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PETROLEO EN URUGUAY,
¿ESTAMOS PREPARADOS?
Desde hace algunos años, Uruguay ha venido ejecutando acciones con el fin de acercar
inversiones en la exploración de petróleo en el país, fundamentalmente en off-shore
(Océano Atlántico), aunque también en tierra, en el norte del territorio.
Se han logrado avances en varios ámbitos, con la realización de dos rondas, la Ronda
Uruguay I en 2009 y la Ronda Uruguay II en 2012. A partir de adjudicaciones hechas en
estas rondas se han ejecutado programas exploratorios por parte de empresas
internacionales por montos importantes de dinero. Un hito trascendente resulta la
realización de un pozo exploratorio por la empresa TOTAL a fines del primer trimestre
de 2016, con importantes desafíos tecnológicos.
El éxito en la búsqueda de hidrocarburos es aún una incógnita para el país, e incluso si
se encontrara petróleo tienen que existir ciertas condiciones para que sea viable la
explotación comercial. A pesar que no existen certezas, resulta fundamental desde ya
plantearse como país si estamos preparados para la eventualidad de descubrimientos,
cual es nuestra situación actual y pensar desde ya los pasos que se deben ir dando
para estar prontos para el futuro.
La existencia de este tipo de recursos plantea en cualquier lugar una cantidad
importante de desafíos en varios ámbitos. El impacto sobre el medio ambiente y la
utilización correcta de los recursos monetarios obtenidos son algunos de los puntos
trascendentes y para los que se hacen algunas propuestas en este documento.
Se debe tener bien claro que los recursos petroleros como cualquier otro que tenga el
país, no pertenecen únicamente a la actual generación de uruguayos sino también a
las futuras y por tanto resulta imprescindible un manejo sustentable de los mismos.
I.
SITUACION ACTUAL EN URUGUAY
a. El marco legal actual
El marco legal uruguayo está regido fundamentalmente por la Ley de Hidrocarburos
(Ley 14.181) del año 1974 y el decreto 366 del mismo año que establece que los
yacimientos son propiedad del Estado y que las sustancias extraídas son propiedad del
Estado, así como la Ley 15.242 que es el Código de Minería.
Quien fija la política energética y la política relacionada con la actividad de exploración
y explotación de hidrocarburos es el Poder Ejecutivo. ANCAP es quien ejecuta estas
políticas.
ANCAP como empresa petrolera estatal de Uruguay es quien firma contratos de
exploración y explotación de hidrocarburos luego de tener la aprobación del Poder
Ejecutivo y es el ejecutor de todas las actividades, negocios, contratos y operaciones
de la industria de hidrocarburos por si mismo o mediante la contratación de terceros.
Las empresas petroleras firman contratos con ANCAP a través de procedimientos
competitivos o contratación directa sujeto a la aprobación del Poder Ejecutivo.
Ley de Hidrocarburos (Ley 14.181)
Decreto 366/74 – Reglamenta la ley de hidrocarburos
Ley 15.242 – Código de Minería
b. El proceso de las Rondas
I.
Ronda Uruguay I
La primera Ronda Uruguay fue realizada en 2009.
En la misma se calificaron 6 empresas petroleras, presentándose 3 de ellas por dos
bloques. Finalmente se adjudicaron y a partir de allí estas empresas hicieron estudios
de sísmica 2D.
II.
Ronda Uruguay II
Esta ronda se hizo en 2012. Se ofrecieron 15 areas.
Se presentaron 19 ofertas de 9 empresas calificadas. Se recibieron ofertas por 8 de las
15 áreas. Hubo competencia en 5 de esas 8 áreas.
Los criterios para hacer las adjudicaciones fueron en base a:



Profit Oil (son las utilidades obtenidas por la explotación. Es la producción bruta
menos los costos de producción) Acá la oferta era por el porcentaje de las
utilidades que va al Estado Uruguayo
Programa Exploratorio Comprometido
Porcentaje de asociación con ANCAP
El Cost Oil (costos de producción) tenía un tope que estaba fijo según las bases. No
entraba en la propuesta
Las empresas adjudicadas fueron BP, BG, TOTAL y Tullow.
El programa exploratorio para el período siguiente incluyó estudios de sísmica 2D y 3D,
y finalmente la realización de un pozo.
Las empresas BG y BP cumplieron con el programa acordado y devolvieron los bloques.
TOTAL y Tullow aún continúan con el proceso.
c. Los contratos actuales
Hasta el momento ANCAP ha actuado mediante la firma de contratos con las empresas
adjudicadas en cada uno de los procesos donde en la licitación de la Ronda cada
empresa ofreció como se mencionó:



Un porcentaje del Profit Oil para el Estado Uruguayo
Un Programa Exploratorio Comprometido
Un porcentaje de asociación con ANCAP
Son contratos de producción compartida con plazos de exploración y plazos de
explotación.
Todos los costos, riesgos y responsabilidades de la actividad los asume el Contratista,
llevando a cabo todas las operaciones que surjan del contrato.
