad, no te puedo decir hoy cuánto... Yo creo que es el objetivo fundamental, todo esto lo estamos haciendo para no ser tan dependientes del precio del crudo en la fijación de nuestras tarifas. Parto de la concepción de que la energía, y en particular el hidrocarburo, que es el 59% de la matriz energética de nuestro país –el hidrocarburo líquido, el crudo, el petróleo–, es determinante en la actividad económica y la calidad de vida de los uruguayos.

Por lo tanto todo esto lo estamos haciendo –como todo lo que estamos haciendo en las otras áreas– para tratar de atacar el componente fundamental del precio final de los combustibles, porque el 60% de su valor depende del valor del crudo. Lo estamos haciendo para eso, para tener como país reservas propias que nos permitan amortiguar el precio internacional del crudo. Exactamente cuánto vamos a bajar hoy no lo puedo decir, pero vamos a tener una parte muy importante de nuestro crudo, espero que sea el 100% de nuestro crudo, con capacidad de tener reservas propias.

Insisto, siempre tenemos que pagar regalías, que en Venezuela si mal no recuerdo están en el orden del 30%, que es lo que no podemos evitar trasladar al precio, pero va a haber una parte muy importante del precio que vamos a poder manejar nosotros como empresa sin depender exclusivamente de la importación del exterior.

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EC - Son varias las líneas de negocios que tiene en carpeta Ancap, según el resumen que muy a vuelo de pájaro hacíamos al comienzo. Me interesa consultarle específicamente acerca de una de ellas: nuevos estudios para determinar la existencia de hidrocarburos en el mar territorial uruguayo, un acuerdo que está avanzado con Petrobras. De hecho se espera que a fin de año un barco comience a recorrer la plataforma continental para efectuar esos trabajos. ¿Qué se espera hallar? ¿Cuáles son las perspectivas?

DM - El año pasado un barco ruso que estaba haciendo un trabajo para una empresa alemana contratada por el Estado uruguayo para medir el espesor de la capa sedimentaria de nuestra plataforma continental a los efectos de presentar ante la ONU una extensión del límite del territorio uruguayo marítimo, encontró por primera vez indicadores claros de existencia de gas libre en la plataforma continental en la cuenca de Pelotas, a la altura del Cabo Polonio, unos 90 kilómetros mar adentro desde Cabo Polonio. Eso motivó que este año previéramos una inversión –el año pasado no pudimos porque no estaba presupuestado– y esté saliendo la licitación –por lo que sé la semana pasada fue firmada por el ministro– para la contratación de un barco que haga la sísmica. ¿Qué esperamos de eso? Esta sísmica no va a hacer sólo en la cuenca de Pelotas sino también en la cuenca de Punta del Este, la otra cuenca sedimentaria.

Uruguay se caracteriza por tener en su plataforma continental dos cuencas sedimentarias, la de Pelotas que es continuación de la plataforma continental que viene de Brasil, y la de Punta del Este que está emparentada con la cuenca de Colorado Marina, una cuenca que tiene mucha potencialidad de hidrocarburos del lado argentino, en la que vamos a participar con un 5% con un grupo de empresas en un bloque en esa zona.

Nuestra idea ha sido tomar todos los antecedentes, porque ya en 1941 o 1942 comenzó la prospección en Uruguay. A nivel de la plataforma continental en la década de los sesenta o setenta. Hay mucha información que fue procesada en su momento pero que hoy ha sido tecnológicamente superada. Hicimos un convenio con Petrobras para, a través de la Universidad de Ouro Preto que se ha especializado en este tema, reprocesar todos los datos que históricamente tenía Ancap y sumarles información sísmica con ese barco que esperamos que a fin de año esté recorriendo nuestro mar territorial y procesando líneas de investigación sismográfica a lo largo de las dos cuencas.

Según la información de la que hasta ahora disponemos, en la cuenca de Punta del Este existen formaciones geológicas y algunas formas de entrampamiento, porque no alcanza con que haya roca madre generadora de hidrocarburos sino que también tiene que haber formaciones geológicas que permitan que ese hidrocarburo quede atrapado debajo del subsuelo, porque si no migra y se desnaturaliza. Entonces, tenemos la cuenca de Punta del Este con una potencialidad importante de encontrar hidrocarburo líquido, o sea petróleo, y luego la cuenca de Pelotas donde aparecieron estos vestigios de gas.

Con la sismografía en dos dimensiones que se va a hacer a fin de año vamos a tener una visión mucho más clara de qué es lo que hay, con qué características y si es explotable, si existen entrampamientos que ofrezcan seguridad para la extracción de ese gas. Eso es lo que vamos a hacer en esta primera etapa. Y si los datos que obtenemos lo justifican, tendremos que avanzar hacia sismografía en tres dimensiones para determinar un poco más las características o directamente hacia una perforación, de acuerdo con el tipo de datos que tengamos. Esperamos no tener que decir que no hay nada.

EC - Estamos hablando de plazos largos.

DM - De vuelta: lamentablemente en todo este mundo lo que no se hizo antes no se puede hacer ahora, hay que tomarse los tiempos. Suponiendo que saliera todo bien, no creo que tengamos una plataforma explorando gas antes de cuatro o cinco años.

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Edición: Mauricio Erramuspe