EN BUSCA DEL ORO NEGRO

Sí, un descubrimiento a 7.000 kilómetros de Uruguay puede cambiarnos la vida. El hallazgo de las petroleras Shell y Total de unos 4.000 millones de barriles de petróleo en la pobre Namibia a comienzos de este año dejan a Uruguay en otra posición. Por un pasado geológico común se vuelve a reflotar el sueño para algunos, y la maldición para otros, de encontrar petróleo y gas en las costas uruguayas. También despierta un debate sobre su necesidad ahora y reactiva a nivel parlamentario la idea de crear un organismo para administrar los posibles millones, inspirado en el modelo noruego.

Las petroleras Challenger Energy Group (CEG), APA Corporation (antes Apache Corporation) y Shell -a través de su subsidiaria BG International Ltd- desembarcarán por los próximos cuatro años en cuatro de los siete bloques de la plataforma marítima que ofrece Ancap. Las posibilidades de dar con el supuesto tesoro en esta cuenca pasaron de entre 8% y 11% años atrás, a entre 15% y 20% desde el descubrimiento africano.

Hace unos 120 millones de años, lo que hoy es Uruguay y Namibia comenzaban a separarse tras ser una masa uniforme. En lo que se formaba como un incipiente Océano Atlántico entre ambos territorios se depositaron “rocas ricas en materia orgánica”, que en el margen africano se han probado “generadoras” de hidrocarburos, explica Ethel Morales, geóloga y docente en la Facultad de Ciencias.

A esa distancia de millones de años, en la era cretácica, ambos lugares compartían una historia “muy parecida”. Es decir, si nos sumergimos unos 4.000 metros por debajo del lecho marino “tenemos esa analogía con el margen africano” donde se halló un “sistema petrolero probado”, dice Morales. Apasionada en la materia, señala que para alcanzar esto se necesita una “roca generadora” del hidrocarburo, una “roca reservorio” del mismo y un “entrampamiento” para contenerlo.

Para aproximarse a este panorama los expertos utilizan primero mediciones indirectas, como las líneas sísmicas 2D -relevadas mediante ultrasonido, que se ven como vetas de una madera y suman 42.000 kilómetros en la plataforma uruguaya-. También usan mediciones 3D -que llegan a 45.000 kilómetros cuadrados y por su volumen dan una imagen más completa de lo que hay debajo-. Esta última técnica, destaca Morales, es necesaria para hacer una perforación (compromiso que asumió APA Corporation), lo que también es un paso imprescindible para confirmar un yacimiento.

El presidente de Ancap, Alejandro Stipanicic, grafica estas “aproximaciones sucesivas” en capas debajo de la tierra con la visita a un médico. Después de una prueba de ultrasonido (2D), se avanza a una resonancia (3D) y más adelante, cuando se circunscribe el problema, se aplica el bisturí (pozo). En el caso del petróleo y gas es complejo dar en el clavo de un yacimiento, porque interpretar kilómetros de líneas sísmicas y delimitar la zona exacta donde se hará una perforación requieren de un análisis quirúrgico.

En Uruguay se hicieron tres pozos petroleros en los últimos 50 años. “Lobo X-1” y “Gaviotín X-1” fueron realizados por Chevron en 1976 en una parcela que hoy ocupa CEG, llamada OFF-1. En 2016 el consorcio conformado por Total, Exxon y Statoil hizo el pozo “Raya X-1” en el bloque OFF-6, por entonces Área 14, que ahora fue concedido a APA Corporation. Después de inyectar unos 160 millones de dólares, la perforación atravesó 3.400 metros de lámina de agua -récord mundial hasta hace pocos meses- más unos 2.500 metros por debajo del lecho marino. En los tres casos, no se llegó al oro negro.

El presidente de Ancap dice a El País que el pozo de Total y sus socios “tuvo un objetivo más tecnológico que geológico”, porque tanto técnicos de Ancap como de Exxon “cuestionaron” el planteo del mayoritario -Total- señalando que para encontrar petróleo se debía perforar hasta los 4.000 metros, y no menos.

No está claro si se avanzó de esta forma con la expectativa de hallar petróleo a menor profundidad o si en realidad se tomaron datos en Uruguay para aproximarse al “tesoro” que años después se encontraría en la costa africana. Tampoco se sabe con certeza por qué Total no se presentó en la oferta de mayo -una de las dos anuales- por el mismo bloque.

