Cancillería ve foco de controversia con Argentina por exploración en el mar

Ancap dará más plazo a las petroleras para buscar crudo por baja de precio

En un escenario de precios bajos e inestables en el mercado del crudo, Ancap apuesta a que las multinacionales petroleras establecidas en Uruguay continúen con sus trabajos en la plataforma marítima. Para eso, la empresa pública definirá dejar en "stand by" los contratos vigentes de la Ronda Uruguay II por un plazo de 10 a 12 meses, hasta que haya una mayor estabilización de los valores del crudo, y para que las empresa puedan "salir del pánico".

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Participantes de la conferencia de Arpel en Punta del Este. Foto: Ricardo Figueredo

Esto permitirá que las empresas no tengan que ingresar en la segunda fase de exploración que implicar realizar pozos, algo que requiere fuertes desembolsos de dinero.

Como en una carambola a dos bandas, la exploración off-shore en Uruguay también genera otro inconveniente.

Ayer, el canciller Rodolfo Nin Novoa, señaló en la comisión de Asuntos Internacionales de Diputados que Argentina le preguntó al gobierno cuáles serán los métodos de exploración que se realizarán en la plataforma marítima, según el audio de la reunión al que accedió El País.

Explicó que hay una zona común de pesca entre ambos países y es por eso que la delegación argentina pregunta sobre esos métodos para definir si habrá afectación sobre los seres vivos. "La delegación argentina nos está preguntando. Estamos coordinando las respuestas. No nos podemos negar a contestar, pero podemos esperar una controversia compleja en el futuro", anticipó Nin Novoa.

Plazo.

La extensión del plazo para las empresas que deben hacer pozos, también da más margen a la negociación con Argentina.

El gerente de Exploración y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana, explicó a El País que la suspensión de cómputo de tiempo para las empresas podría comenzar a correr en los próximos meses, antes que en noviembre se cumpla el plazo de tres años a partir del cual las petroleras a las que se adjudicaron bloques deben decidir si pasan o no a una segunda fase. La segunda etapa implica al menos la realización de una perforación en el mar.

"Si una empresa tiene que decidir una segunda etapa en función de estos precios presumiblemente va a valorar negativamente eso. Los precios, si bien están bajos no están estabilizados. No creemos que en el corto plazo lleguen a US$ 100, pero sí esperamos un escenario un poco más favorable de US$ 68 o US$ 70 estabilizados", afirmó De Santa Ana.

El gerente agregó que la situación actual de precios en el mundo es "extremadamente ruinosa" para los proyectos off shore (en plataforma marítima). "Si no tengo una alternativa a nivel de mercado diferente a la actual, seguramente las empresas se irán porque los proyectos económicamente en Uruguay no cierran", afirmó.

En ese sentido, el presidente de Ancap, José Coya dijo a la agencia Reuters que "seguramente por la inercia de los temas coyunturales, en este caso el precio del petróleo, se pueden atrasar las actividades. Estamos convencidos de que van a seguir (las compañías en Uruguay) pero probablemente puedan dilatar un poco los tiempos".

En la Ronda Uruguay II de 2011 se ofrecieron 15 bloques y se adjudicaron ocho: tres a British Petroleum (los números 6,11 y 12); tres a British Gas Group (8,9 y 13); uno a Total (14) y el restante a Tullow Oil (15) que vendió el 30% de participación a la japonesa Inpex. En el caso de Total, la compañía ya tiene decidido realizar un pozo que se iniciaría en los primeros meses de 2016.

En la Ronda Uruguay I se adjudicaron dos bloques a un consorcio formado por la petrolera argentina YPF (40% en cada uno), Petrobras (40% en cada uno) y la portuguesa Galp (20% en cada uno). Posteriormente, Petrobras vendió su participación a la anglo-holandesa Shell que luego se alejó del proyecto.

Pero ahora, con la compra de British Gas (BG) por parte de Shell (ver aparte) esta compañía volverá a tener bloques para explorar en Uruguay.

Al respecto, De Santa Ana señaló que Shell sigue interesada en desarrollar proyectos en Uruguay, a pesar de haberse alejado del bloque marítimo que tenía junto a YPF. Y en ese sentido, informó que Shell, dentro de su plan de compra de BG, también adquirirá los bloques marítimos que esa petrolera poseía. "Los bloques de BG son los bloques que más información tienen acumulada. Se cubrió el 100% con 3D y se cubrió el 100% con electromagnetismo. No hay más nada posible que hacer en materia de tecnología para conocimiento directo", explicó.

