El expresidente de ANCAP y actual titular del Comité Uruguayo del Consejo Mundial del Petróleo, Andrés Tierno Abreu, admitió que las condiciones comerciales para la extracción de crudo en el país "han cambiado".

Montevideo. La abrupta y sostenida baja del petróleo en los mercados internacionales amenaza el optimismo que reina en las autoridades del Ejecutivo del presidente Tabaré Vázquez sobre un potencial descubrimiento de petróleo y su posterior explotación comercial en la plataforma marítima uruguaya, una vez que el consorcio conformado por la francesa Total y la estodunidense ExxonMobil inicien en apenas dos meses una perforación ultraprofunda en la costa.

La razón: un precio del crudo que hoy está a menos de la mitad del que costaría extraer el crudo uruguayo a una profundidad superior a los 6.000 metros. Si bien en el cierre de la semana el petróleo Brent insinuaba una recuperación con una cotización de US$ 32 por barril, se estima que el costo de extracción en aguas ultraprofundas como las de Uruguay tendría un piso mínimo de unos US$ 70 por barril. La revista The Economist divulgó en su última edición un informe sobre la crisis del petróleo y cómo le pega a los países que tienen los mayores costos de extracción y cómo los países de Oriente tienen espalda incluso para soportar un crudo por debajo de los US$ 20 el barril (ver infografía).

En diálogo con El Observador el expresidente de ANCAP y actual titular del Comité Uruguayo del Consejo Mundial del Petróleo, Andrés Tierno Abreu, admitió que las condiciones comerciales para la extracción de crudo en el país "han cambiado" y ponen en duda la viabilidad de una explotación en el corto plazo, en caso de que la perforación arroje un resultado positivo. "Lo que se está manejando hoy es que el crudo seguramente siga con un precio bajo por un tiempo mayor al que se preveía. El tema es muy sencillo: hay más petróleo que demanda. Mientras eso no se corrija, el crudo seguirá bajando", aseguró el experto.

El desplome del petróleo está causando estragos en las economías que tienen una elevada dependencia de ese commodity y también en las compañías petroleras. En ese sentido, Tierno dijo que hoy las inversiones futuras están "prácticamente paradas porque no hay dinero para invertir en búsqueda y desarrollo".

¿Cómo le puede pegar esto a los planes de una posible explotación comercial en Uruguay? A juicio de Abreu, en caso de que la perforación sea exitosa "la cosa va a quedar ahí". Esto implica que no se siga avanzando en las inversiones necesarias para que el hallazgo esté en condiciones de producir petróleo comercialmente.

El gerente de exploración y producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, había declarado a El Observador que en caso que el pozo sea "descubridor" y confirme la presencia de hidrocarburos, se harán inmediatamente otras dos perforaciones delimitadoras para definir el volumen de la roca generadora y el volumen de petróleo y/o gas recuperable.

En caso de que el yacimiento sea comercialmente rentable, en una etapa posterior se deberán realizar entre 18 y 30 pozos adicionales dentro del bloque. La inversión en caso de que la presencia sea mayormente de crudo puede rondar los US$ 6 mil millones y US$ 20 mil millones en caso que predomine el gas.

Este período de análisis puede demandar entre tres y cuatro años, antes de iniciar la fase comercial. Con un crudo por el piso y los problemas de liquidez que están enfrentando las petroleras parece complejo que con un barril a US$ 32 se hagan apuestas millonarias para extraer estos yacimientos, no solo en Uruguay sino en otras cuencas offshore.

En tanto, en una hipótesis más pesimista –que implicaría que la perforación de Total y ExxonMobil sea negativa– Abreu considera que la búsqueda de petróleo en la plataforma marítima uruguaya llegaría a su fin.

Además, de las dos compañías que prevén realizar una perforación que ronda los US$ 200 millones, hay otras petroleras de renombre que tienen adjudicados otros bloques en la plataforma offshore. De hecho, en un intento por mostrar "flexibilidad" ante el contexto deprimido de los precios, el Ejecutivo aprobó un decreto el año pasado para extender el plazo de exploración y postergar por 18 meses el requisito de hacer necesariamente una perforación por área para mantener los contratos con ANCAP. La petrolera inglesa BP optó por no seguir adelante con el contrato y entregó en octubre sus tres bloques en la plataforma marítima. En cambio, su compatriota BG –que está a un paso de ser absorbida por Shell y que tiene tres bloques–, y los consorcios conformados por Total-ExxonMobil y el de la irlandesa Tullow Oil y la japonesa Inpex accedieron a esa prórroga.

La empresa petrolera británico-holandesa Royal Dutch Shell –que está en Uruguay– informó esta semana que espera una fuerte caída de sus beneficios netos anuales, por culpa del descenso de los precios del petróleo. En 2015, y según resultados preliminares, Shell prevé unos beneficios después de impuestos de US$ 2.000 millones, en comparación con beneficios netos en 2014 de US$ 15.000 millones, más de siete veces superiores. Shell está suprimiendo miles de empleos, vendiendo miles de millones de dólares en activos y retirándose de proyectos por los precios del petróleo –en el eje de los US$ 30 barril, cuando valía US$ 100 a mediados de 2014–.

Por su parte, los resultados del gigante petrolero francés Total bajaron más de 20% en 2015, declaró su presidente, Patrick Pouyanné. "Los resultados de Total resisten, porque no sólo estamos en la producción de petróleo, sino también en la transformación, el refinado, la distribución. Estamos en toda la cadena", dijo Pouyanné a la radio francesa Europe 1. "Pero al mismo tiempo, nuestros resultados bajan. Bajarán algo más de 20% este año (2015), cuando los precios del petróleo bajaron 50%", explicó.