Las “trampas” son estructuras geológicas que tienen características de pozos cerrados, donde el hidrocarburo puede entrar pero no salir, lo que indica que las posibilidades de encontrar efectivamente petróleo son altas. La cantidad de petróleo explotable estimada es el 30% del total existente; supone llenar 1.768 millones de barriles y abastecer a ANCAP por 120 años.
El gerente de Exploración y Producción del ente, el doctor en geología Héctor de Santa Ana, calificó como “muy significativa” la certificación “porque es un avance más en el conocimiento”. A su vez, señaló que se trata de hidrocarburos convencionales, lo que implica que se extraerán utilizando las técnicas habituales, no las de alto riesgo ambiental, como el fracking -fracturación hidráulica-. Si se valida la explotación comercial, ANCAP tiene el derecho por contrato a asociarse hasta en 50%, lo que significa que el Estado uruguayo obtendría aproximadamente 73% de las ganancias. En 2011, en el segundo capítulo de Ronda Uruguay, De Santa Ana ya visualizaba altas posibilidades de que se encontraran “trampas” de petróleo.
En esa jornada explicó a las varias empresas petroleras internacionales que estaban evaluando la posibilidad de realizar exploraciones en el suelo uruguayo en busca de hidrocarburos, que las chances eran altas porque Uruguay está a “unos pocos kilómetros de la mayor reserva petrolera del futuro”: el yacimiento brasileño “presal”, descubierto en 2010 a 7.000 metros de profundidad, según informó el portal 180. Cuatro años después confirmó su corazonada.
La certificación la realizó la empresa independiente estadounidense Netherland, Sewell & Associates Inc, (NSAI), basándose en el análisis y la interpretación de la información sísmica 2D -“una radiografía computada del suelo”, según explicó De Santa Ana- de los 597 kilómetros que SEI estudió en ambos bloques, 10% del territorio asignado a la empresa.
Según el director general de Petrel, David Casey, “es un resultado muy excitante y eventualmente conservador, ya que evidentemente no tiene en cuenta áreas no cubiertas por la sísmica 2D”. En ese sentido, agregó que “aun así, los resultados han superado nuestras expectativas”. SEI informó formalmente a ANCAP su decisión “de avanzar” y comenzar el segundo período exploratorio en el que se confirmaría, o no, la existencia de tales volúmenes de petróleo y se terminaría de explorar el terreno. Según el comunicado de la empresa estatal, el hecho “constituye un mojón en la explotación de hidrocarburos en Uruguay”. El proceso, que se iniciaría en abril de este año y concluiría en 2017, consta de perforar dos pozos exploratorios por área; según los cálculos de De Santa Ana, sería una inversión inicial mínima de 10 a 15 millones de dólares por cada uno.
De Santa Ana opinó que los resultados obtenidos hasta el momento son “sumamente alentadores”, generan “más inversiones, más tranquilidad y mejores ámbitos de negocio”. No obstante, ANCAP comunicó que a “estas estimaciones es necesario adicionarles el riesgo del descubrimiento y el riesgo de comercialidad o desarrollo, que no están incluidos. Se requieren más trabajos exploratorios, como la realización de varias perforaciones, para determinar la existencia de acumulaciones de hidrocarburos significativas”.
Según De Santa Ana, “la explotación petrolera ya tiene una incidencia importante” en la economía uruguaya, se corresponde con “la mayor inversión extranjera del país: 2.000 millones de dólares, de los cuales las tres cuartas partes ya se invirtieron”. Asimismo, destacó que el contrato que tiene ANCAP con Petrel, por el cual obtendría 73% de las ganancias, es inédito: “No existen guarismos en el mundo como éstos”, “no hay ningún país con inversiones de frontera que tengan valores tan altos, [en este caso] ANCAP [sería] la empresa mayoritaria del proyecto”.
Por ejemplo, las ganancias que recibe Paraguay mediante contratos similares son de 14%. Uruguay se quedaría con ese alto porcentaje porque ANCAP tiene el derecho por contrato a asociarse hasta en 50%, además recibe parte de las ganancias (Profit Oil) y cobra el impuesto a la renta sobre lo percibido por el contratista.
En total, según se estima desde el ente, se obtendría 73% del beneficio económico de la actividad. De Santa Ana señaló que el destino de los fondos dependerá pura y exclusivamente de los políticos, porque ANCAP es “promotor de la industria y generador de trabajo”, se “procura que el país tenga un fondo petrolero” y que “sólo se gasten los dividendos que se generan”.
Por otra parte, el director del organismo, José Coya, ante la pregunta de qué impacto tiene a largo plazo esta noticia en el precio de la nafta, dijo que en primera instancia “deberíamos saber si efectivamente tenemos esta riqueza, y en caso de tenerla, el objetivo final debería ser el empleo de esta riqueza en factores económicos y sociales del Uruguay mucho más importantes”, según publicó El Espectador.
Al finalizar, agregó que si continúa bajando el precio del crudo y del combustible, se anunciará “alguna baja para más adelante”.
Si se corrobora el hallazgo, De Santa Ana estima que habrá más producción de petróleo que de gas, y que la fase de explotación comenzaría “casi inmediatamente”, opinó.
La viabilidad es alta y los tiempos de desarrollo son cortos: “Los costos [de explotación y distribución] son muy bajos. Se necesita poca tecnología y poca infraestructura, ya tenemos electrificación y cobertura telefónica en todo el país, no hay montañas, problemas con el clima ni problemas sociales importantes. La logística es buena y hay muchos profesionales y una población con capacidad para entrenarse rápidamente en este tipo de trabajo”.
En esa línea, el geólogo agregó que además de la viabilidad y bajo costo, la sustentabilidad del proyecto también reside en que las “técnicas de explotación serán las convencionales”. De Santa Ana indicó que el fracking necesita una inversión de 40 millones de dólares en el corto plazo y que los pozos de desarrollo que pretende hacer ANCAP -los pozos ordinarios de los que se succiona el petróleo-, no superan los 4 millones de dólares, su producción es 10 veces mayor y pueden ser explotados por hasta 30 años más.