Uruguay está a semanas de saber si podrá dejar de ser importador de hidrocarburos en un futuro, cuando se complete la primera perforación exploratoria en un pozo de su plataforma marítima, que estableció un nuevo récord mundial de profundidad.
Desde el 30 de marzo, el consorcio que encabeza la compañía francesa Total realiza tareas de prospección a 250 kilómetros de la costa y una profundidad superior a 3,400 metros antes de llegar al lecho marino, donde se pasó a perforar unos 3,000 metros más.
La prospección del pozo Raya 1, en el bloque 14 de la plataforma marítima, con una inversión de unos $200 millones, situado en aguas ultraprofundas, tiene como objetivo determinar si allí hay depósitos de combustibles fósiles con valor comercial.
El jueves 8, el representante de Total en el país, Artur Nunes da Silva, explicó que en unas dos semanas culminarán los trabajos de perforación y se enviarán las muestras tomadas para su análisis en Francia. Solo entonces, precisó, se conocerán los resultados de los trabajos en el océano Atlántico.
Esta perforación representa un hito en el camino de Uruguay para saber si tiene futuro como productor petrolero, en un esfuerzo que no paralizó la crisis en los precios del crudo, pese a que ella ha desincentivado las inversiones del sector a nivel mundial, en especial las de alto riesgo como las de aguas profundas.
“Cuando se precipitó la actual baja de los precios de los hidrocarburos ya estaban firmados la mayoría de los contratos”, explicó a IPS el periodista ambiental Víctor Bacchetta, editor del Observatorio Minero del Uruguay.
Esos contratos responden a los objetivos de la Política Energética 2005-2030, que adelanta el Ministerio de Industria, Energía y Minería y que si bien pone la prioridad en fortalecer las energías renovables, también abre el camino a la exploración y explotación del gas y el petróleo en el país.
La empresa petrolera estatal Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland) es la responsable de ejecutar esa política, que también le demanda que aborde la participación en proyectos de exploración conjunta de yacimientos en otros países.
La geóloga Ethel Morales explicó a IPS que los primeros antecedentes en busca de combustibles fósiles en Uruguay se remontan a la mitad del siglo pasado, cuando hubo una campaña exploratoria en la llamada Cuenca Norte, que abarca unos 90,000 de los 176,220 kilómetros cuadrados de la superficie del país.
En la plataforma continental hubo también trabajos exploratorios en los años 70, puntualizó la profesora de la Universidad de la República del Uruguay, pero la prospección en las aguas someras culminó en 1976, tras declararse secos dos pozos.
Además de los lineamientos de la política energética, Morales consideró que un factor que impulsó la exploración costa afuera fue la aparición al norte de su plataforma, en Brasil, de depósitos petroleros conocidos como presal, por estar escondidos bajo una gran costra de sal, a miles de metros de profundidad.
Esos grandes depósitos volvieron los ojos de las transnacionales petroleras hacia el Atlántico del sur continental. Morales detallo que la brasileña Cuenca de Santos, donde se ubica el presal y la cuenca uruguaya “comparten la misma génesis”, aunque su evolución posterior fue diferente.
Con ese contexto, Ancap comenzó la búsqueda de socios para la exploración de sus aguas, pese a que sus portavoces subrayan que las posibilidades de depósitos comerciables son de 15%.
En 2009 se abrió la Ronda Uruguay 1, que estableció las primeras adjudicaciones de exploración y explotación en la plataforma continental, seguida en 2011 con la Ronda 2, en la que se suscribieron ocho contratos, entre ellos el de Total.
“Hasta 2012 no había nada de sísmica 3D (tridimensional), y ahora tenemos casi 40,000 kilómetros cuadrados cubiertos en la zona de mayor prospectividad, lo que refleja un salto cuantitativo y cualitativo en cuanto a la información que se tiene”, destacó Ancap a fines de 2015.
Analistas del sector resaltan la participación en los proyectos exploratorios de las principales empresas petroleras del mundo, así como que los contratos suscritos incorporen “un reparto de ganancia muy importante para el Estado uruguayo”.
Tras estos logros, Ancap y el Ministerio de Industria decidieron abrir la Ronda Uruguay 3, cuyo principal interés sigue siendo determinar si hay petróleo y gas en su plataforma marítima y de hallarlo, si es recuperable en volúmenes comerciables.
Total comparte la mitad de su adjudicación en el bloque 14 con la empresa estadounidense ExxonMobil (35%) y la noruega Statoil (15%), y se comprometió a entregar al Estado 70% de las utilidades, si se confirman yacimientos de crudo liviano.
Pero antes de ello, en el caso de que la exploración del pozo Raya-1 arroje resultados positivos, habrá que perforar entre dos y tres decenas de pozos adicionales en el bloque de 6,990 kilómetros cuadrados, e invertir unos $6,000 millones si predomina el petróleo y 20,000 millones si es el gas.
El proceso antes del inicio de una eventual extracción comercial podría demorar hasta seis años, según Total.
El “fracking”, la otra cara
Un informe de 2012 de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) detalla que Uruguay “también ha despertado gran interés” por el valor potencial del gas y petróleo de esquisto (de roca) en la Cuenca Norte.
Según el Panorama General de Hidrocarburos No Convencionales de Olade, se estima que en esa área puede haber depósitos de gas de esquisto por 13.36 trillones de pies cúbicos y unos 508 millones de barriles de petróleo.
Pero Bacchetta puntualizó que “las posibilidades de explotación se han vuelto sumamente remotas” en esa cuenca.
Ello porque, recordó, “no está en los planes” del gobierno la aplicación en el país de la tecnología de la fractura hidráulica, también conocida por el vocablo inglés fracking, la que existe actualmente para recuperar los hidrocarburos de esquisto.
Otro problema fue que las medidas tendientes a realizar exploraciones en esa región “fueron tomadas sin consultar a las comunidades locales, pero estas se informaron y movilizaron para saber de qué se trata y exigieron ser escuchadas”, indicó el especialista.
Bacchetta alertó sobre los especiales riesgos de utilizar el fracking en un país situado en medio de la Pampa Húmeda, con “un territorio privilegiado por la fertilidad de la tierra y la riqueza de sus recursos hídricos, apto en un 93% para la agricultura y la ganadería”.
Por su parte, el geólogo Martín Soto, quien trabaja en la Cuenca Norte, matizó a IPS que “el fracking es para explotar y en Uruguay estamos en la etapa de exploración”.
Además, detalló que la fractura hidráulica precisa de características muy especiales, como “una arcilla negra con cierto espesor” o un tipo de materia “que cuando la fracturas no se cierre”, entre otras muchas y específicas.
“Un montón de condiciones que en Uruguay hasta ahora o no se cumplen o no las conocemos”, añadió Soto.
Un hándicap adicional, no técnico sino ambiental, es que las zonas de prospección anunciadas por Ancap en el norte del país coinciden con la ubicación del Acuífero Guaraní, sobre el que los ambientalistas tratan desde hace años de establecer formas de utilización y control, destacó el Observatorio Minero del Uruguay.
Para Soto, no es el momento de preocuparse por ese problema, porque no hay elementos para pensar que la fractura hidráulica será una realidad en el país.
“El fracking no es aplicable hoy en Uruguay”, coincidió Morales.
Más allá de estas dificultades, para Ancap lo fundamental es que “después de un periodo de prácticamente 30 años sin actividad” en exploración de los recursos de combustibles fósiles, las compañías petroleras y de servicios se sintieron atraídas por participar en Uruguay a su costo y riesgo.
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