Aunque todavía pasará un buen tiempo antes de tener certeza de si Uruguay se asienta sobre reservas de petróleo, la posible existencia del oro negro ya genera controversias. Para unos sería una bendición que cambiaría para bien la historia del país, para otros un castigo que lo sumiría en una especie de rezago cultural y económico. El debate está abierto.

La movida del presidente Tabaré Vázquez de convocar a los expresidentes posdictadura para analizar una posible política de hidrocarburos, ante la eventualidad de encontrar petróleo en territorio uruguayo, puso en evidencia las contradicciones y riesgos que existen respecto de los beneficios y/o perjuicios de poseer el todavía codiciado oro negro.

En la reunión, histórica de por sí, se analizó el informe del grupo francés Total, que en marzo comenzará maniobras de perforación en el océano Atlántico, con las que espera confirmar la existencia de reservas de hidrocarburos.

Para un país, contar con reservas de hidrocarburos es, en teoría, una bendición. ¿Quién rechazaría el ingreso de miles de millones de dólares al año?

Para el propio presidente Vázquez, "si hay petróleo y gas y se pueden manejar adecuadamente estos recursos naturales, cambiará definitivamente la historia del país". Pero aunque parezca mentira, algunos países se las ingeniaron para convertir la posesión del oro negro en una maldición. Por eso, luego de la reunión del "consejo de sabios", Jorge Batlle sorprendió con un "ojalá que no encontremos petróleo". Pero no fue el único desconfiado. El ingeniero Juan Grompone días antes había expresado el mismo deseo al participar de una tertulia del programa En Perspectiva, y comparó al petróleo con productos como el tasajo, la lana, la celulosa o la promesa de explotar hierro en Uruguay: "Plata dulce" que genera expectativas, pero termina debilitando la economía y la cultura de un país, dijo.

A esas advertencias se suman otras dudas sobre la explotación del petróleo: el bajo precio actual del barril, su vigencia a futuro como combustible y los riesgos ambientales de extraerlo.

Según Héctor de Santa Ana, gerente de exploración y producción de Ancap, los estudios realizados en el denominado bloque 14 —una zona de 6.990 kilómetros cuadrados a 250 km de la costa de Rocha, entre 2.300 y 3.000 metros de profundidad— son un motivo para ser optimistas.

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El consorcio liderado por Total trabaja desde 2012 en estudios de exploración sísmica 3D en esa área. Ese procedimiento permite un mapeo de alta resolución del subsuelo, con el cual se observa la densidad de fluidos dentro de la roca, y así se estima la existencia de reservas de hidrocarburos. Según De Santa Ana, en base a estos estudios, la probabilidad de asegurar la existencia de petróleo supera el 20%. La única forma de comprobarlo es perforando.

Los últimos movimientos que registró el paquete accionario del consorcio parecen reafirmar el optimismo. Hace unos días, la multinacional de origen noruego, Statoil, compró el 15% de la participación del proyecto. Así se suma a la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil, que tiene el 35%.

Para De Santa Ana, la participación de estos jugadores significa un respaldo técnico, financiero y tecnológico muy fuerte para el proyecto. Y, según dice, un indicador de que la cosa va en serio es que estos grupos están invirtiendo en el bloque 14, pese a que todavía se está en una fase de exploración, mientras que se están retirando de otros yacimientos en donde está confirmada la existencia de petróleo.

Es que si se confirman las estimaciones, el volumen de las reservas uruguayas es un gancho importante. Un yacimiento de más de 500 millones de barriles explotables es considerado un gigante. Y, según De Santa Ana, hay estudios que estiman que en el bloque 14 hay reservas por 1.500 millones de barriles. Para tener una noción de la magnitud del posible yacimiento basta decir que Uruguay importa unos 17 millones de barriles por año.

Para saber si hay o no petróleo, habrá que esperar que Total inicie la perforación de un pozo. Eso comenzará en marzo y durará hasta mayo, a un costo de US$ 200 millones. La perforación de un pozo de 3.400 metros de "columna de agua" y otros 3.000 bajo el lecho oceánico, permitirá confirmar si en la plataforma continental hay petróleo, gas o nada.

La siguiente etapa será realizar dos pozos de delimitación para definir el volumen de los recursos extraíbles.

