Entrevista con Héctor de Santa Ana, gerente de Exploración y Producción de Ancap.
EN PERSPECTIVA
Viernes 05.02.2016, hora 8.16
EMILIANO COTELO (EC) —¿Qué probabilidad hay de que Uruguay se convierta en un país productor de petróleo? Y si hay petróleo, ¿qué beneficios puede alcanzar el Estado a la hora de la comercialización? ¿Cómo debería manejarse esa renta? ¿Quién debe administrarla?
Esas preguntas estuvieron al tope de la agenda informativa a comienzos de esta semana cuando el presidente Tabaré Vázquez convocó a Julio María Sanguinetti, Luis Alberto Lacalle, Jorge Batlle y José Mujica para empezar a diseñar una política de Estado en materia de hidrocarburos.
Si bien en esa ocasión no hubo anuncios públicos sobre el avance de las tareas de exploración, la reunión sirvió para poner el tema del petróleo sobre la mesa otra vez. Por eso vale la pena pasar en limpio los trabajos que se vienen haciendo en la plataforma marítima y los escenarios que se abren si se encuentra yacimientos rentables.
Para eso recibimos en estudios a Héctor de Santa Ana, doctor en Geología, gerente de Exploración y Producción en Ancap.
¿Cuántos años lleva en Ancap?
H de SA —Llevo 37 años.
EC —¿Y como gerente de Exploración y Producción?
H de SA —Como gerente de Exploración y Producción desde 2007, cuando comienzo con este proceso. Comienzo solo, no tenía gente, porque si bien la exploración y la producción en Ancap ya existían, fundamentalmente en nuestras áreas fuera del país, dentro del país comienzan en el 2007. Y es en el 2007 que ingreso como gerente de la nueva unidad.
EC —Según se sabe, las mayores expectativas están puestas en el llamado bloque 14 de la plataforma marítima uruguaya. Es un cuadrilátero ubicado a 400 km de la costa atlántica, frente al límite entre Maldonado y Rocha. Allí opera la compañía francesa Total, que resultó adjudicataria del permiso durante la ronda Uruguay 2, que se celebró en el año 2012. Recordemos qué fueron esas rondas.
H de SA —Dentro de la estrategia y del proceso, que demora, que va a demorar un buen tiempo y que por suerte fue continuo, una de las etapas fue la ronda 2, que en aquel momento fue la más exitosa que se realizó para cuencas de frontera en el mundo. Se generó un interés muy importante, varios factores intervinieron en eso, pero lo cierto es que nuestro objetivo era [traer] las empresas más importantes desde el punto de vista financiero, operacional, tecnológico, de modo de que tuviéramos la seguridad de que todo el proceso de exploración y eventualmente de explotación, si se daba, iba a ser generado por un mismo consorcio o una misma empresa titular y con un consorcio que deseábamos que se fortaleciera en el tiempo, como ocurrió.
EC —¿Cómo se diseñaron esos bloques?
H de SA —En el año 2007 partimos sin información. No había absolutamente nada de información acerca de la que desde el punto de vista técnico se entendía en aquel momento que podía ser la zona más promisoria, más prospectiva, que es la zona más profunda. Eso se fue dando, se fue confirmando a partir de estudios multicliente. Nosotros no teníamos fondos, dineros como para adquirir datos para analizar –la sísmica, que era una radiografía del subsuelo, mediante la cual podríamos conocer geometrías que pudieran tener relación con situaciones exploratorias favorables–. Por lo tanto la primera etapa fue conseguir dentro de la industria empresas fuertes, importantes financieramente para que asumieran el riesgo de adquirir el dato para que nosotros asumiéramos, si estaban dadas las condiciones, el proceso que para nosotros es vital y fundamental, que es el proceso de rondas. Las rondas de negocio son aquellos mecanismos mediante los cuales las empresas, de forma muy transparente, muy democrática, logran abrirse oportunidades en una cuenca o un país.
EC —Primero se hicieron los estudios…
H de SA —Primero Ancap hizo los estudios, pero con financiamiento de terceras empresas, porque ese proyecto no tenía un presupuesto definido cuando empezó.
EC —Eso fue antes de la ronda Uruguay 2.
