El atractivo de Uruguay para las grandes petroleras

Si bien la exploración en aguas profundas ha estado entre los segmentos más golpeados por el actual declive de precios del crudo, la cuenca Pelotas frente a la costa uruguaya continúa captando el interés de las grandes petroleras.

En lo que va del año, la noruega Statoil adquirió participaciones de 35% y 15% en bloques exploratorios de la cuenca operados por Tullow Oil (bloque N° 15) y Total (bloque N° 14), respectivamente.

ExxonMobil también obtuvo un 35% del bloque N° 14 a fines de 2015, lo que constituye una nueva señal del potencial de la cuenca. Total planea perforar el primer pozo exploratorio en la licencia durante el primer semestre.

Pese a que ninguna compañía ha logrado un descubrimiento hidrocarburífero en Uruguay, el país fue considerado la segunda plaza más atractiva en le Encuesta Mundial de Petróleo 2015 de Fraser Institute.

La petrolera estatal uruguaya, Ancap, adjudicó las áreas de Tullow y Total en la segunda ronda del país, que tuvo lugar en 2012. Originalmente programada para 2014 y luego postergada para 2015, la tercera ronda sigue todavía pendiente.

BNamericas conversó con Santiago Ferro, jefe de administración y contratos de exploración y producción de Ancap, sobre la próxima ronda y lo que un descubrimiento costa afuera importante significaría para el país.

BNamericas: ¿Cuándo cree que Uruguay podría iniciar la producción de crudo?

Ferro: Pienso que podríamos ver producción en 2023 o más adelante. Si viene un descubrimiento ahora, tendríamos tres o cuatro años de evaluación y después cinco años más de desarrollo. De acá a ocho años podríamos tener los primeros barriles, quizás un poco menos, siete años.

BNamericas: ¿Tienen alguna estimación de un precio de equilibrio para que sea rentable el petróleo de la cuenca Pelotas?

Ferro: Sí, estamos hablando de precios sobre US$60/b o US$70/b para que el proyecto sea viable.

BNamericas: ¿Qué ocurrirá en la próxima ronda uruguaya de áreas costa afuera? Evidentemente el escenario internacional de precios ha complicado un poco las cosas...

Ferro: Sí, exactamente. Por un lado, no queríamos competir con el tema de los farm-ins, que nos llevó a postergar la ronda en 2014 o 2015. Ahora obviamente el precio del petróleo está influyendo y en Houston planteábamos tanto a empresas de servicio como a petroleras en qué momento consideraban más adecuado largar la ronda y hacer el anuncio oficial, justamente tomando en cuenta el presupuesto de las empresas, el precio del petróleo, etc.

Por otra parte, Ancap ya ha hecho la propuesta de bloques, la propuesta de bases de la ronda y la propuesta de modelo de contrato. Ahora estamos a la espera de la aprobación del ministerio [de Energía], que esperamos sea en breve, para comunicar a la industria el cronograma oficial de la ronda.

BNamericas: ¿Puede asegurar que será este año?

Ferro: Sí, esperamos que el lanzamiento oficial sea en 2016 con el cierre en 2017. La estrategia planteada por Ancap fue realizar rondas a intervalos regulares con una frecuencia conocida y preestablecida. No dependerá, por ejemplo, de los resultados del primer pozo de exploración de Total.

Tienen que correr por carriles separados para poder encontrar petróleo, más allá de que este pozo pueda ser exitoso. Hay que conseguir muchas perforaciones, no solo una. No podemos sentarnos a esperar los resultados de este pozo. Hay que seguir buscando inversión y conseguir la perforación de otras áreas de la cuenca.

BNamericas: Dados los alentadores resultados exploratorios preliminares de la filial Schuepbach Energy de Petrel, ¿se logrará antes la primera producción en tierra o en mar?

Ferro: Desde nuestro punto de vista, el mayor potencial está en offshore. No soy geólogo, pero mi percepción tras escuchar a geólogos es que la gran apuesta es el offshore, sobre todo también por los volúmenes. Un descubrimiento como el que pensamos en offshore puede cambiar realmente al país.

El prospecto que Total va a probar es potencialmente un gigante. Estamos hablando de cerca de 1.000 millones de barriles con indicadores DHI que muestran un flat spot a nivel de sísmica muy interesante. Es un tipo de play en el cual Exxon fue exitoso en Guyana, porque es muy parecido al descubrimiento Liza.

BNamericas: ¿Cuáles son las ventajas de operar en Uruguay para las empresas petroleras?

Ferro: Para el sector de hidrocarburos, todos los impuestos salvo el impuesto a la renta están exonerados por la ley de hidrocarburos. Esto incluye impuestos aduaneros, impuestos a la importación y exportación, impuestos al patrimonio, etc.

Durante la etapa de exploración, las petroleras no tienen renta, pero sí los contratistas que les prestan servicios. La renta de los subcontratistas de las empresas petroleras también fue exonerada en el caso de las que participaron en la Ronda 2, justamente para incentivar que toda la inversión esté dedicada a trabajos exploratorios.

Después están las ventajas que puede presentar el país como destino de inversión, no exclusivamente para el sector petrolero. Estas son las ventajas logísticas, de telecomunicaciones, de mano de obra relativamente calificada, de zonas libres de impuestos y de libertad de repatriación de capitales.