(emitido a las 8.45 Hs.)

EMILIANO COTELO:
¿Se imaginan que Uruguay dejara de importar petróleo y se convirtiera en un país productor de este hidrocarburo? ¿Se imaginan, en ese caso, cuántos geólogos, químicos e ingenieros podría llegar a necesitar nuestro país?

Si bien ese escenario todavía es un sueño, nueve compañías petroleras se interesaron en la segunda licitación para la concesión de la exploración de gas y crudo en la plataforma marítima de nuestro país. En total se presentaron 19 ofertas en lo que se llamó Ronda Uruguay II, que llegó a su fin el viernes pasado.

Ese día Ancap dio a conocer las cuatro empresas que finalmente resultaron adjudicatarias de los primeros contratos y que, si se confirmaran los hallazgos, seguirían adelante con la explotación de esos combustibles. Estamos hablando de las británicas British Petroleum y British Gas, la irlandesa Tullow Oil y la francesa Total, que comprometen inversiones por un total de 1561 millones de dólares en un plazo de tres años.

¿Qué perspectiva se le abre a Uruguay con esta actividad de exploración que ahora se inicia?

Vamos a charlar de eso y de otras dudas y preguntas que esta noticia genera con el gerente de Exploración y Producción de Ancap, el doctor en Geología Héctor de Santa Ana.

Ancap acaba de adjudicar a cuatro compañías petroleras internacionales la licitación de ocho bloques de la plataforma marítima para exploración y eventual explotación de gas y petróleo en contratos de 30 años de duración prorrogables por 10 años más. Hay mucho término complejo en esta frase. ¿Podemos explicarlo en términos más sencillos? Estamos hablando de bloques, de exploración, de explotación...

HÉCTOR DE SANTA ANA:
Básicamente esta licitación, que es la segunda que se realiza en el país en el mar, habilita a generar contratos, según un modelo que hizo el grupo de Exploración y Producción y Servicios Jurídicos de Ancap, para tener el derecho de presentarse a ofertas para realizar trabajos a riesgo propio y de ganancias compartidas con el Estado. No son contratos de exploración y de producción, sino que es un único contrato de exploración y producción, en un período de 30 años prorrogable.

Según las condiciones que se den al final de ese período –si hay todavía petróleo o hidrocarburo en las estructuras, si las operaciones fueron adecuadas, un conjunto de elementos que se evaluarán en su momento–, se podría prorrogar diez años más ese contrato.

EC - ¿Qué es un bloque?

H de SA - Un bloque es un área previamente definida por nosotros donde se presentan diferentes situaciones, más prospectivas, menos prospectivas, según determinadas situaciones exploratorias.

EC - ¿Con qué información, con qué indicios partieron las empresas para interesarse por esta licitación? ¿Qué las tentó?

H de SA – Nosotros hicimos un trabajo de difusión y promoción durante dos años. En estos períodos que quedaron del 2009 al 2012, hasta esta ronda, trabajamos directamente con las empresas y presentamos los productos que, a nuestro entender, hay que tomar cuenta para una futura decisión hacia delante. Las empresas toman mucho de nuestro análisis, porque no son empresas junior, son empresas grandes. Esa determinada empresa no tiene gente afectada a Uruguay durante todo ese período, pero en un momento puede tomar la decisión –la toma un comité o dos comités, uno técnico y el directorio de la empresa– de estudiar si hay suficiente información interesante para hacer ese estudio.

La información previa es básicamente la sísmica que nosotros hicimos en la modalidad multicliente, en la que el Estado no puso dinero e hizo un contrato con una empresa de servicios de sísmica.

EC - ¿Qué es la sísmica?

H de SA - La sísmica es la forma de visualizar el sustrato, el terreno marino, la cuenca sedimentaria, bajo una modalidad indirecta. Es lo mismo que visualizar el cuerpo humano mediante rayos X, una tomografía o una resonancia magnética; uno no toca el hígado o una costilla, pero los visualiza y por su estructura indirectamente puede definir la posibilidad de un sistema petrolero, las características de los elementos que lo componen, los prospectos, las situaciones de trampa que pudieran estar vinculadas a un área. En eso es que nosotros trabajamos, en la interpretación de esa información para generar productos exploratorios, que son, en última instancia, los que presentamos a las empresas del mundo.