H de SA —Sí; después cuando analizamos e interpretamos nosotros esos datos –porque no teníamos una empresa que pudiera colaborar, y de hecho es obligatorio que nosotros interpretamos primero todos los datos que llegan–, fuimos definiendo situaciones exploratorias con sísmica 2D, que es una radiografía, no es una resonancia. Fuimos definiendo cuáles eran las áreas de mayor prospectividad, dónde se ubicaban los prospectos, de esa forma fuimos delimitando áreas o bloques donde se ubicara algún prospecto de un tipo u otro. No hay que olvidar que ahora vamos a perforar un pozo en la mitad de la cuenca, pero es una parte de la cuenca; nos quedará por investigar después la misma cantidad de metros que vamos a hacer ahora para abajo, que no vamos a investigar ahora porque el objetivo está mucho más superficial.
EC —Una vez que una empresa resulta adjudicataria de uno de estos bloques, por ejemplo del bloque 14, asume los costos.
H de SA —Asume todos los compromisos. La ronda es una licitación, se abre la licitación y Ancap y el Poder Ejecutivo, el ministerio, establecen contratos definidos. Los contratos no se negocian, ya están definidos, todas las empresas los pueden mirar y analizar antes de proceder a la calificación; es un requerimiento previo a la oferta. La oferta debe centrarse en tres cosas importantes y básicas.
Primero, las unidades exploratorias, es decir las inversiones en exploración y el tipo de inversión que se va a hacer. No todas las inversiones exploratorias son contabilizadas por Ancap como válidas.
Segundo, en una eventual explotación, cuánto se obliga la empresa a abrir una asociación para Ancap. Nosotros poníamos entre el 20 % y el 40 %, si era menos de 20 % estaba eliminada la propuesta, si era más de 40 % no considerábamos o no punteábamos; algunas empresas ofrecieron 22 %, otras 30 %, otras 35 %. Esa sería la parte en que Ancap, sin riesgo y sin poner un solo peso en exploración, podría en el futuro asociarse en la medida en que el desarrollo del yacimiento fuera económicamente rentable.
Tercero, el profit que recibe el Estado, en el que Ancap no tiene injerencia alguna. El profit es la parte fija de las ganancias primarias que recibe el Estado. Uno tiene por un lado los costos, que es lo que le cuesta al consorcio petrolero explotar el petróleo, y la amortización de las inversiones, que están acotadas en determinados porcentajes que también establece el contrato. El profit siempre tiene que ir para el Estado. Por lo tanto el proyecto debe ser rentable para que el Estado siempre reciba un profit.
EC —Y en el caso del bloque 14, con esta empresa Total, ¿en cuánto se fijó ese profit?
H de SA —El profit está entre el 32 % y el 55 %. Una vez que el consorcio se ha cobrado todo lo que salió sacar un barril de petróleo y la amortización de la inversión, que puede ser de US$ 30.000 millones, después de eso cobra su profit el Estado. Hay un factor que se llama factor R, que interviene fuertemente y que determina si es 32 % o 55 %. Como la carga de la inversión es muy importante al principio, el Estado va a ganar cerca de 32 % al principio; pero como la carga de la amortización es menor en el tiempo, en la mitad del proyecto o en el período en que se comience a amortizar masivamente la inversión, el Estado va a ir incrementando su ganancia hasta llegar al 55 %. Ese factor R tiene que ver con todas las ganancias en el proceso de venta de barriles de petróleo sobre todos los costos.
EC —¿En qué punto nos encontramos en este momento? Después de esa adjudicación que se realizó en el año 2012 a esta empresa francesa Total del bloque 14, ¿qué ha pasado hasta ahora, febrero de 2016?
H de SA —Las empresas sabían que tenían que cumplir los contratos, necesitaban cumplir en primera instancia con la inversión exploratoria que habían comprometido. Total fue la empresa que comprometió más, no era obligatorio comprometer un pozo, pero lo comprometió; el bloque 14 fue disputado con Shell, que también comprometió un pozo, pero al final ganó Total. Y en esos tres años, que es el primer período exploratorio, tenía que terminar todas las inversiones que había comprometido.
EC —¿O sea?
H de SA —Toda la sísmica que había comprometido.
EC —El estudio de sísmica, lo que usted llama las radiografías.
H de SA —Esas radiografías que cubrían el 100 % del bloque. Ya ese bloque no tiene más posibilidades de hacerle sísmica porque se cubrió integralmente, y además se cubrió con una tecnología con una resolución muy grande que hoy le sirve a Total para delinear y definir con mayor precisión lo que puede llegar a ser el reservorio donde eventualmente estaría acumulado el petróleo.
EC —Con la información disponible hasta ahora, da la sensación de que el panorama es muy auspicioso, de eso se ha estado hablando insistentemente desde fines del año pasado y ahora en la reunión del presidente Vázquez con los expresidentes. ¿Se puede hablar de algún porcentaje de probabilidad de que se encuentre petróleo en el bloque 14?