De todos modos, no están perdidas las esperanzas de encontrar un yacimiento (que no necesariamente significa lo mismo que hallar petróleo, por su volumen y capacidad de extracción). Esto porque se cuenta con la experiencia de Namibia, que completa una “lista” de requisitos para llegar al recurso, al mismo tiempo que la firma apostaría por otro método.

Stipanicic dice que tienen “indicaciones” de la petrolera de que van a hacer un pozo en aguas menos profundas que los 3.400 metros, “buscando en otro objetivo geológico, más bien el cretácico”, que sería a unos 4.000 metros debajo del suelo marino, a donde fueron directo Total y Shell en Namibia. El costo de esta perforación prevista para dentro de unos tres años no superaría los 150 millones de dólares, estima Ancap.

La llegada de petroleras al país ha sido irregular en los últimos años. Después de la Ronda Uruguay III, de 2018, que se declaró desierta, se ampliaron las parcelas y se cambiaron los requisitos de ingreso para la actual Ronda Uruguay Abierta, activada en 2019. Pero antes, en 2011, la Ronda Uruguay II, considerada “la más exitosa” por Stipanicic, conllevó una inversión de las petroleras (entre ellas Total y sus socios) de 1.500 millones de dólares.

Stipanicic plantea que estas entradas y salidas de los mercados tienen que ver con dos factores: “La probabilidad de éxito y el valor económico esperado de ese éxito”. Asimismo, destaca que al manejar el largo plazo “como si fuera el pan de cada día”, las petroleras “juegan partidas de ajedrez no solamente en tres dimensiones, sino en tres dimensiones simultáneamente”.

Si bien hasta el momento en Uruguay no se han probado reservas comercializables de hidrocarburos, la empresa energética ve ganancia en todo este proceso. Las inversiones de los estudios corren a cuenta de las empresas hasta tanto exista un hallazgo, que ahí la empresa estatal lo paga. En tanto, el modelo le permite a Ancap vender a interesados los estudios de otras compañías una vez que estas se retiran -como fue el caso de Shell-. En los últimos 20 años, Ancap obtuvo una ganancia de 60 millones de dólares por la venta de este conocimiento.

A partir de un “método probabilístico”, los volúmenes de petróleo y gas en el off shore uruguayo serían de 19.150 millones de barriles de petróleo. Así el cálculo hasta julio pasado tenga sus fallas, no resulta poca cantidad.

Por el momento, Ancap tiene el “compromiso” de estas tres empresas que analizarán datos 2D como 3D, y una de ellas realizará un pozo, con una inversión total de 200 millones de dólares. Resta firmar en los “próximos meses” el contrato de Ancap con APA Corporation y Shell, donde se incluirá el “plan de trabajo” que se propuso en la oferta, así como la “formalidades” de las garantías que deben presentar las petroleras.

-¿Qué posibilidades hay de encontrar petróleo y gas en Uruguay?

-Es una pregunta difícil de responder y prefiero mantenerme cauto -responde Stipanicic-. El trabajo lo dirá.

Raúl Viñas, integrante del Movimiento por un Uruguay Sustentable (Movus), a priori no se muestra contrario a la exploración de combustibles fósiles, aunque sí enfatiza que el “principal” recurso que tiene Uruguay “es el oro blanco, no el negro”, por el agua.

Sobre el último asunto, busca llegar a la “transparencia” de los contratos para que la ciudadanía pueda conocer “hasta la última coma” ya que de otra forma sería “irresponsable” aceptarlo.

Movus recurrió a la Justicia para conocer los contratos firmados con Total -“que no era la Total francesa, sino una SRL con base en Holanda”- y Schuepbach Energy. Y lamenta: “El contrato con CEG no me lo entregan”. El ambientalista sostiene que las exploraciones de los últimos años “han servido para que algunas empresas logren beneficios bursátiles que de otra manera no hubieran obtenido”, aludiendo a la especulación financiera porque muchas cotizan en bolsas de valores. En tanto, reconoce el valor agregado que han supuesto los estudios de las petroleras, a su costo.

“Mientras que lo hagan los privados y no se afecte otros intereses que pueden ser de mayor importancia y no terminen generando un problema, por ejemplo, de contaminación, está bien que se hagan las exploraciones”, resume Viñas.