"No sé si Shell va considerar la posibilidad de matar el nombre de la empresa o seguir operando como BG en las áreas de trabajo. No creo que Shell deje de operar muchas de las actividades que tienen desarrolladas BG", dijo.

Precios.

Una recuperación de la demanda y un enlentecimiento en el crecimiento de la oferta de petróleo en los Estados Unidos durante los próximos meses son las claves que permiten pronosticar un leve repunte para el precio del Brent en el mediano plazo.

La directora de Macro Mercado Petrolero de la firma Wood Mackenzie, Ann Louise Hittle, sostuvo ayer durante la Conferencia de Petróleo y Gas Arpel 2015 que durante este año el barril de crudo Brent tendrá un precio medio de US$ 58.

En este sentido, se prevé que durante el último trimestre del año el crudo alcance los US$ 68 y llegue a US$ 74 en los primeros tres meses de 2016. Ayer, el barril de crudo Brent cerró a US$ 55,55, con una baja de 6%, respecto a la sesión anterior.

Hittle sostuvo que para el año se espera un crecimiento de la demanda en Estados Unidos de más 300.000 barriles diarios.

"El mercado se muestra más sólido, más fuerte. Una de las fuentes de fortaleza viene de Estados Unidos porque vemos una reacción a esos precios bajos. Se debe a los consumidores norteamericanos y su amor por los autos", sostuvo.

La experta agregó que esa tendencia es la que también se observa en otros países como China donde se espera que la demanda de gasolina aumente en 350.000 barriles diarios.

"Haya o no una recuperación de precios eso es seguro. Quizás haya más demanda de petróleo este año que el año pasado y que esta tendencia continúe el año próximo", afirmó Hitlle.

Ya están las bases para lanzamiento de ronda III.

A pesar de la prórroga prevista a la petroleras multinacionales instaladas en el país, Ancap ya tiene listas las nuevas bases para la ronda Uruguay III donde tiene definido licitar 12 nuevos bloques en la plataforma marítima uruguaya para la exploración y explotación de hidrocarburos. Pero la empresa no ha definido el cronograma por la inestabilidad de los precios, y también porque se quiere dar tiempo a las petrolera que ya están operando para que puedan conseguir nuevos socios. "Es una estrategia de poder asegurarnos con más hombro financiero y operacional más empresas con capacidades importantes a nivel mundial. Son más valiosos los contratos que tenemos que los contratos que podamos tener", expresó el gerente de Ancap, Héctor de Santa Ana.

Shell adquiere BG Group en US$ 70.200:

Royal Dutch Shell acordó comprar a su rival más pequeño BG Group por 47.000 millones de libras (US$ 70.200 millones), en la primera gran fusión en el sector en más de una década, que permite a la petrolera angloholandesa recortar la distancia que la separa del líder estadounidense ExxonMobil, según informó ayer la agencia Reuters.

Shell pagará una combinación de efectivo y acciones que valora a cada acción de BG en unos 1.350 peniques, dijeron ayer las empresas un comunicado conjunto.

La propuesta ofrece un elevado premio cercano al 52% frente al precio promedio de los últimos 90 días de BG y pone una vara alta a cualquier rival que pudiese aparecer, como Exxon, que ha dicho que aprovecharía la baja en los mercados petroleros para expandirse.

La tercera mayor adquisición de un empresa de gas y petróleo de la historia dará a Shell acceso a proyectos de miles de millones de dólares en Brasil, África Oriental, Australia, Kazajistán y Egipto, los que incluyen algunas de las iniciativas más ambiciosas del mundo de gas natural licuado (GNL).

Shell es ya la mayor empresa de GNL del mundo y obtendría con la compra, las capacidades de BG en logística, una compleja infraestructura que incluye terminales, ductos, tanqueros especializados, enfriadores, regasificadores y almacenes.

"Estamos viendo una gasificación de la demanda de energía y Shell claramente se da cuenta", dijo Richard Gorry, director de JBC Energy Asia.

"Aún así, Shell está haciendo una apuesta arriesgada porque si el precio del petróleo y el gas no se recupera (en los próximos 24 meses), imagino que estará en una situación difícil en términos de flujo de caja", agregó.

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