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El 6 de noviembre un barco especializado en realizar relevamientos sísmicos en tres dimensiones (3D) partirá de las costas uruguayas y navegará unos 150 kilómetros para iniciar el relevamiento de 6.690 kilómetros cuadrados (km2) de la plataforma marítima uruguaya ubicados dentro del bloque delineado por el Estado y asignado a la megapetrolera internacional Total.
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El evento será el inicio de los trabajos de exploración previstos en ocho de los 15 bloques que se adjudicaron tras la licitación internacional a cuatro empresas petroleras: British Petroleum (BP), British Gas (BG), Total y Tullow Oil.
Los contratos, firmados en setiembre, prevén un pozo exploratorio en aguas ultra-profundas, 33.240 km2 de sísmica 3D, 13.080 km2 de electromagnetismo 3D, 3.000 km2 de sísmica 2D, análisis de muestras de sedimentos, entre otros trabajos comprometidos para los primeros tres años de exploración, explicó a Búsqueda el jefe de Administración y Contratos de Exploración y Producción de Ancap, Santiago Ferro.
La inversión total de las empresas en este período será superior a los U$S 1.500 millones. Contarán además con dos períodos más de exploración de tres y dos años respectivamente antes de pasar a la fase de producción. Dichas etapas son opcionales a cada empresa, pero si las solicita deberá realizar una perforación en cada fase.
Según Ferro, el inicio de los trabajos en noviembre representa “todo un desafío logístico” para las empresas. De hecho, los barcos de sísmica trabajan unos seis meses casi sin tocar tierra para no perder tiempo ni dinero, por lo que las empresas “deberán conseguir helicópteros que vayan tan lejos”, que no existen en Uruguay.
Probabilidades.
Ferro sostuvo que, además de la propuesta de trabajo para esta primera etapa, para los contratos se tuvieron en cuenta dos aspectos más: el profit oil, que es el porcentaje de ganancia que se lleva el Estado, y los niveles de participación del negocio que se le ofrecen a Ancap.
“El profit oil dependerá mucho de qué tipo de hidrocarburos hablemos, su calidad y demás, pero el promedio antes de que la empresa recupere su inversión anda alrededor del 35% para el Estado, y luego de que la empresa recupere sus costos anda en el 48%”, dijo Ferro.
Estas ganancias se prevén siempre y cuando se confirme la presencia de hidrocarburos comercialmente explotables en alguno de los bloques.
La participación de Ancap es una cláusula que habilita al ente uruguayo a que, una vez se confirme la presencia de hidrocarburos, pueda asociarse con la empresa privada con un mínimo de un 20% y un máximo que varía en cada bloque pero que “ronda el 35%” en promedio.
“Es una fórmula muy buena porque el privado corre con la mayoría de los riesgos, teniendo en cuenta que las chances de encontrar petróleo durante la exploración son menores al 10%. En caso de encontrar petróleo, Ancap puede asociarse con las cartas bastante vistas, aunque sigue habiendo riesgos”, agregó
Ferro explicó que en esta etapa las empresas arriesgan “más del 90%” de lo que invierten en la búsqueda de hidrocarburos, algo que es “lo habitual” en este tipo de cuencas y período exploratorio.
El funcionario explicó que estas megapetroleras necesitan de nuevos lugares para ir a explorar: “Si la empresa tiene 10% de chances de encontrar, entonces irán a diez cuencas de frontera para encontrar en una”, dijo.
En caso de asociarse, la inversión del ente sería de miles de millones de dólares, ya que “no es descabellado” que un pozo en aguas profundas cueste U$S 10.000 millones.
Señaló que si al profit oil y la asociación de Ancap se le suma el impuesto a la renta, el reparto de las ganancias quedaría 70% para el Estado y 30% para la empresa.
“Ese reparto es espectacular considerando nuestra cuenca —agregó—. Países petroleros pueden pedir mucho más”.