No obstante, advierte que algunas zonas que hoy Ancap ofrece pueden ser “coincidentes” con áreas marinas protegidas. El ministro de Ambiente, Adrián Peña, prevé que en dos meses se establezca la zona marítima que Uruguay tiene “especial interés” en preservar por sus “valores de biodiversidad”.

Este paso, adelanta, “puede tener implicancias sobre los bloques de la ronda de noviembre” de Ancap, que también se realiza de forma anual en mayo con el objetivo de recibir ofertas de petroleras. En caso de que se superponga el perímetro petrolero con una marina protegida, “seguramente Ancap proceda a retirar” de la oferta algunas zonas, estima Peña.

Si bien faltan años para asegurar la posible presencia de petróleo y yacimientos en Uruguay, se abren diversos análisis del impacto que generaría. El economista Nicolás Cichevski, gerente del departamento de Consultoría de CPA Ferrere, señala que un hallazgo implicaría que los uruguayos “seríamos más ricos”, entre otros puntos a tener en cuenta. Stipanicic, mientras, señala que en un descubrimiento “luego de pagar todos los costos de exploración y de la operación del yacimiento, Uruguay se queda entre el 50% y 60% del profit total que tiene el yacimiento”, que es una ganancia “bastante alta” para esta cuenca.

“Si sacamos o no la grande, es algo que se verá, pero es muy compleja la temática; hay muchas cosas que pueden pasar”, dice el presidente de Ancap. Y luego apunta al precio del barril: “No es lo mismo que el año que viene el petróleo en el mundo esté a 100, a 40 o 50; (aunque) también puede estar a 300”.

Como referencia, aunque no precisamente sería la misma situación, cuando se llevó adelante el pozo de 2016, se estimaba un ingreso extra para Uruguay de unos 2.000 millones de dólares, indican fuentes de Ancap. Para graficarlo, en 2021 el principal producto de exportación uruguayo, la carne bovina, llegó a ventas por 2.449 millones de dólares, de acuerdo al informe de Uruguay XXI.

Frente a este posible flujo de divisas, Cichevski advierte por la llamada “enfermedad holandesa”, que se nombra así por el efecto que generó un hallazgo de gas natural en Slochteren, en la década de 1960. Esto implicaría, dice el economista, que el ingreso de dinero extra producto del petróleo “apreciaría el peso uruguayo” por ser “más ricos”, y “por un tema de oferta y demanda impulsaría a la baja el dólar en nuestro país”. Esto nos volvería “menos competitivos en otros sectores” que tienen sus costos en dólares, por ejemplo, el turismo o industrias expuestas a la competencia internacional.

Además, Cichevski pone sobre la mesa la institucionalidad. Esto mirando que ese sector de recursos naturales “no termine afectando las instituciones”, lo que sucede más en países africanos y latinoamericanos. De esta forma, la “administración que se haga de los recursos eventuales resulta clave para evitar que estos grandes flujos de capital y de dinero que entran en la economía terminen afectando las políticas”. Vinculado con este punto, entiende “relevante” que la economía “no sea dependiente del petróleo porque ello genera mucha volatilidad en los ciclos” que puede impactar en políticas si se financian con esos fondos.

El entonces senador colorado Pedro Bordaberry presentó en marzo de 2015 un proyecto de ley para crear una Agencia Nacional de Hidrocarburos. De hecho, Stipanicic colaboró en este proyecto que se basa en el fondo soberano de Noruega, según cuenta. Fue creado en la década de 1990 para administrar los ingresos provenientes de hidrocarburos para futuras generaciones.

Ese país es el principal exportador de petróleo y gas de Europa occidental y cuenta con el mayor fondo soberano del mundo -que supera el billón de euros-, así como posee el equivalente al 1,5% de todas las empresas que cotizan en Bolsa en el mundo, informó Financial Times en mayo pasado.

La agencia uruguaya preveía una gobernanza interinstitucional, que permitía utilizar hasta un 30% de la renta petrolera para recursos presupuestales, y el resto para un Fondo Intergeneracional de Inversión de la Renta Petrolera.

A pesar de que no tuvo andamiaje, este proyecto representa un “insumo valiosísimo” para la senadora colorada Carmen Sanguinetti, quien ahora trabaja en otro proyecto que busca atender no solo la posible renta petrolera, sino el paso siguiente: el hidrógeno verde.

Tras reunirse con Stipanicic y técnicos del sector Ciudadanos, la senadora colorada seguirá con otros encuentros, entre ellos con el expresidente Julio María Sanguinetti con el objetivo de presentar la redacción “antes de fin de año” en el Parlamento.

