Uruguay empieza a formar parte del mapa petrolero mundial. El hecho suena llamativo, pero es real, y el futuro en este terreno aparece como muy prometedor.
“Los estudios que hay son parciales, y aún no existe la información suficiente para hacer una evaluación definitiva desde el punto de vista comercial. Es por eso que en los próximos años, mientras las etapas de exploración de estos proyectos avancen, van a ser tiempos de una incertidumbre elevada. Pero los hallazgos que hay hasta la fecha son compatibles con la posibilidad de que haya yacimientos interesantes. Y la zona en la que estamos ubicados, desde el punto de vista geológico y geográfico, son compatibles con otros yacimientos que existen en la región”, explicó a Empresas & Negocios Gonzalo Secco, quien conduce la práctica de Ferrere en materia de Energía e Infraestructura. Los indicios son alentadores… El tipo de roca que se desprende de los hallazgos de la exploración on shore, por ejemplo, y la concentración que esas rocas tienen en materia orgánica, y una serie de variables que los geólogos que saben del tema tienen en cuenta para evaluar las posibilidades de explotación, son interesantes y en algunos casos tan buenas o mejores que estudios realizados en pozos, por ejemplo, de Brasil, que ya están en explotación. En este contexto, el pronóstico es optimista, aunque aúno no hay medios para dar un diagnóstico definitivo por ahora, según el experto.
Dos rondas, diferentes resultados
Los pasos dados por Uruguay en este terreno fueron lentos pero seguros. Primero hay que remontarse a 2009, cuando la denominada Ronda Uruguay I tuvo, en opinión de Secco, “un tímido éxito”.
Como resultado de esa primera ronda, y en un contexto de crisis mundial y de retracción de la inversión en exploración, se adjudicaron dos bloques a un consorcio formado por las empresas Petrobras, YPF y GALP, que ya se encuentran trabajando sobre esta área de la cuenca marina Punta del Este.
“Hay motivos que justificaron el menor apetito en la Ronda Uruguay I… Estamos hablando del 2009, el peor año para la economía de los Estados Unidos y el inicio de la crisis mundial y de altas incertidumbres en los mercados financieros. Eso, seguramente, condicionó en cierta forma el interés de participar”, reflexionó Secco.
La Ronda Uruguay II, que cerró el pasado 29 de marzo, mostró mejores resultados. Ancap recibió 19 ofertas para la exploración y explotación de hidrocarburos en la plataforma marítima uruguaya en ocho de los 15 bloques ofertados, provenientes de nueve empresas petroleras (tanto n forma individual como en consorcio). En cinco de los bloques se presentó competencia entre tres o más empresas. Más del 50% del área ofrecida contará con trabajos de exploración, a cargo de cuatro nuevas empresas que se suman a Petrobras, YPF y GALP en la exploración en la plataforma marítima: las británicas BG y BP, la francesa Total y la irlandesa Tullow Oil.
Para Secco, más allá de que la coyuntura a nivel mundial sea otra, para esta segunda ronda “se trabajó más en refinar las condiciones, con contratos más acabados, y se hizo un esfuerzo importante de promoción”. Añadió que hoy las empresas que se dedican a este negocio ya conocen, no solo la potencialidad hidrocarburíferas de Uruguay, sino su clima de negocios, el modelo de explotación que ofrece, las reglas de juego y quiénes son sus autoridades.
Esto, según Secco, se hizo a través de un esfuerzo importante y planificado de Ancap y del gobierno de salir a promocionar activamente el Uruguay como destino de eventuales inversiones en este mercado. “Se hizo en el 2009 y se volvió a hacer ahora en la segunda ronda con una inversión mayor”, remarcó. En el marco de esa política de promoción, se realizaron presentaciones de negocios en Houston, Londres, Río de Janeiro – todas plazas de primer nivel -, y en Montevideo. “Ahí se mostró el modelo y clima de negocios en general, tratando de llamar la atención y despertar el interés de empresarios que tienen un menú de opciones bastante grande, en distintas jurisdicciones, con distinta potencialidad y, en algunos casos, participación en mercados mucho más maduros en este sector que el nuestro”, añadió el experto de Ferrere.