EC - A partir de esa información estas empresas van a dar el segundo paso, que es la exploración.

H de SA - Exactamente.

EC - ¿Qué quiere decir "exploración"?

H de SA - Exploración es el conjunto de trabajos vinculados con el conocimiento de una cuenca para entender en este caso un sistema petrolero (puede ser un sistema minero de cualquier naturaleza) que apunten a la definición de una acumulación comercial de hidrocarburos en un determinado lugar, en una determinada área.

EC - Para hacer exploración, ¿hay que perforar?

H de SA - La última fase de la exploración es la perforación. Básicamente hay una cantidad enorme de trabajos previos para confirmar lo que llamamos un sistema petrolero: que haya roca generadora, roca almacén, vías de emigración, roca sello, que esté dispuesto en un timing geológico adecuado. Una vez que se confirma eso, la prueba del diente es la perforación. No hay ningún método indirecto en el mundo ni en ninguna empresa que pueda definir la presencia directa de petróleo a partir de métodos indirectos.

EC - ¿De qué tipo de hidrocarburos estamos hablando?

H de SA - Nuestro trabajo anterior fue también definir qué tipo de hidrocarburos podían estar involucrados dentro de la cuenca. Hay situaciones en diferentes posiciones de cuenca que podrían dar lugar a distintos tipos de hidrocarburos. La cuenca presenta características muy importantes para gas y condensados (los condensados son petróleos muy livianos) asociados al gas. Tampoco descartamos la posibilidad de petróleo en otros sectores, donde el tipo de materia orgánica que se ve acumulada. ¿Qué quiere decir esto? Que la materia prima, la roca generadora, es más generadora de petróleo que de gas. Según el tipo de materia orgánica y su composición química hay más tendencia a formar o gas o petróleo.

EC - De concretarse un hallazgo, ¿qué podría significar para Uruguay?

H de SA - Es muy importante.

EC - ¿Podríamos dejar de ser un país netamente importador de petróleo y pasar a ser exportadores?

H de SA - Sí, no hay ninguna duda al respecto. Los prospectos de mar son importantes, grandes. La única forma en que justificaría económicamente la producción y el desarrollo de un proyecto de esta naturaleza es que el proyecto tenga –así ha sido analizado por nosotros– volúmenes muy importantes para su desarrollo. Es decir, hablar de un proyecto de tres TSF, es decir, de acumulaciones muy importantes, o cuatro o más en el Uruguay supone producciones mayores a los 10, 15 millones de metros cúbicos por día de gas. Solo el condensado que puede tener (las naftas, porque son petróleos muy livianos) asociado puede ser muy importante. Es decir, en ningún caso está en la escala de consumo nuestro, está visualizado fundamentalmente para la exportación a la región y más allá.

EC -¿Estamos efectivamente ante esa posibilidad?

H de SA - Nuestro grupo técnico, que es muy reducido –somos ocho o nueve personas nada más en Ancap que nos ocupamos de este tema y otros– cree que sí. Hemos presentado proyectos en los que hemos evidenciado elementos indirectos de presencia de hidrocarburos, ya sea chimeneas de gas desde las rocas que consideramos generadoras –todavía no las tenemos físicamente definidas porque no tenemos pozos– o prospectos que hemos localizado y cerrado con las nuevas sísmicas que hicimos en el 2011, que fueron vendidas a buen precio a las empresas petroleras como parte del insumo o de la atención a los clientes.

Todos esos elementos hacen pensar, sin haberlo chequeado todavía, que hidrocarburos de forma indirecta hay. Analizamos muestras de pozos antiguos y encontramos inclusiones fluidas de petróleo de 32 API metidas dentro de determinados poros. No hubo acumulaciones comerciales, porque además no había trampas, en aquel momento el conocimiento era mucho más reducido. Tenemos evidencias importantes de que puede haber, aunque no físicamente palpables, porque no tomamos muestras de petróleo. Inclusive hicimos trabajos indirectos mediante fotos satelitales para localizar zonas de surgencia de petróleo, manantiales en el mar. Todo eso nos ha dado elementos interesantes para seguir trabajando.

