INFORME

¿En qué está la exploración petrolera en Uruguay?

¿Qué pasó con los bloques de la plataforma marítima adjudicados a distintas petroleras? El informe que el Poder Ejecutivo envió a la Asamblea General da detalles al respecto.

¿Qué pasó con los bloques de la plataforma marítima adjudicados a distintas petroleras? Foto: Maersk Venturer
¿Qué pasó con los bloques de la plataforma marítima adjudicados a distintas petroleras? Foto: Maersk Venturer

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Algunas de la petroleras
más importantes del mundo se interesaron en la plataforma marítima uruguaya para explorar el llamado “oro negro” tras sucesivas rondas de licitación que lanzó Ancap. Tras la perforación del pozo Raya-1 en agosto de 2016 por parte de la francesa Total y que esta no tuviera los resultados esperados, el sueño del petróleo propio parecía esfumarse.

¿En qué está hoy la exploración petrolera en Uruguay? ¿Qué pasó con los bloques de la plataforma marítima adjudicados a distintas petroleras?

El informe que el Poder Ejecutivo envió a la Asamblea General sobre el mercado de combustibles, da detalles al respecto.

“Si bien Ancap realiza actividad exploratoria desde hace décadas, muy particularmente en los últimos años, con el impulso de la Política Energética vigente, se retomó la promoción de la prospección y exploración de hidrocarburos, mediante rondas licitatorias que permitieron una inversión extranjera cercana a los US$ 1.500 millones, y se marcó un hito con la perforación del pozo exploratorio offshore récord a nivel mundial de 3.404 metros de lámina de agua (y aproximadamente 2.500 metros extra de perforación bajo el lecho marino)”, recordó el documento.

“En estas actividades participaron empresas petroleras ubicadas en los primeros lugares del ranking mundial (como Total, ExxonMobil, Shell y BP), operadores internacionales de prestigio (como Equinor -exStatoil-, BG, Tullow Oil, Inpex, Petrobras, YPF y Galp), así como también empresas más pequeñas”, destacó el informe.

“Asimismo, han trabajado reconocidas empresas de servicios geológicos y geofísicos (Schlumberger, Spectrum, EMGS, lon-GXT, CGG/Robertson, PGS y TGS, entre otras) que han permitido importantes avances en el conocimiento de nuestro subsuelo”, agregó.

Según el gobierno, “las acciones llevadas a cabo en estos últimos años permitieron posicionar a Uruguay en el mapa petrolero mundial, no solo sin inversión propia sino con ganancias, ya que las empresas de servicios que han vendido sus productos a las petroleras (sísmica, análisis de muestras, megnetotelúrica, interpretaciones, etc.) tienen la obligación de compartir parte de las ganancias de las ventas con Ancap durante el tiempo establecido en cada contrato del tipo multicliente (producto disponible para todos los clientes que quieran adquirirlos)”.

¿Qué pasó?

El informe oficial remarcó que “todos estos contratos de exploración y explotación así como de servicios de los últimos años fueron a riesgo de las empresas petroleras o de servicios. Finalmente, llegadas las etapas del contrato exploratorio que requerían mayores inversiones” las empresas petrolera con bloques adjudicados “decidieron no seguir adelante con los mismos”. Actualmente todos los contratos con bloques adjudicados en la plataforma marítima uruguaya están “finalizados”, de acuerdo al anexo del informe.

Pese a ello, el informe del gobierno de Luis Lacalle Pou enfatizó que “todas las cuencas en Uruguay aún se consideran en la ‘frontera exploratoria, por lo que la exploración implica grandes inversiones, por ejemplo la realización de pozos exploratorios en el offshore tiene asociados costos del orden de cientos de millones de dólares” y que “actualmente no se puede concluir sobre las posibilidades del Uruguay en cuanto a descubrimientos”, ya que se requiere continuar explorando a los efectos de tener mayor información para la toma de decisiones”.

En ese sentido, “en 2019 se realizó el lanzamiento de la Ronda Uruguay Abierta (RUA), régimen por el cual actualmente los terceros pueden celebrar contratos con Ancap a través de rondas licitatorias, según se establece en el decreto 111/019”, explicó el documento oficial.

Plataforma marítima de extracción de hidrocarburos. Foto: Archivo
Plataforma marítima de extracción de hidrocarburos. Foto: Archivo

El cambio en el esquema propone un proceso abierto de forma continua, en el que las empresas pueden presentarse a calificar y ofertar en cualquier momento. Sin embargo, el sistema no implica una negociación directa, sino que funciona con dos rondas por año con apertura de ofertas en el último día hábil de mayo y noviembre y a través de un contrato tipo (en el que el riesgo es de la empresa petrolera que en caso de éxito se cobra con parte de la producción)”, añadió.

¿Regulador petrolero?