En febrero de 2016, antes de que se llevara adelante el último pozo, el entonces presidente Tabaré Vázquez citó a los exmandatarios para analizar una política de Estado respecto a qué hacer si aparecía petróleo.

Horas más tarde de la primera cita inédita, Batlle marcó su postura en una entrevista con El Observador TV. “Ojalá no haya petróleo, por lo general genera unas tentaciones terribles”, dijo el expresidente, señalando que en un país como Noruega se debió aplicar una legislación “excepcionalmente dura” para manejar los recursos petrolíferos.

El presidente de Ancap no ve tan errado aquel mal augurio de Batlle: “Comparto el hecho de que, si a un país como Uruguay, muy humilde, muy modesto en muchas circunstancias, le cae una bonanza de golpe lo puede destruir, salvo que se instituya la gobernanza, la institucionalidad necesaria para manejar sabiamente esa riqueza”. Por eso, destaca el proyecto de Bordaberry.

Pocos días después de los dichos de Batlle, el escritor e ingeniero industrial Juan Grompone había planteado que “ojalá no haya petróleo, y si lo hay ojalá no sea rentable”, en La Tertulia de En Perspectiva en Radiomundo.

Hoy mantiene esa posición, aunque pide “que lleguen tarde” los recursos porque estima “va a ser un gran despilfarro” de dinero. “Se va a emplear en cosas absolutamente inútiles, cosas que no tengan futuro”, entiende, al mismo tiempo que considera que “en este momento el petróleo tiene fecha de muerte”, ya que “no va a durar ni siquiera 30 años”. Además, plantea que no sería barato necesariamente, y compara con la carne: “Si el mercado interno no paga el precio internacional, entonces la exporta”.

Grompone asegura que el país “tiene la experiencia de lo que es haber sido un nuevo rico”, y se remonta un siglo atrás. “En 1915 llegó el frigorífico a Uruguay y se convirtió automáticamente en nuevo rico, que duró hasta 1945”, recuerda. En esos 30 años Uruguay “invirtió en construir un Estado de bienestar” -y nombra a la rambla Sur, el Palacio Legislativo, el Mundial de 1930-, “en lugar de hacer inversiones verdaderas”.

Insiste que si esto no se pudo evitar en aquella época con “el equipo de políticos más aptos y mejores calificados que tuvo Uruguay en toda su historia”, ahora “ningún político va a resistir la tentación de no gastar y hacer cualquier cosa” si se encuentra petróleo o gas.

Grompone asegura que el país nórdico “tuvo suficiente fuerza para ahorrar y no convertirse en un nuevo rico”, y también diferencia a Estados Unidos porque “inventó de cero el petróleo”. El tiempo dirá qué pasa en Uruguay si del fondo del mar aparece el oro negro.

Nelson Rockefeller, vicepresidente de los Estados Unidos entre 1974 y 1977, hablaba español y fue director de Creole, la sucursal venezolana de la Standard Oil de su abuelo, entre 1935 y 1940.

“A menos que algo imprevisto suceda, parece como si este pudiera convertirse en uno de los países... más sólidos del mundo -y ciertamente aquí hay mucho petróleo”, escribió Rockefeller sobre Venezuela en aquella época.

Víctor Mijares, profesor de Ciencia Política de la Universidad de los Andes (Colombia), destaca que Venezuela vivió dos etapas desde el “reventón” de hace un siglo que selló su futuro. Pasó por una “modernización” desde esa década de 1920, que se “aceleró” entre la década de 1950 y principios de la década de 1980, y luego derivó en una “lenta degradación institucional que tomó velocidad con Hugo Chávez, pero en especial a partir de 2014”.

El especialista recuerda que Venezuela “se posicionó durante años como el tercer mayor productor del mundo”, situación muy diferente a la de hoy, que no figura ni en la lista de los 10 principales exportadores de crudo.

Mijares sostiene que “como está ampliamente estudiado, el petróleo tiende a debilitar las instituciones democráticas, en donde hayan existido; fortalecer al personalismo político y reducir la complejidad de las economías”.

Además, el experto advierte que a menos que existan “grandes acuerdos nacionales como en Noruega o un principio de legitimidad tradicional monárquica y teológica como en Arabia Saudita”, el resultado siempre será “el desastre y una cada vez mayor dependencia al recurso natural y sus vaivenes de mercado”.