Uruguay busca un futuro petrolero en sus aguas ultraprofundas
El
buque Maersk Venturer, que realiza la perforación exploratoria del pozo
Raya 1, que estableció un récord mundial de profundidad y que
determinará la existencia de hidrocarburos en la plataforma marítima
continental de Uruguay. Crédito: Ancap
MONTEVIDEO, 9 jun 2016 (IPS) -
Uruguay está cerca de determinar si en algún futuro podrá dejar de ser
importador de hidrocarburos, 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 aguas
ultraprofundas de la plataforma marítima, con una inversión de unos 200
millones de dólares, tiene como objetivo determinar si allí hay
depósitos de combustibles fósiles con valor comercial.
El miércoles 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.
Un día después, medios locales dijeron que según trascendidos de la
industria solo se ubicó agua en Raya 1, aunque ello no descarta
definitivamente la existencia de petróleo o gas en la plataforma
marítima.
Sea como sea, 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.
Captura
de presentación de la geóloga Ethel Morales, con los contratos
asignados hasta ahora en la plataforma continental de Uruguay, a la
derecha. El segundo desde arriba es el bloque 14, adjudicado a la
empresa petrolera francesa Total. Crédito: Ronda Uruguay
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 por ciento.
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 por ciento) y la noruega Statoil
(15 por ciento), y se comprometió a entregar al Estado 70 por ciento de
las utilidades, si se confirman yacimientos de crudo liviano.
La
ministra de Industria, Energía y Minería, Carolina Cosse (tercera a la
izquierda) con altos funcionarios de la empresa petrolera Ancap, durante
su visita al buque plataforma donde se explora la existencia de
hidrocarburos en aguas ultraprofundas, a 250 kilómetros de la costa de
Uruguay. Crédito: Ancap
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 de dólares 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.
En conjunto, se calcula que las petroleras contratistas ya han
invertido hasta 1.000 millones de dólares en trabajos exploratorias en
las dos rondas realizadas hasta ahora.
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 éstas 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 por ciento 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.
Editado pro Estrella Gutiérrez
http://www.ipsnoticias.net/2016/06/uruguay-busca-un-futuro-petrolero-en-sus-aguas-ultraprofundas/
Así, la capacidad
fotovoltaica instalada total llega a 29,3 GW, suficiente "para alimentar
5,7 millones de hogares en Estados Unidos", se asegura
en el informe. Este es el décimo trimestre consecutivo en que la
fotovoltaica supera el gigavatio instalado y el 12º consecutivo en que
se instalaron 500 MW o más a escala comercial.
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