EC - Usted habló de "trampa"; ¿qué es una trampa en la jerga petrolera?

H de SA - Trampa es el elemento básico para saber si una exploración llega a su fin, si puede haber una zona de acumulación comercial de petróleo. La trampa es una vía de migración que llega a un sitio donde el petróleo o el gas puede entrar, se concentra y no puede salir, como el ratón que entra en un lugar y no puede ir para atrás. La trampa es el elemento geométrico, tanto estructural como estratigráfico, donde el petróleo puede estar entrando durante millones de años y no salir. Eso hace que la presión del yacimiento sea grande, el volumen de petróleo sea grande, y en última instancia genere, si tiene un área importante, economicidad en el proyecto.

EC - Obviamente genera mucha expectativa la posibilidad de que haya efectivamente petróleo o gas. Para tener esa confirmación faltan por lo menos tres años.

H de SA - Nosotros pensábamos que iba a faltar más porque no pensábamos en pozos en esta etapa. De hecho, en parte de las licitaciones que habíamos presentado no obligábamos a pozos en la primera etapa exploratoria. Pero dado que la ronda tuvo un éxito muy importante se generaron inversiones mucho más allá de lo que incluso los analistas internacionales pensaban que se podía generar, y una empresa propuso un pozo para la primera etapa exploratoria.

EC - ¿En qué plazo?

H de SA - En los primeros tres años.

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EC - ¿En qué consistirá el trabajo de las cuatro empresas que resultaron adjudicatarias de la licitación? Estamos hablando de British Petroleum, British Gas, Tullow Oil y Total. ¿Qué harán? ¿Cómo podemos explicárselo a la audiencia?

H de SA - Es un trabajo muy importante, son unidades de trabajo que no esperábamos nosotros ni esperaban las empresas de servicios. No las esperaban siquiera los analistas financieros de bolsa de esas empresas, que ya las están llamando porque la escala fue muy importante y no estaban planeadas ni programadas facturaciones de ese porte por las empresas de servicio.

EC - Hicieron ofrecimientos mayores de lo que se aguardaba.

H de SA - Sí, mucho mayores de lo que se aguardaba. De hecho, ofrecieron por encima de lo básico en muchísimas unidades. En todos los casos planteamos un 10%, un 10% de lo que aplicaron y en algunos menos de lo obligatorio a aplicar en cada licitación. Es decir, el contrato modelo y el pliego de licitación establecen un mínimo de unidades de trabajo en el primer período de exploratorio, establecen un mínimo porcentaje de asociación que Ancap tiene que ofrecer la empresa y establecen un mínimo de porcentaje de profit, de lo que se le da al Estado por concepto de producción. Esos mínimos no solamente se cumplieron, sino que se superaron enormemente para lo que era el negocio. Es decir que se está visualizando un negocio que puede dar más de lo que habíamos analizado y programado en el análisis técnico y financiero.

EC - La inversión comprometida por estas empresas ganadoras será de 1.561 millones de dólares en tres años. ¿Qué significa eso?

H de SA - Significa que las empresas van a tener que cumplir las unidades exploratorias, que son sísmica y registro sísmico, pero no 2D sino 3D. Estos son registros muy complejos, para los que se utilizan barcos especiales y que tienen un costo por kilómetro cuadrado muy alto. Son más de 33.000 kilómetros de sísmica 3D. Los analistas financieros y las empresas de servicios pensaban que en esos tres años en esta licitación podría haber un máximo de 7.000 kilómetros cuadrados, nosotros pensábamos en 5.000 kilómetros cuadrados, y fueron 33.000. Imagine hoy la bolsa de Londres o de Oslo de esas empresas: están en parte eufóricas porque incrementan notoriamente el trabajo y tienen que prepararse y contar con barcos.

EC - Se refiere a las empresas que van a brindar ese servicio, que van a ser contratadas por estas cuatro que ganaron la licitación.

H de SA - Por estas cuatro que ganaron. Con algunas de esas empresas nosotros  tenemos contratos multicliente, es decir que nosotros también ganamos, Ancap gana por contratos público-privados que se hicieron para prestar servicio de sísmica. Las empresas asumieron el compromiso y, una vez que desarrollamos la ronda y se generó interés, se vendieron esos productos.