Una vez cuantificada la existencia de petróleo, Ancap puede adquirir una participación del 20% o del 30% del proyecto, para lo que deberá realizar una inversión significativa. En caso de optar por la máxima participación al Estado le quedaría, por concepto de profits e impuestos, entre el 68% y 70% del total de las ganancias del proyecto, explicó De Santa Ana.

Justamente, el retorno que la posible existencia de petróleo le reportaría a Uruguay es cuestionado por el Movimiento Uruguay Libre (MUL), que se opuso a la megaminería a cielo abierto. Raúl Viñas, uno de sus integrantes, sostuvo que la entidad reclama al gobierno la divulgación del contrato firmado con Total, cuyos términos son reservados.

El MUL exige conocer el contrato y sostiene que el mismo "ya definió una política" en materia de hidrocarburos para el país. "Ojalá que haya petróleo y que lo explotemos de forma inteligente, y que no hayamos comprometido ya nuestra política petrolera", dijo Viñas a El País.

Si bien puede llamar la atención el momento en que se lleva a cabo el proyecto, dado que con un precio de US$ 34 dólares el barril y con perspectivas de aumentos no demasiados significativos en los próximos años (ver nota en la próxima página), no parece el mejor para embarcarse en negocios petroleros. Según De Santa Ana, para que la explotación sea rentable se necesita un precio mínimo que ronda los US$ 55 dólares, lo que sería posible a partir de 2017 según el banco de inversión Goldman Sachs.

Si bien hoy el precio del barril está bastante por debajo de los valores que

harían rentable la explotación, hay que tener en cuenta que se trata de un negocio a largo plazo. En caso de que todos los resultados sean favorables, se estima que en 2018 se realizará el primer pozo de delimitación y en 2019 el segundo. En 2020 los primeros pozos de producción y para 2023 se obtendría el primer barril de crudo Made in Uruguay.

Obtener miles de millones de dólares por exportar petróleo puede ser una bendición, pero el manejo de esos eventuales recursos no es algo para tomar a la ligera. Alfonso Capurro, gerente de CPA Ferrere, dice que la situación es la misma que se planteó cuando se discutía sobre los recursos que podría generar la megaminería.

El economista sostiene que de confirmarse la existencia de hidrocarburos, su explotación causaría en la economía algunos efectos colaterales que deben ser tomados en cuenta si se quiere evitar la "enfermedad holandesa". Se refiere a los efectos negativos que generó el ingreso súbito de divisas en Holanda en 1860, cuando se descubrieron grandes reservas de gas natural en Groningen.

El ingreso de miles de millones de dólares a Uruguay por las ventas de petróleo traería una apreciación del peso frente a la divisa estadounidense, lo que podría generar que muchos sectores de actividad que hoy son competitivos dejen de serlo. Según Capurro, en caso de que se encuentre petróleo, el primer desafío es decidir si al tipo de cambio de equilibrio se lo va a intervenir o se lo va a dejar operar en forma libre. Y de ser así, analizar cómo se va a contemplar a los sectores perjudicados por no poder vender al exterior debido al encarecimiento de sus productos.

"Uno de los casos teóricos que ocurrió en estos países es que como la industria extractiva de petróleo no es tan intensiva en cuanto a mano de obra, destruye la industria textil, que emplea más gente. Entonces sos más rico, tenés más recursos, pero generás menos empleo."

No obstante, para de Santa Ana, la explotación de petróleo implica enormes ventajas al país. Por sus ganancias, por la propia industria y por todos los efectos colaterales positivos que generaría. Pero comparte que el petróleo debería incorporarse a la oferta exportadora del país de una forma equilibrada, de modo que no afecte otras industrias tradicionales. "Históricamente el país nunca necesitó de una renta petrolera, por lo que esta debería pensarse como un ahorro, como un capital a invertirse únicamente en proyectos de rentabilidad asegurada", dice.

Uno de los principales ejemplos de cómo manejar esta nueva riqueza es Noruega, que administra e invierte las ganancias provenientes del petróleo y gas en el Fondo Soberano Noruego (FSN). Hoy la fortuna del FSN se calcula en un billón de dólares, lo que lo convierte en el fondo soberano más grande del mundo.