Respecto al modelo de negocio propuesto para la Ronda II, el mismo no es novedoso, sino que es uno de los esquemas de negocio habituales de ver en el mundo. La inversión es exclusiva por parte del inversor, que es remunerado en especie con el propio hidrocarburo que se extrae – que es propiedad del Estado-. Por un lado, el inversor recupera lo que se conoce como “Cost-Oil”, o sea, los costos incurridos e inversiones realizadas en las fases de exploración y explotación del yacimiento. Por otro lado, el inversor y el Estado comparten el hidrocarburo remanente, mediante lo que se conoce como “Profit-Oil”. Todas estas condiciones, fórmulas y procedimientos de recuperación de costos y remuneración están claramente definidas en los contratos entre el inversor y Ancap. Las propuestas son evaluadas en función de tres factores: el programa exploratorio comprometido, el porcentaje de Profit-Oil ofrecido y el porcentaje en que se acepta la participación de Ancap en el proyecto.
“El marco está armado para un negocio que trascienda administraciones de gobierno. En general, se trata de empresas de las grandes ligas y de jurisdicciones con sistemas jurídicos y ambientes de negocio muy estables”, explicó.
Recalcó que, como parte de los estudios preliminares que hacen estas empresas a la hora de decidir una inversión tan importante en un país nuevo como Uruguay, sin mayores antecedentes en este mercado, es muy importante el análisis que se hace de las reglas de juego, del clima de negocios, del respeto a las reglas de derecho y al cumplimiento de los contratos.
El código de minería uruguayo tiene una disposición que es ley y que prohíbe que los litigios que surjan en relación con la exploración y explotación de minerales en general, incluyendo a los hidrocarburos, deben resolverse por ley uruguaya y a través de la justicia ordinaria local. Es una solución excepcional, que no es común en otras áreas de negocio dónde, perfectamente, es válido pactar un arbitraje internacional como medio de solución de controversia. O sea que, quien viene a hacer una explotación de hidrocarburos a Uruguay tiene que tomar - obligatoriamente – a la justicia uruguaya como medio de solución de controversia, sin perjuicio de algunas cuestiones que pueden resolverse a través de un arbitraje técnico o económico. “Todas las empresas que se presentaron aceptaron esa condición. Eso quiere decir que previamente han confiado en los principios y características de la ley uruguaya, y han aceptado el riesgo de someterse a una jurisdicción extranjera que, naturalmente, puede generar incertidumbre en cualquier inversor”, puntualizó. Hizo hincapié en que, más allá de la sobrecarga en algunos juzgados y la falta de especialización en algunas áreas, “realmente tenemos motivos para estar orgullosos de nuestro sistema judicial. Sin embargo el extranjero no tiene por qué conocer esa situación, pero la acepta; lo que es un punto clave y muestra la confianza y seguridad que brinda el país”.
¿Y ahora qué?
El próximo paso es el proceso de adjudicación definitiva, dado que quedaron calificadas y preadjudicadas las ofertas que se presentaron en algunos de los boques o áreas en que fue dividida la plataforma marítima. “Hubo competencia, entonces corresponde hacer esa adjudicación definitiva estableciendo que la empresa A compitió con la B y que, en ese contexto, tal oferta es más interesante para Ancap por diversos motivos, teniendo en cuenta lo que ofrecieron las variables que comentábamos antes”, explicó Secco. Luego, antes de firmarse los contratos, la propuesta tiene que ser aprobada por el Poder Ejecutivo. Tras ese paso, comienza el trabajo de exploración que, básicamente, abarca una serie de estudios para certificar la cantidad y calidad de los hidrocarburos y su posibilidad de explotación comercial, con plazos que están preestablecidos en los pliegos y ofertas. Si se realiza el descubrimiento o se declara la existencia de reservas interesantes que justifican una explotación, se pasa a la siguiente fase: la de extracción de hidrocarburos para su explotación.