EC - Por un lado estas cuatro compañías van a contratar a empresas que van a hacer estos estudios sísmicos. ¿Qué más ocurrirá, qué hay detrás de estos 1.561 millones de dólares de inversión?

H de SA - Para nosotros también mucha responsabilidad. La idea es aprovechar lo máximo posible este proyecto. La gente se forma con grandes proyectos. El personal, el recurso humano no solamente se forma en un aula, en una universidad o en un posgrado, se forma también gerenciando y participando en este tipo de proyectos. Normalmente cuanto más inversiones impliquen los proyectos, más interés y capacidades generan.

Estamos previendo no contratar directamente como Ancap, porque se hace muy complejo. Lo que sí queremos hacer es tratar de generar un vínculo entre ingenieros, geólogos, oceanógrafos, todo el ámbito que generan y requieren estos proyectos, para mediante financiamiento propio de Ancap –que básicamente lo aportan también las empresas– financiar la formación de una masa de gente que sirva para futuros proyectos de Uruguay. No solamente para Ancap, sino para el resto de las empresas.

EC - Por un lado usted dice que Ancap va a tener que reforzarse, por otro lado el país va a tener ingresos provenientes de estos contratos que se van a utilizar para formar profesionales en estas áreas. ¿Qué dinero habrá a esos efectos?

H de SA - Cada bloque, por obligación de contrato, tiene que aportar por año 100.000 dólares. Eso estará exclusivamente orientado a la formación científico-tecnológica, es decir, no solamente a la gente, también a la formación de un instituto que sirva para generar información para este proyecto; puede ser también aplicado a logística o terminales.

Nuestro país está en condiciones infraestructurales de soportar el proceso de exploración, pero no de explotación. No tenemos terminales, no tenemos áreas que puedan ser afectadas específicamente para movimientos de grandes dimensiones de equipamiento, como pueden ser caños para toda una perforación, no tenemos espacio para 20 o 30 empresas de servicios que trabajen en un pozo. Hay que prepararse también para eso, y Ancap va a tener que tomar cartas. No solamente participar pasivamente, sino participar activamente para generar condiciones para que eso se desarrolle.

EC - Estas empresas que van a realizar las tareas de exploración, las empresas que van a estar en el terreno, en el agua, ¿trabajarán con personal uruguayo o traerán su propio personal del exterior?

H de SA - En general en la primera fase de trabajo, que es de gran especialización, trabajan con personal que es ni de ellos, es de la empresa. Nosotros en todos los casos y en todos los trabajos ponemos personal nuestro para el control y la fiscalización de todas las tareas, para que se cumplan debidamente como fueron establecidas en el contrato. Eso tiene que ver con muchos aspectos, aspectos técnicos vinculados con los parámetros geofísicos, parámetros de campo, que es el nombre que se les da a las condiciones técnicas para llegar a una buena formación en el campo. Es decir, hay condiciones de relevamiento y otras condiciones del mar que no admiten relevamiento. Hay espaciamiento entre geófonos, que reciben la información, y eso se cumple o no. Hay deriva de corriente, porque con un mínimo de ángulo no se puede trabajar. Y hay otro tipo de actividades vinculadas, por ejemplo, con el ambiente. Dentro del barco se van a hacer observaciones. Para nosotros es importante avanzar en ese sentido.

EC - ¿Qué aportarán estas inversiones a la actividad económica de nuestro país? ¿Qué tipo de servicios pueden requerir de empresas uruguayas, por ejemplo desde el punto de vista logístico, de transporte?

H de SA - Todo eso. Son muchísimos barcos que van a trabajar simultáneamente para adquirir toda esa cantidad de información. Eso supone un soporte de tierra muy importante, y un soporte en el mar también importante, ya sea por parte de Ancap, de Pesca, de Medio Ambiente, de la Armada Nacional. Nos cuesta ver toda la dinámica y la energía que genera la actividad marina, porque lo visualizamos mucho en tierra, pero es muchísimo el dinero que se maneja ahí. Es muchísimo lo que tiene que ver con gastos vinculados a logística, y además preparar a las empresas para generar mayores inversiones para estar a la altura de lo que pueden llegar a ser etapas de explotación.