“En nuestro país, se ha entendido que, hasta tanto no haya descubrimientos No tendría sentido la creación de un regulador independiente (Agencia de Hidrocarburos) y es por ello que se introdujeron cambios en los contratos tipo para que el Poder Ejecutivo pueda controlar las distintas etapas de la vida de estos proyectos”, explicó el informe.

“Ancap cumple hasta la fecha el rol de regulador (administra la información, promueve las rondas, fiscaliza el cumplimiento de las normas, le propone al Ministerio de Industria, Energía y Minería las áreas que se ponen a disposición) y adicionalmente actúa como típica empresa nacional de petróleo, realizando contratos con las empresas petroleras internacionales, previa aprobación del Poder Ejecutivo, actuando como facilitador de la actividad (ante los organismos del Estado donde las empresas petroleras deben tramitar autorizaciones, ante empresas de servicios que se asocian a riesgo con Ancap para vender sus productos, las vincula con empresas de servicios uruguayas como portuarias, estudios jurídicos, etc.) y realizando actividad de investigación y desarrollo por sí misma”.

El documento del Poder Ejecutivo aclaró que “se entiende que es una actividad que se ha autofinanciado, con los ingresos por ventas de productos realizados con empresas de servicios (los ingresos de los últimos 10 años por este concepto rondan los US$ 40 millones)”.

Shell con presencia en 5 bloques

La petrolera Shell tuvo a su cargo los bloques 8 y 9 de la plataforma marítima uruguaya en los que invirtió US$ 31,38 millones y US$ 42,57 millones respectivamente. Tuvo la mayoría del bloque 13 en consorcio con Total (25% del bloque), ExxonMobil (17,5%) y Statoil (7,5%) en el que se invirtieron US$ 88,58 millones. Adquirió a Petrobras sus participaciones en los bloques 3 y 4 (40% en cada uno) en consorcios con YPF (40% en cada uno) y GALP (20% en cada uno), con inversiones de US$ 40,25 millones y US$ 2,74 millones.

Total, la que más invirtió

La petrolera francesa Total, además de su participación con el 25% del bloque 13, tuvo el 50% del bloque 14 -el único en el que se hizo un pozo exploratorio- en consorcio con ExxonMobil (35%) y Statoil (15%). La inversión realizada en este bloque fue la mayor, con US$ 291,37 millones. Con la participación en ambos bloques, Total invirtió un monto de US$ 167,84 millones, siendo la petrolera que más dinero puso en exploración en Uruguay. Además de la exploración offshore, Total también buscó petróleo onshore

BP tuvo tres bloques y Tullow otro.

La británica BP fue la segunda en inversión realizada en la plataforma marítima uruguaya para buscar petróleo. BP tenía los bloques 6, 11 y 12, en los que invirtió US$ 18,72 millones, US$ 22,61 millones y US$ 107,45 millones respectivamente, para un total de US$ 148,78 millones. En tanto, la irlandesa Tullow Oil tuvo el 35% (y tenía la gestión a su cargo) del bloque 15 en consorcio con Statoil (35%) y la japonesa Inpex (30%. En este bloque se realizó una inversión de US$ 45,72 millones.

¿Qué pasó con la exploración petrolera en tierra?
Búsqueda de petróleo en tierra en Uruguay. Foto:Archivo El País

En la exploración petrolera en tierra (onshore) había seis contratos finalizados y uno vigente.

Entre los seis contratos finalizados, había dos con la empresa Schuepbach Energy. Uno de ellos suscrito el 14 de febrero de 2012 para el área denominada Salto y otro del 21 de octubre de 2009 para el área denominada Piedra Sola, con una inversión realizada por la firma de US$ 10,12 millones y US$ 220.000 respectivamente. También con Schuepbach Energy está el único contrato vigente, firmado el 14 de febrero de 2012 para el área de Piedra Sola y que implica la perforación de pozos exploratorios. Hasta 2019 la empresa había invertido US$ 13,23 millones en el marco de este contrato.

La francesa Total firmó un contrato con Ancap para las áreas denominadas B1 y B2, el 8 de octubre de 2013. Por el contrato, ya finalizado, la firma invirtió US$ 4,21 millones.

La argentina YPF firmó un contrato (ya finalizado) por el área Arapey el 12 de marzo de 2012 y realizó una inversión de US$ 270.000.

La firma Petrina S.A. firmó un contrato por el área ubicada entre los departamentos de Rivera y Cerro Largo, el 20 de noviembre de 2013. El informe oficial no dice cuánto invirtió en este contrato ya finalizado. La firma Campo Alegría firmó un contrato por el área B4 el 30 de marzo de 2016 (ya finalizado) e invirtió US$ 70.000.

Normativa

El Decreto ley 14.181 (ley de Hidrocarburos) y su decreto reglamentario establecen que todos los depósitos de hidrocarburos y sustancias que los acompañan situados en el territorio nacional pertenecen a la Nación y solo pueden ser explorados y explotados por el Estado. Ancap puede ejecutar operaciones petroleras por sí o por terceros.

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