Petrolera invertirá U$S 800: en la plataforma marítima.

La cifra se divide en dos partes y se distribuye a lo largo de los próximos tres años, dijo a UNoticias el gerente de Explotación y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana.

El primer y mayor desembolso será para una serie de complejos estudios de sísmica 3D y electromagnetismo, a partir de los cuales el inversor podrá tener un panorama más certero sobre la existencia y posibilidades de extracción de petróleo y gas en esa zona.

Los restantes U$S 270 millones corresponderán a una futura perforación que se comprometió a realizar la empresa, cuya realización está prevista para iniciarse a mediados de 2015.

En ambos casos, la inversión de Total será «a fondo perdido», explicó el funcionario de Ancap. Ello significa que la compañía asume el 100% del riesgo y que la inversión no se computa como reembolsable en el caso de concretar hallazgos con capacidad de explotación comercial.

Estudios

Los estudios de sísmica que hará la compañía utilizan tecnología de punta para observar las características del subsuelo marítimo, con alta resolución, hasta los 2.700 metros, que es la «zona ultraprofunda» de la cuenca en la que se buscarán los recursos.

En esas áreas, los dispositivos utilizados son capaces de constatar, radiográficamente, si es que efectivamente existen los fluidos buscados.

Sobre el volumen de las inversiones, De Santa Ana señaló que «si bien son análisis prospectivos muy costosos y complejísimos, también son fundamentales» para determinar con la mayor exactitud posible la ubicación del pozo, cuya construcción deberá comenzar en noviembre de 2015.

Contratos

La Ronda Uruguay II que culminó el pasado abril aceptó 8 propuestas para la búsqueda de hidrocarburos que permitirán estudios y futuras perforaciones en una zona de 34.000 kilómetros cuadrados, según datos de Ancap.

A Total le corresponde el bloque 14, British Petroleum (BP) obtuvo los bloques 6, 11 y 12, British Gas (BG) las zonas 8, 9 y 13 y Tullow Oil el 15.

La ronda anterior, de 2009, adjudicó el bloque 3 a la entonces Repsol YPF y el 4 a Petrobras.

Sin embargo, la selección de empresas no supone el inicio inmediato de los trabajos.

Es por eso que las compañías ganadoras de los 8 bloques licitados recientemente aguardan la definición de la firma de los contratos de asociación con Ancap y el Estado, en cuya elaboración trabaja por estas horas la gerencia de Explotación y Producción del organismo petrolero local, dijo de Santa Ana.

El funcionario explicó que se espera que los mismos sean aprobados en las próximas semanas por el directorio de Ancap para su futuro envío al Ministerio de Industria, Energía y Minería (Miem) y posteriormente a la Presidencia de la República.

«En Ancap y en el Miem prevemos un trabajo ágil porque ya venimos trabajando en conjunto en su elaboración (mientras que) en Presidencia prevemos una mayor demora, porque se tomará su tiempo», destacó el jerarca.

Estimó que los documentos podrán estar aprobados a fines de julio o principios de agosto para la firma definitiva con las empresas.

Los porcentajes de asociación de Ancap previstos en la Ronda II oscilan entre un 22% de Tullow, un 30% de BP y Total y un 35% de BG. «Son valores excepcionales para Ancap que superaron ampliamente nuestras expectativas», dijo De Santa Ana.

Agregó que la explotación en la plataforma marítima tiene costos muy significativos», que son generadores de ecuaciones económicas menos rentables que cuando los hidrocarburos se encuentran en tierra firme.

A los valores de asociación de Ancap deberá sumarse el canon que le corresponde al Estado, de modo que en algunos casos la ganancia que llegue a las arcas públicas podrá ser del 70% de las utilidades.

Por su parte, en tierra, hay dos empresas -además de Ancap que se reservó un predio para sí- realizando estudios. Son la norteamericana Schupenbach y la argentina YPF, que trabajan en la zona de Salto.