Hoy tenemos una infraestructura para poder desarrollar las etapas de exploración, en la infraestructura portuaria, logística, etcétera. Más allá de eso, hay mucha actividad de importación de equipos, de zonas francas para establecer los equipos hasta poderlos para usarlos por ejemplo en un pozo, equipos de medición o de certificación de calidad o lo que sea. Todo eso supone tener espacios importantes en tierra también de los que hoy ni el puerto de Montevideo ni el área circundante disponen.

EC - Algunos oyentes, como Gustavo de La Paloma, preguntan desde qué puerto o puertos se va a hacer la logística de esta operativa.

H de SA - La primera fase, como lo hicimos siempre, se hará desde el puerto de Montevideo. Para la segunda fase hay que pensar en otras alternativas, otro tipo de terminales, porque la explotación de petróleo supone la posibilidad de traer el hidrocarburo –sea este gas o petróleo– a tierra, al menos para la producción mínima para el país. Lo demás en general se exporta desde el propio pozo. Pero para todo lo que supone traer el hidrocarburo a tierra, hay que rever y reestructurar lo que hoy tenemos, pensando a futuro en una explotación petrolera de dimensiones.

EC - Está claro que es un sacudón importante.

H de SA - Importantísimo.

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EC - En setiembre como máximo hay que firmar esos contratos.

H de SA - Pensamos firmar antes. El contrato ya tiene una forma definida y no es negociable. Lo mismo sucede con la licitación. Presentamos las ofertas y el mismo día dimos el resultado, hicimos el estudio en tres o cuatro horas porque estaba armado para hacerlo de esa forma, y además había confianza de las empresas en el procedimiento que venían haciendo a través de planillas que les habíamos entregado. Pensamos que la firma de los contratos puede concretarse en un mes y medio o dos, y a partir de ahí va al ministerio y lo firma el ministro. Es un trámite, nosotros trabajamos con la gente del ministerio para participar con ellos, de forma que la firma no genere ningún elemento que pueda demorar ese contrato.

EC - Son contratos de 30 años. La parte de exploración puede extenderse como máximo ocho años.

H de SA - La parte de exploración puede extenderse como máximo ocho años, e inclusive un año más si en el octavo año se descubre petróleo. Son tres períodos de tres, tres y dos años, y eventualmente uno más. Como dije, si se encuentra petróleo en el octavo año hay un año más para la extensión, es decir, para los pozos que determinen el volumen total. Ahí necesariamente hay que perforar más pozos para saber cuál es el volumen, cuál es el área total mineralizada de petróleo.

EC - A partir del momento en que termina la exploración, y suponiendo que sea exitosa, empieza la explotación. Por lo tanto, de allí en adelante se completa el plazo de 30 años. Estamos hablando de que la explotación va a ser como mínimo de 22 años.

H de SA - Correcto, como mínimo, aunque puede darse el caso de que el primer pozo se esté consolidando en el último día del tercer año, o empezando en el tercer año y eventualmente terminando en el límite del período o fuera del período En ese caso, en un cuarto año podríamos tener la situación de tener petróleo en el primer pozo. Eso no es fácil porque hoy nuestra cuenca todavía es una cuenca de frontera, es una cuenca de alto riesgo exploratorio, que no ha tenido producción comercial y por lo tanto el porcentaje de posibilidades que hoy tiene no es más del 7%, aproximadamente.

EC - ¿Cómo es eso de que estas empresas ofrecen asociarse con Ancap en el caso de que haya yacimientos para explotar?

H de SA - No ofrecen, las obligamos a asociarse.

EC - ¿Qué forma de asociación ofrece Ancap?

H de SA – Para las empresas también es estratégico asociarse con Ancap. Hay cosas que desmejoran el negocio. Si hay un socio que no puso plata en el período de mayor exposición y de mayor inversión, no tiene retorno. Podría ocurrir que estos 1.561 millones de dólares fueran a fondo perdido.

EC - Esa es una puntualización importante: en esta primera etapa de exploración Ancap no invierte, no corre riesgos.

