José Coya y la exploración petrolera en Uruguay
Desde 2009 el país del Plata ha orientado sus esfuerzos hacia la prospección y la exploración onshore y offshore. En los próximos dos años se espera ver los resultados.
Pablo Javier Deheza
En el marco de la realización del encuentro de Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe, ARPEL 2015, que tuvo lugar a inicios de abril del presente año en Uruguay, el presidente de la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland, ANCAP, José Coya, indicó que se están llevando a cabo importantes tareas de exploración en el país y que “en un plazo no mayor a dos años deberíamos estar en condiciones de obtener una respuesta”.
Uruguay no es un país productor de petróleo y tampoco posee hasta el presente reservas probadas de hidrocarburos. ANCAP, es la empresa operadora estatal y tiene el monopolio de producción, exportación e importación de petróleo y derivados. A su cargo está la realización de las actividades de exploración y explotación en territorio uruguayo, ya sea a través de sí o de terceros. Los combustibles fósiles constituyen en Uruguay el principal componente de su matriz energética (Ver figura 1). En la actualidad, la política del gobierno del país charrúa está orientando sus esfuerzos energéticos hacia el potenciamiento de las renovables, pero está claro que todavía y por mucho tiempo el petróleo y sus derivados constituirán un componente ineludible.
EXPLORACIÓN ONSHORE
Al presente, ANCAP viene trabajando sobre la base de tres contratos que tiene firmados para las actividades de exploración y explotación en la zona continental de Uruguay. En febrero de 2012, la estatal charrúa y la empresa norteamericana Shuepbach Energy LLC firmaron dos contratos para trabajar sobre dos áreas: una de 9.890 km2 que venía siendo estudiada desde 2009; y la otra de 3750 km2.
La primera constituye el bloque Piedra Sola. Está localizado en parte de los departamentos de Durazno, Tacuarembó, Paysandú y Salto. El trabajo exploratorio comprometido para este bloque comprende la realización de dos pozos estratigráficos y el levantamiento de 410 km de sísmica 2D.
El segundo es el bloque Salto, que se distribuye casi en su totalidad dentro del departamento del mismo nombre, con una pequeña porción ingresando en el norte de Paysandú. Para este bloque las tareas comprometidas comprenden el levantamiento de 197 km de sísmica 2D.
En octubre de 2013, ANCAP y la operadora francesa TOTAL firmaron un contrato a 30 años para realizar trabajos de exploración y explotación onshore de hidrocarburos en los bloques B1 y B2, ubicados en Artigas y Salto. El bloque B1 tiene un área de 2.370 km2 y el bloque B2 tiene un área de 2.656 km2. La primera fase exploratoria contemplada en los contratos suscritos tiene una duración de 3 años, comprendiendo la realización de tareas exploratorias en las dos áreas adjudicadas en la cuenca Norte.
La empresa TOTAL está avocada a la realización de los estudios ambientales correspondientes, análisis de datos de pozos existentes y de pozos nuevos, análisis geoquímico y petrofísico de potenciales rocas madre proveniente de pozos o de afloramientos, modelaje de cuenca para investigar la madurez de las potenciales rocas madre, integración de los resultados obtenidos en un contexto semi regional, localización de zonas de interés y el análisis o reprocesamiento de algunas líneas sísmicas a seleccionar.
EXPLORACIÓN OFFSHORE
De acuerdo a información de la Ronda Uruguay II, la exploración offshore en el país platense cuenta actualmente con nueve contratos vigentes de exploración y producción. Tres de estos fueron suscritos con BP, tres con BG, uno con TOTAL, uno con el consorcio formado por Tullow Oil e Inpex y el último con el consorcio formado por YPF, Shell y GALP. Los contratos corresponden a áreas localizadas en las tres cuencas offshore: Punta del Este, Pelotas y Oriental del Plata; las mismas que varían desde aguas someras a ultra profundas. La situación al presente es que las empresas deben dar cumplimiento a sus contratos realizando pozos de exploración, algo que no está siendo suficientemente incentivado por los bajos niveles en los precios del petróleo. José Coya, titular de ANCAP 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 (las empresas extranjeras en Uruguay) van a seguir, pero probablemente se puedan dilatar un poco los tiempos”.
En una entrevista a El País, el gerente Exploración y Producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, indicó que la situación actual de precios en el mundo es “extremadamente ruinosa” para los proyectos offshore “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 este marco, la estatal uruguaya estudia la posibilidad de dejar en espera la ejecución de los contratos vigentes por alrededor de un año, hasta que haya una mayor estabilidad en los valores del crudo y las empresas sientan mayor confianza para continuar invirtiendo.
INCENTIVOS REGULATORIOS
Uruguay tradicionalmente ha brindado una marco de seguridad a la inversión extranjera, como se advierte en la Ley 16.906 del 7 de enero de 1998 que declara de interés nacional la promoción y protección de inversiones nacionales y extranjeras en territorio uruguayo.
Entre los incentivos que contempla, se permite computar como parte del pago del Impuesto a la Renta a las Actividades Económicas (IRAE) entre el 20% y el 100% del monto invertido, según tipificación del proyecto. Del mismo modo, se exoneran impuestos sobre el patrimonio, bienes muebles, obras civiles y se libera de tasas la importación de activos fijos declarados como no competitivos de la industria local.
Específicamente en relación al sector energético, se exonera del IRAE a las actividades de prospección y exploración de acuerdo a los siguientes criterios: a) 75% de la renta fiscal originada en los ejercicios iniciados entre el 1 de julio de 2009 y el 31 de diciembre de 2013; b) 40% en los ejercicios iniciados entre el 1 de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2018.
En cuanto a las actividades de exploración offshore, el decreto 068/013 declara las mismas como promovidas, significando esto que los costos y gastos incurridos serán considerados como inversión elegible para los beneficios fiscales previstos por la Ley 16.906. Además se establecen una serie de incentivos adicionales, incluyendo beneficios sobre el crédito fiscal del IVA, exoneraciones en impuestos para residentes extranjeros y entres otros, liberación de aranceles para maquinaria y equipo.
HACIA LAS RENOVABLES
Con todo, es un país que está realizando esfuerzos sigificativos por ampliar su matriz energética, con una dependencia altísma de la importación del petróleo, hacia las renovables como una estrategia además de contribuir a disminuir las emisiones en contra del medio ambiente.
Uruguay tiene una importante disponibilidad de recursos naturales para la generación de energía solar, eólica e hidráulica (en pequeñas centrales). También existen interesantes oportunidades de generación a partir de biomasa y, sus inversiones en esta dirección, totalizaron hasta el 2014 los $us 7.000 MM, que ha supuesto que este país invierta por año, más del 3% en infraestructura energética.
Por el momento, aunque cercana a su límite máximo, la generación hidráulica en Uruguay constituye una de las principales fuentes de energía eléctrica. El parque generador hidráulico se compone de tres centrales en cascada en el Río Negro de un total de 593 MW (Gabriel Terra 152 MW, Baygorria 108 MW y Constitución 333 MW) y de una central binacional en el Río Uruguay (Salto Grande) de 1890 MW de loscuales 940 MW le corresponden a Uruguay, el resto a Argentina.