Otro ejemplo es Chile, que también cuenta con fondos soberanos para el manejo de los ingresos que genera el cobre, y utiliza esos fondos para contar con una reserva para cuando los precios bajan.

Ante las advertencias de posibles daños al medio ambiente, De Santa Ana reconoce que, aunque se establezcan todas las medidas de seguridad del mundo, el riesgo de un accidente nunca es cero. Por eso antes de que empiece la perforación se realizaron análisis y simulaciones, que prevén cualquier escenario de presión que se presente en la perforación.

Viñas, por su parte, exigió que se debe cumplir con los "máximos cuidados ambientales posibles", porque ante una fuga de petróleo "conseguir un submarino para sellar la perforación llevaría meses".

De Santa Ana asegura que "hoy, para el consorcio petrolero el primer ob- jetivo no es encontrar petróleo, sino que la obra sea un éxito. Demostrar que Uruguay tiene capacidad para hacer este pozo récord mundial con su logísti- ca, su infraestructura y su gente." Ojalá que lo sea. (Producción Juan Pablo de Marco)

También existen buenas posibilidades de que haya reservas de hidrocarburos en tierra firme uruguaya y su posible explotación mediante la técnica del fracking —la inyección a alta presión de grandes cantidades de agua con aditivos químicos y arena para lograr una buena fractura de la roca y extraer más petróleo— es cuestionada por varios especialistas. La empresa australiana Petrel anunció en 2015 que encontró y logró certificar internacionalmente la existencia de 20 potenciales depósitos o "trampas" de petróleo en Salto y Piedra Sola, una localidad entre Tacuarembó y Paysandú. Cuando ello ocurrió el gerente de exploración y producción de Ancap, Héctor de Santa Ana, dijo a El País que se estima que "podría haber entre 2 y 241 millones de barriles en cada bloque".

Pero la posibilidad de que en Uruguay se use el fracking —técnica prohibida en varios países— para extraer el posible petróleo que haya allí es fuertemente cuestionada. Enrique Latorres, ingeniero uruguayo y fundador del único observatorio geofísico que mide sismos en Uruguay, dijo a El País que esta técnica "podría afectar a algunas poblaciones" cercanas al lugar de prospección. Por su parte, Raúl Viñas del Movimiento Uruguay Libre, que se opuso a la megaminería, sostiene que "lo único racional sería prohibir el uso del fracking en Uruguay". Latorres agregó que cuando se hacen perforaciones mediante este sistema, si no se toman los recaudos suficientes, pueden afectarse reservas de agua, que eventualmente las contaminaría. "Nosotros tenemos el acuífero Guaraní, las napas en las termas, las napas que se utilizan para el riego; no estaría muy divertido que adentro de esas napas se mezclara el petróleo". Para Viñas, quien piense que se puede utilizar el fracking "que presente argumentos a favor de hacerlo". Latorres aseguró que "hay mucha chance de que haya algún efecto negativo".

Goldman Sachs redujo hace algunas semanas su pronóstico de precios para el crudo Brent —el que Ancap usa como referencia para fijar el precio interno de los combustibles— por expectativas de que el mercado esté entrando en una fase en que los precios bajos provocarán ajustes fundamentales, impulsados por factores que incluyen el declive de la producción fuera de la OPEP.

El influyente banco de inversiones estadounidense redujo su pronóstico de precios para el Brent en 2016, 2017 y 2018 a 45, 62 y 63 dólares por barril, respectivamente, desde su estimación anterior de 50, 65 y 65 dólares por barril, para reflejar un diferencial más estrecho entre el Brent y el WTI, el crudo liviano que se produce en Estados Unidos.

Goldman mantuvo su proyección para el WTI para el mismo período en 45, 60 y 60 dólares por barril.

Para Goldman Sachs una "fase de inflexión" de transición en los mercados de petróleo probablemente se extenderá más allá del primer semestre de este año y estará caracterizada por una volatilidad sustancial en un rango de precios de 20 a 40 dólares por barril.

El mercado del petróleo está alcanzando una fase de inflexión en la que los bajos precios fuerzan a que los fundamentos se ajusten a un nuevo equilibrio, dijo el banco de inversión.

alertan sobre impacto económicoFRANCISCO MARQUES