EC —¿Este período de perforación está marcado en 111 días?
H de SA —Aproximadamente.
EC —Poco más de tres meses.
H de SA —Empezaremos entre el 6 y el 10 de marzo, pero cuando uno ya tiene un proceso de localización de hidrocarburo puede sumar algunos programas que tiene preparados para el caso de que requiera un análisis y una valoración. Eso puede sumar algún día más.
EC —¿Qué es lo que pasa al final de ese período?
H de SA —Al final del período tenemos un pozo donde hemos definido la prospectividad de ese objetivo. Es un objetivo. La cuenca sigue y abajo hay más objetivos, nosotros vamos a ese objetivo. Cuando perforemos vamos a saber si ese reservorio existe. Creemos que existe, es un núcleo enorme de arena dentro de un ámbito de mucha arcilla que lo sella; creemos que esa arena tiene buena porosidad y buena permeabilidad y creemos además que tiene petróleo. Hay atributos sísmicos que indican que hay contactos de fluidos de densidades muy diferentes, por ejemplo un contacto agua-petróleo. Pero la prueba del diente es el pozo, es la única forma de constatar si hay o no petróleo.
Ahí tenemos: tengo petróleo, tengo un petróleo tal, un petróleo de 22 API, por ejemplo. API es la densidad del petróleo. Evaluamos los yacimientos por la cantidad de petróleo y por la calidad de ese petróleo. Total hizo una propuesta sobre la base de un petróleo por encima de 24 API; por debajo de 24 API es esperable que prácticamente todo el yacimiento quede para el Estado, si es un yacimiento. Y si es un petróleo que está asociado a gas, y esto no es económico en determinado momento, el Estado puede tomarlo o no, pero la situación hace que la empresa si [no] tiene una modificación de contrato en términos económicos y financieros no pueda desarrollar el yacimiento y quede también para el Estado. Es decir que solo en determinadas condiciones para Total y el consorcio y también para Ancap ese yacimiento puede ser rentable y desarrollable.
EC —Cuando dice que hay una hipótesis en la que el yacimiento queda para el Estado, eso significa que se congelan las operaciones y Uruguay debe resolver en algún momento qué hace.
H de SA —Todos los petróleos sirven, el tema es que económicamente tú tienes que hacer algunos trabajos adicionales que suponen más inversiones. El contrato que tenemos es muy fuerte para el Estado, al Estado le llega ganancia por todas las vías: ganancias de Ancap si puede integrarse al consorcio, impuesto a la renta, 25 % y profit del 32 % al 55 %. El Estado se queda con el 70 % de la ganancia.
EC —Hay que invertir para eso, en particular en la incorporación como socio, para legar a tener ese 70 %…
H de SA —Sí; la parte gruesa del negocio es impuesto a la renta y profit, que no va para Ancap, va al Estado, a Rentas Generales. En el caso de que Ancap entrara quedaría 30 % Ancap, 35 % Total, 25 % Exxon y 12,5 % Statoil.
EC —Para eso Ancap debe "poner" dinero.
H de SA —Debe invertir.
EC —¿Cuanto? ¿US$ 600 millones? No se sabe.
H de SA —No, muchísimo más. Estamos hablando de miles de millones en la participación de Ancap. Siempre hay mecanismos financieros, como lo hemos demostrado, para no poner plata y hacer los trabajos. Obviamente que Ancap para poder financiar esa participación necesariamente va a tener que subastar una parte que quede como parte de la inversión necesaria para hacer en el caso del desarrollo. Es el instrumento, puede haber más instrumentos financieros. Lo que nosotros no recomendamos es utilizar los bancos como instrumentos financieros para proyectos mineros.
EC —Pero después de esta perforación, la que se completa en 111 días, ¿pueden venir otras perforaciones? ¿Cómo es la historia?
H de SA —Sí. Eso va a depender de la empresa, pero necesariamente la empresa, si encuentra petróleo, por contrato pasa a la segunda etapa, tiene que cumplir con los requerimientos de las unidades de trabajo de la segunda etapa, que son otro pozo y eventualmente, en el caso de que intente delimitar un área para el estudio, proceder a los pozos de delimitación, porque con un pozo no se puede evaluar si el yacimiento es rentable o no, se precisan dos o tres pozos.
El programa teórico de Total para el caso de que se den determinadas condiciones, por ejemplo un descubrimiento, es hacer dos pozos de delimitación para saber qué volumen total tiene el reservorio de petróleo y qué cantidad de gas y petróleo tiene. Un pozo de delimitación en 2018, un pozo de delimitación en 2019, si todo tiene éxito comenzar los pozos de extensión y desarrollo en 2020, y tendríamos el primer barril de petróleo en 2023. Ese sería el cronograma más ajustado dentro de un programa de inversiones y de trabajos de 2016 a 2023 en caso de que este pozo sea descubridor.
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Transcripción: María Lila Ltaif