¿Qué tiempo puede insumir este proceso? “Hay un período de hasta ocho años establecido en los pliegos para las fases de exploración en cada proyecto que se cumplirán según el cronograma ofrecido. Cada inversor tenía que identificar el tipo de trabajos que iba a hacer en cada momento dentro de lo que es la primera etapa de exploración”, explicó el experto.
Esta fase exploratoria va a identificar en cuáles de estos bloques hay reservas suficientes en calidad y cantidad, y si son viables de explotación. De confirmarse, luego viene la fase de producción, que se iniciaría de acá a nueve años, salvo que en algún sector haya un éxito rotundo en la búsqueda y se quiera adelantar la fase de explotación.
Problemas con solución
Para Secco, en un negocio de esta escala, las carencias de infraestructura que puedan existir en el país se solucionan en el marco del mismo proyecto. Por ejemplo, la extracción de hidrocarburo que se haga en la plataforma continental va a tener que ser conducida a la costa probablemente por algún tipo de oleoducto o gasoducto que obviamente no existe, y deberá hacerse a medida que los proyectos vayan avanzando. A su vez, van a tener que establecerse estaciones de almacenamiento de ese hidrocarburo en la costa y gasoductos u oleoductos on shore para el transporte hacia los barcos que lleven el producto al exterior o que lo trasladen para refinar acá. “Todo eso no existe, pero se solucionaría como parte de la misma inversión. Son obras de decenas de millones de dólares que en el marco del proyecto total no tienen tanto impacto”, estableció. En su opinión, cuando se trata de un proyecto de estas características, no se habla de un déficit de carreteras, de vías férreas o de matriz energética. “Esos son cuellos de botella que tiene el país para el desarrollo de otro tipo de proyectos, pero no para estos. Esa es una amenaza controlada. Por ejemplo, Uruguay no tiene un puerto donde se exporte hidrocarburo… Pero no lo tiene porque acá no hay producción de hidrocarburos; y su gestación es parte de esta nueva etapa”, indicó.
A su vez, el riesgo de una carencia de gente capacitada siempre está, aunque en este nuevo escenario, Ancap está preparando recursos humanos propios acá y en el extranjero. En este tipo de negocios, es fundamental tener gente formada y ser contraparte de estas empresas en cualquier interacción futura que sea necesaria en este proyecto, en cualquier negociación o definición de asuntos técnicos.
A su vez, el experto descarta cualquier influencia que pueda tener en el negocio la estatización de YPF por parte del gobierno argentino. “En general, cuando una empresa de este tipo evalúa realizar una inversión de miles de millones de dólares en un plazo determinado en un país, no se limita a leer las noticias de los diarios, sino que hace una auditoría de la situación mucho más a fondo. En ese análisis, por supuesto que advierten la individualidad de cada país, más allá de quienes sean sus vecinos; y ninguna de estas empresas va a confundir el Uruguay con Argentina o va a pensar que acá se va a hacer determinada cosa porque el vecino tenga mala fama”, reflexión sobre el tema. Lo que si puede estar en estudio es que, si a través de medidas de este tipo Argentina fuera hacia una desestabilización macroeconómica más importante, hasta dónde puede o no perjudicar eso a Uruguay; pero no por este negocio puntual, sino en general. Y así como Uruguay ha sufrido directa o indirectamente por crisis de sus vecinos en el pasado, un nuevo traspié en la región podría impactar también en la estabilidad uruguaya. Pero, para Secco, esta es una situación que no se percibe como factible en el corto plazo.
Destacó que el país tiene una muy buena consideración por parte de organizaciones internacionales en cuanto a transparencia y ambiente de negocio, medido todo por innumerables indicadores.
Nota publicada en semanario Crónicas en edición del día viernes 29 de junio de 2012.