Industria Gasífera en Uruguay

Uruguay es un país importador de petróleo. Durante décadas, Uruguay ha estado buscando reservas de petróleo en su territorio. Uno de los primeros intentos fue en 1957, cuando ANCAP perforó en el norte del país, después de casi 30 años de inactividad. Existen en el país cinco cuencas sedimentarias que pueden albergar petróleo: tres en tierra  onshore (cuencas Norte, Santa Lucía y Laguna Merín) y dos en el mar offshore (cuencas Punta del Este y Pelotas). Todas son consideradas por la industria “cuencas de frontera exploratoria”; es decir, de alto riesgo, ya que aún no ha habido en ellas descubrimiento de hidrocarburos.

Hay antecedentes de actividades de exploración en algunas de las cuencas sedimentarias de dicho país. Las cuencas Norte y Santa Lucía fueron anteriormente exploradas durante la segunda mitad del siglo pasado, y la primera de ellas es de las cuencas onshore la que presenta el mayor potencial de contener acumulaciones de hidrocarburos. En la cuenca Norte existen varias rocas potencialmente generadoras, como la Formación Cordobés y la Formación Mangrullo.

Cuenca Punta del Este

Las cuencas offshore, las de mayor potencial en el país, fueron históricamente subexploradas, con sólo dos pozos exploratorios en un área de más de 120.000 km2; que fueron perforados en 1976 con un objetivo diferente del que se busca en el presente. Tales cuencas son de un gran espesor, que alcanza los ocho kilómetros. Eso, sumado a la probable presencia de rocas generadoras de distintos tipos, hace posible que en ciertas zonas se hayan generado y expulsado hidrocarburos.

Si bien hoy en día se lleva a cabo la mayor actividad exploratoria de hidrocarburos en la historia en el país, tanto en tierra como en mar, aún falta mucho trabajo para determinar el potencial de hallazgo y explotación de petróleo. Idealmente, todo trabajo de exploración debería culminar con la realización de una perforación exploratoria, la cual implica previamente realizar un trabajo de adquisición de datos y de interpretación, y un análisis cuidadoso y riguroso de éstos, etapa en la que nos encontramos actualmente. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que esta culminación no es siempre exitosa, ya que estadísticamente, a nivel mundial, sólo tres de cada diez pozos exploratorios que se perforan resultan en un descubrimiento.

En lo referente a esta exploración y a la posibilidad de hallar petróleo, Uruguay se enfrenta a diversos desafíos, entre ellos los relacionados con la institucionalidad y regulación específica del sector, la formación de recursos humanos calificados, el desarrollo de infraestructura y de servicios locales de calidad, y la evaluación del impacto sobre otras actividades. Particularmente, la Facultad de Ciencias debe asumir un papel preponderante en la formación de científicos y en la consolidación de una fuerte línea de investigación en esta área.. Es de esperar que el capital humano y el conocimiento generado en la materia se constituyan en un eje de retroalimentación permanente con las instituciones que eventualmente intervengan en el proceso, entre ellas ANCAP y las compañías petroleras internacionales.

Uruguay se está convirtiendo rápidamente en el segundo mayor importador de GNL en América del Sur después de Chile, con la apertura de su nueva unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) cerca de Punta Sayago, y sus crecientes exportaciones de gas natural.

La dinámica de la política energética en la región muestra la tendencia a invertir grandes cantidades de capital en tecnología para promover el desarrollo económico. Esta tendencia no solo aumenta la rentabilidad económica, sino que también disminuye la dependencia de las importaciones de petróleo a favor de un gas natural más respetuoso con el medio ambiente.

La compañía francesa GDF Suez (GSZ) firmó un acuerdo por 15 años para construir y operar la primera terminal flotante de importación de gas natural licuado (GNL) en Uruguay, cuyas operaciones iniciaron en la primavera de 2015.

La terminal de GNL en la Bahía de Montevideo podrá recibir hasta 7.6 millones de pies cúbicos de gas natural de los transportistas, que serán reservados por la energética nacional Gas Sayago. También tendrá una capacidad de regasificación de 10 Msm3 / día, ampliable a 15 Msm3 / día.

GDF Suez recibirá una tarifa no ajustable de US $ 7mn / mes para construir y operar obras fijas, incluyendo un muelle y atracaderos para embarcaciones, según los términos del contrato. Los activos deben ser pagados dentro de los 15 años y transferidos al gobierno de Uruguay al cierre del contrato.