H de SA —Nosotros seguimos con el mismo criterio con que hemos informado durante los últimos tres años: la cuenca de Uruguay es una cuenca de alto riesgo exploratorio, la de más riesgo tal vez en el mundo. Eso quiere decir que los riesgos son altos y los porcentajes de encontrar un yacimiento en condiciones económicas para desarrollarlo son complejas. No atribuimos más de un 20 %, según nuestros análisis económicos, técnicos, de probabilidades de que este prospecto tenga petróleo o petróleo y mínimas cantidades de gas como para hacerlo rentable.
EC —Pero por lo visto la empresa está motivada.
H de SA —Sí, motivada.
EC —¿Con eso alcanza para estar motivado?
H de SA —Hay que motivar al que pone la plata, eso es muy importante, porque de ahí surge todo el desarrollo de una idea y la concreción de esa idea en las etapas que requiere todo proceso exploratorio.
EC —Total incorporó socios en este emprendimiento en los últimos meses. En noviembre la estadounidense Exxon Mobil, que compró el 35 % de la operación, y hace pocos días la estatal noruega Statoil, que adquirió el 15 %. ¿Qué significado tienen esos acuerdos?
H de SA —Fantástico. Desde el punto de vista del objetivo, del proceso nuestro, fue muy importante, porque trabajamos con empresas que pueden eventualmente estar interesadas en integrar áreas que están suficientemente estudiadas y desarrolladas. No es lo mismo que empezar en un área virgen en un contrato, donde uno no sabe qué hay y tiene que invertir mucho dinero a alto riesgo, un casino, para investigar si existe alguna alternativa interesante para seguir adelante. En este caso la información de Total fue muy buena y da luz a mucha cosa que tal vez en otras circunstancias y con otras metodologías no se tendrían.
EC —¿Cuál es el papel de estas dos empresas que ahora se suman al consorcio?
H de SA —Si bien son empresas que tienen una capacidad operadora muy grande, y alguna de ellas incluso va a tratar de calificar como operadora –no lo necesita para este proyecto ni para eta etapa ni en esta asociación, pero lo puede necesitar en una futura etapa si quiere ser operadora en el futuro de Uruguay, lo cual supone una nueva ronda, de lo contrario no tendría alternativa como empresa inversora–, en ese marco de integrar y fortalecer estos bloques su presencia supone que uno tiene para el futuro mayor espalda financiera, mayor espalda tecnológica, que es fundamental para embarcarse en este tipo de proyectos que generan un riesgo muy alto a valores de petróleo que hoy no pagan la operación.
EC —A eso iba, ¿cómo se entiende que estas empresas prestigiosas, pesadas en el mundo del petróleo, se hayan incorporado a este consorcio que tiene la concesión del bloque 14 justo en una época en la que los precios del petróleo están por el piso, teniendo en cuenta además que la eventual extracción en este caso sería carísima, sería de las más caras que existen?
H de SA —La primera instancia que nos planteamos en el proceso fue apuntar a empresas muy muy grandes, éramos feos pero nos queríamos casar con las más lindas. Esa era la situación de arranque, pero era necesario porque al final del camino, si no teníamos una empresa grande, en una circunstancia como la que se da de precios la empresa iba a abandonar el proyecto, eso era seguro. Y teníamos la posibilidad de que si la empresa era grande pudiera, como siempre, pensar de una forma diferente que una empresa mediana, operadora también mediana, que tiene que tomar otro tipo de decisiones cuando los aspectos financieros la acosan. De hecho hoy se están fundiendo cientos de empresas petroleras porque no soportan los precios.
EC —En ese marco, ¿cómo se interpreta el hecho de que se sumen Exxon Mobil y Statoil?
H de SA —Creen en Uruguay como país y hay condiciones contractuales además. No es un tema menor, esto tiene importancia desde el punto de vista país y desde el punto de vista de los trabajos hechos dentro de la actividad petrolera. Hay confortabilidad de todas las empresas, si no, no vendrían ahora al umbral de un pozo y cuando hay que invertir una cantidad de dinero. Si no hay confianza en este proceso, si no hay confianza en el Estado, si no hay confianza en el trabajo hecho, las empresas no vienen. De hecho son empresas que están saliendo de muchos proyectos en América Latina, y algunos de ellos son de desarrollo, encontraron petróleo, tienen que empezar a hacer los pozos de desarrollo. Pero abandonan esos proyectos y están trabajando en una etapa muy anterior en Uruguay. Eso marca la confianza que tienen las empresas en el país.