H de SA - No, Ancap no pone absolutamente nada. Solamente participa con lo que establece el contrato, que es por encima de un 20%, en la medida en que el pozo o el yacimiento localizado en el área sea comercial. Es decir, solo participa si es un negocio en que todas las reservas estén certificadas por organismos internacionales o por empresas certificadoras de reservas, de modo que uno sabe perfectamente cuál va a ser la rentabilidad, cuál va a ser la exposición, cómo va a ser todo el negocio. En esa situación Ancap puede entrar hasta con un 30% en algunos proyectos –como fue ofrecido por algunas empresas–, 35% por otras empresas (como British Gas) o 22% como en algunos contratos que seguramente firmaremos en breve.

EC - Pero esa posibilidad de entrar con ese porcentaje del negocio cuando llegue la explotación, si es que se da, no es gratis. Ahí sí Ancap tiene que poner.

H de SA - Primero, tiene que poner sobre el pozo descubridor, que es el pozo que sí se puede amortizar, es decir, que sí podemos meter dentro del gasto del proyecto, está establecido de esa forma. Desde ahí Ancap pone como cualquier consorcio petrolero. Hay que pensar que hoy los valores de nuestros bloques son muy importantes. Tenemos 1.560 millones de dólares de inversión en ocho bloques, pero el valor del bloque no es el valor de las unidades que pusieron, sino que multiplica por varias veces ese valor. Hoy, sin petróleo, ya tiene un valor minero para Ancap muy importante con ese 35 o 30%. Hay que verlo como negocio desde el vamos, desde hoy.

De todas formas, el gran negocio multiplica por mucho. Seguramente sean inversiones de 2.000, 3.000 millones de dólares para desarrollar un yacimiento a 2.500 metros de agua. Estamos en los umbrales tecnológicos y del conocimiento. En ese negocio, Ancap tiene que poner y tiene que financiar su participación en uno, en dos o en tres descubrimientos, porque es negocio entrar. La rentabilidad es muy importante y el valor no está solamente en ese negocio, sino en todo lo que tenemos corriente abajo en el país, ya sea la refinería, ya sean los caños de gas o de petróleo, las plantas de tratamiento. Todo multiplica también su valor, pasa a valer mucho más de lo que hoy vale.

EC - Aparte de esa inversión que haría Ancap entrando en los negocios de explotación si se confirmara la existencia de hidrocarburos, aparte de la participación de Ancap como socio en esos negocios, el Estado recibiría un canon de estas empresas.

H de SA - Correcto. Nosotros vamos a participar en algunos proyectos con el 30%.  Pusimos como mínimo el 20 y como máximo el 40. No contabilizamos más allá del 40%, porque se hace muy complejo para una empresa manejar un lastre tan grande del 35 o más del 40%. Hubo empresas que ofertaron el 35, lo cual posiciona muy bien a Ancap en el negocio. Piensen ustedes que normalmente ese porcentaje de 65 se licua en venta de participación de futuro del operador, lo cual hace que tenga un posicionamiento muy importante.

Y por otro lado la gran ganancia es la del Estado. En algunos casos, en particular donde se puso un pozo, el profit para el Estado–solo para el caso de petróleo–, llega a ser hasta de 70%. Hay una situación real: en cualquier escenario luego de la amortización, en cualquiera de los bloques y en cualquier prospecto, el Estado a través de Ancap y el Estado propiamente dicho va a ganar más que la empresa.

EC - Pero usted dice que en algunas de esas ofertas que se han presentado el Estado recibe 70% como canon.

H de SA - Sí, como canon. Es una jugada reimportante que hizo una empresa. Yo visualizo que eso no pagaría el escenario de gas o de petróleo pesado, solo pagaría petróleos livianos, y eso seguramente fue lo que pensó la empresa. Si es petróleo liviano, la empresa desarrolla y paga ese canon. Si no es petróleo liviano y es gas de petróleo, va a tener que entregar ese bloque al Estado enteramente, con la posibilidad para el Estado de desarrollarlo en el futuro.

EC - En ese caso se trata de un yacimiento ya un poco más complicado, más costoso de aprovechar.

H de SA - Sí, es absolutamente imposible aplicar ese canon de 70% para gas, porque los requerimientos de inversión para gas son muchísimo mayores que los de petróleo, y además particularmente los petróleos livianos son mucho menos onerosos que los petróleos medios o pesados.

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Transcripción: María Lila Ltaif