Durante un período de 20 años, GDF Suez recibirá igualmente una tarifa de alquiler no ajustable de US $ 5mn/mes por el uso del tanque de almacenamiento flotante de 263,000m3, así como una tarifa no ajustable de US $ 2mn/mes por servicios de regasificación, operación y mantenimiento de la instalación. Uruguay usa solo 300,000 metros cúbicos por día.

Este es el primer hito en convertir a Uruguay en un exportador regional de energía. La planta de Montevideo se encuentra a 150 kilómetros de Buenos Aires, Argentina, donde la demanda de electricidad y gas natural es alta.

Actualmente, Uruguay puede cubrir la demanda interna la mayor parte del año con energía hidroeléctrica, solar y térmica instalada, aunque la sequía tiene un efecto severo porque la mayor parte de su energía proviene de represas hidroeléctricas. La compañía eléctrica nacional, que ya compra energía térmica a una serie de pequeños proveedores, también está buscando socios para agregar 200 MW en producción de energía solar y 500 MW de proyectos de energía eólica para los cuales el gobierno ofrecerá contratos a 25 años.

Aunque Uruguay no es un destino tradicional para los inversionistas en energía, su clima político y económico, junto con su posición geográfica cerca de la Argentina y Brasil, hambrientos de energía, lo convierten en una excelente opción para inversores pequeños y medianos, y especialmente para aquellos con interés en proyectos de energías renovables.

Los principales proveedores de GNL en la región atlántica son Uruguay, Nigeria, Guinea Ecuatorial, Angola y Trinidad y Tobago. Sin embargo, Marta Jara, gerente general de Sayago Gas, no descarta comprar GNL de productores de Medio Oriente como Qatar, Yemen, Abu Dhabi, Libia, Argelia, Egipto y otros países.

La mayor demanda interna de gas natural provendrá de las compañías generadoras de electricidad. El gas complementará otras fuentes de energía renovable que se están desarrollando en Uruguay de acuerdo con el plan de la matriz energética de Uruguay hasta 2030.

Para alcanzar estos objetivos, se utilizará una turbina de ciclo combinado, que quema gas y produce electricidad, y también utiliza el calor generado para crear vapor de agua que moverá una tercera turbina, que también producirá electricidad. La demanda adicional vendrá de los mercados residencial, industrial y comercial. El gas natural también se usará en el mercado del transporte para mover pasajeros y carga, tanto en tierra como por agua. Estos mercados secundarios no han podido desarrollarse en el pasado debido a la escasez de gas natural en el país. El consumo total de gas de Uruguay debería aumentar a 4.6 MMcmd, lo que significa que habrá un exceso de 5 MMcmd disponible para los mercados de exportación.

De acuerdo con el plan de negocios preliminar elaborado por el Ministerio de Energía de Uruguay, el exceso de gas se venderá a Argentina. La matriz energética de este último país depende del gas natural, que representa el 51% de su consumo de energía. El gas natural puede entregarse a Argentina por dos métodos: el exceso de gas puede enviarse a través del gasoducto Cruz del Sur, o el exceso de capacidad de la planta puede ponerse a disposición de Argentina para procesar su propio GNL. La segunda opción aumentaría el volumen total de procesos de GNL Argentina en sus instalaciones de regasificación en Bahía Blanca y Escobar.

A fines de abril, una comisión compuesta por representantes de las tres compañías comenzó a trabajar para llegar a un acuerdo final antes de fin de año. ANCAP, el monopolio petrolero nacional de Uruguay, prevé dos posibles resultados. YPF puede usar el 20% de la capacidad de la planta de regasificación, que es el escenario de bajo y peor escenario. Los ingresos generados por ANCAP durante la vida útil de la planta serían de $ 126 MM, de la venta de capacidad excedente durante ocho meses del año hasta el 2024. Un escenario más optimista es que YPF venda el exceso de capacidad durante 12 meses del año, lo que generaría generar un ingreso de $ 571 MM para Uruguay durante la vida útil de la planta de regasificación.

Los beneficios económicos para la compañía eléctrica nacional UTE, al sustituir el gas natural por gasolina, representarían un ahorro de $ 826 MM a $ 1.059 B. ANCAP también obtendrá ahorros de $ 155 MM y generará ingresos fiscales de $ 105 MM.

Para obtener algunos datos curiosos sobre la industria gasífera en Uruguay dirígete a nuestra sección de preguntas y respuestas aquí.

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