La economía del contratista depende del Cost Oil y el Profit Oil. Además tiene la
obligación de atender el mercado doméstico
ANCAP tiene en el contrato la opción de asociarse en caso de un descubrimiento
comercial
En estos contratos entonces el Estado Uruguayo obtendrá ingresos por tres vías:



El porcentaje de Profit Oil recibido
El impuesto a la renta (IRAE al 25% que va a pagar la empresa y ANCAP si se
asocia)
La utilidad de ANCAP.
Para los contratos firmados hasta ahora se calcula que el Estado Uruguayo obtiene en
promedio un 70% del Profit Oil entre las tres vías.
Este porcentaje, comparado con otros países se puede ver que está a mitad de tabla,
lo que parece ser un buen resultado teniendo en cuenta que aún no ha habido
descubrimientos. Si uno observa los países que tienen porcentajes de captura de
utilidades mayores, son países que ya son productores.
A continuación se puede observar una tabla comparativa con otros países:
d. Pozo de exploración de TOTAL (RAYA WELL)
Dentro de la Ronda Uruguay II, en 2012, el bloque 14, en el Océano Atlántico fue
adjudicado a la francesa TOTAL.
Esta empresa asumió como obligaciones por la adjudicación, la realización de varias
campañas de sísmica (estudios sobre el subsuelo) y finalmente la realización de un
pozo de exploración.
Este pozo está previsto que se realice a fines del primer trimestre de 2016, y por ahora
el cronograma se está cumpliendo.
A fines de 2015, TOTAL vendió un 35% de su participación a la empresa EXXON, quien
realizará entonces en forma conjunta dicho pozo. Esta semana se informó que Statoil
compró otro 15% de participación.
ANCAP tiene derecho a tomar entre un 20% y 30% de participación en el bloque, luego
de la declaración de comercialidad.
Algunos datos del pozo
El costo total de realización del pozo está estimado en USD 160 millones.
La empresa define el proyecto como “Desafiante pero alcanzable”. El pozo se realizará
a una profundidad en agua de 3.411 metros, con un clima duro, operaciones remotas y
sin referencias cercanas. (en Uruguay el último pozo fue en 1976 y la referencia más
cercana en aguas profundas es en la cuenca de Pelotas, en Brasil a 650 kilómetros de
distancia)
Se realiza en lo que llaman la frontera ultra profunda. La experiencia anterior de TOTAL
es en Gabón con 2.839 metros de profundidad y en Brasil con 2.623.
Las probabilidades de éxito se han establecido en un 15%, lo que se considera alto
para ser un pozo en una cuenca de frontera.
Los riesgos asociados al pozo, la empresa los estima de bajos a moderados y para
mitigarlos se llevan a cabo medidas relacionadas con el medio ambiente y la seguridad
industrial.
Los principales riesgos tienen que ver con la falla de equipos, el control del pozo y un
entorno duro (clima, mar)
Los puntos críticos para llegar en fecha están en la logística de movilización de equipos
y las autorizaciones ambientales de DINAMA.
Como sigue el proceso
La sustentabilidad económica de este proceso aún sigue siendo un desafío.
Con una estimación de 1.800 millones de barriles, se harían 49 pozos adicionales (32
productores y 17 inyectores)
Esto requiere de 27.000 a 31.000 millones de dólares de inversión de capital y de
15.000 a 18.000 de gastos operativos.
Con un barril de crudo por debajo de 60 dólares no es pensable que sea viable
comercialmente.
Aun si esto se diera, el primer barril comercializable no estaría antes de 2021.
II.
UNA MIRADA HACIA ADELANTE
Como mencionamos al comienzo, en este proceso resulta fundamental comenzar a
plantearse y preguntarse qué tareas debemos cumplir para lograr avanzar en el mismo
y haciéndolo sustentable. A continuación se plantean algunas ideas a discutir respecto
al marco legal, el destino de los ingresos y la relación de estas actividades con el medio
ambiente.
a. ¿Es necesario cambiar el marco institucional?
Como se mencionó al comienzo, hoy todas las actividades están concentradas en
ANCAP.
Por un lado, ANCAP cumple el papel de agencia petrolera, siendo la reguladora,
redactando los contratos, haciendo acciones de marketing, gestionando la
información.
Por otro es la empresa petrolera, promoviendo la exploración en el país, tomando
parte activa de ese proceso, haciendo actividades de explotación en el exterior y
siendo quien en cada contrato tiene la posibilidad de asociarse con la otra empresa.
Cabe preguntarse si es necesario modificar este esquema.
I.
Una agencia independiente
Se ha realizado públicamente el planteo de crear una figura de agencia independiente
de ANCAP, que tome todos los roles mencionados.
En un momento donde los hidrocarburos son una probabilidad pero no una certeza,
donde hoy no hay expectativas que sea una actividad viable comercialmente en el
corto plazo, no parece adecuado construir una nueva estructura burocrática, con
inmuebles, funcionarios, etc antes que haya aparecido una gota de petróleo.
Es posible que una vez iniciado el proceso de explotación tenga sentido hacer esta
separación.
II.
El operador petrolero
Una vez declarada la comercialidad de alguno de estos procesos, ANCAP tiene por
contrato la opción de asociarse con la empresa que haya hecho los descubrimientos.
Aquí podría cuestionarse si un ente autónomo, con todos los requerimientos
burocráticos que requiere la administración pública, es la mejor figura para hacerse
cargo de una operación petrolera donde es necesario ser muy ágil.
También aquí parece muy pronto para hacer algún cambio.
En resumen, en la etapa que se encuentra el proceso de exploración en Uruguay, no
parece adecuado hacer cambios en el marco legal todavía, aunque probablemente
cuando haya avances en el proceso sea necesario plantearlos.
b. ¿Qué hacer con los ingresos petroleros?
Una pregunta clave que surge inmediatamente es que se debe hacer con los ingresos
que genera el petróleo. La primera tentación siempre va a ser utilizar esos recursos en
las infinitas necesidades que cualquier país tiene.
Pero esto, que a primera vista puede resultar políticamente correcto, puede resultar
en un error muy caro para el futuro del país.
El fuerte ingreso de divisas provocado por las exportaciones de petróleo produce un
encarecimiento del resto de la economía que termina provocando una reducción en la
producción del resto de los sectores, fundamentalmente los otros sectores
exportadores. Esto es un fenómeno muy estudiado y conocido como “la enfermedad
holandesa”, debido precisamente al fenómeno que pasó en Holanda luego del
descubrimiento de hidrocarburos en el Mar del Norte.
Por tanto, es necesario tomar medidas para evitar este fenómeno que pasan por evitar
la apreciación de la moneda local que provoca la entrada de divisas o por mejoras en la
competitividad de los demás sectores.
Una forma de evitar la apreciación es que las divisas recibidas vuelvan a ser invertidas
en el exterior, por tanto no afectan a los demás sectores. Varios países han buscado
esto a través de la creación de fondos de inversión en el exterior. Ejemplos de estos
son países como Noruega, Rusia, Kuwait, Azerbaijan.
Otros países como Venezuela no han ido por ese camino, y han recalentado su
economía y provocado el deterioro notorio de varios sectores de la economía. En el
país caribeño lo denominan la paradoja de la bonanza. A pesar de los fuertes ingresos
que ha tenido Venezuela no ha logrado niveles de crecimiento adecuado e incluso en
momentos de precios bajos del petróleo, los problemas fiscales salen a la luz y no se
tiene ninguna solución.
La otra clase de medidas que mencionábamos pasan por mejorar la competitividad del
resto de los sectores, mediante por ejemplo inversión en educación e infraestructura.
Un camino en esta línea es el que ha seguido Qatar.
A continuación se exponen dos ejemplos de fondos de inversión. El de Noruega por ser
el más importante del mundo y el del Estado de Alaska en Estados Unidos, que tiene la
particularidad que a partir de los rendimientos del fondo, otorga un dividendo a la
totalidad de los habitantes del Estado, en una suerte de Renta Básica Universal.
Alaska
El Estado de Alaska en los Estados Unidos resolvió crear un fondo de inversión con el
producido de la explotación de hidrocarburos. (Alaska Permanent Fund - APF). Dicho
fondo fue creado en 1976 mediante una enmienda a la Constitución estatal ratificada
mediante plebiscito. El fondo tiene como beneficiarios al Estado de Alaska y a las
actuales y futuras generaciones de “alaskenses”.
Está compuesto de dos partes, una “no gastable” (principal) y otra “asignada”. La
primera es invertida permanentemente y no puede ser gastada sin una enmienda a la
constitución votada por la mayoría. El destino de la porción asignada es decidido cada
año por los representantes electos como legisladores y el gobernador.
Al cierre del ejercicio fiscal 2015, el fondo tenía un patrimonio de 52,8 billones de
dólares de los cuales 45,6 billones corresponden al fondo principal y 7,2 billones al
fondo asignable. Desde el origen del fondo pagó 23,5 billones de dólares a las actuales
generaciones y ahorró para las futuras 27,7 billones de dólares.
Los aportes al Alaska Permanent Fund se realizan en función de la producción anual y
los precios de los hidrocarburos.
El fondo, desde la porción “asignada” distribuye un dividendo anual entre todos los
habitantes de Alaska. En el ejercicio 2015 pagó aproximadamente 1,4 billones de
dólares entre los más de 600.000 habitantes de Alaska, en el entorno de 2.000 dólares
para cada uno.
Noruega
En Noruega fue creado un fondo también con el objetivo de invertir los excedentes
generados en el sector petrolero noruego en 1967.
Hoy existen dos fondos, uno de ellos con inversiones en el exterior y el otro con
inversiones en Noruega. El total de activos es de aproximadamente 800.000 millones
de dólares lo que representa el 1% de los mercados bursátiles mundiales.
Mientras otros países han derrochado los ingresos del petróleo, Noruega decidió
invertirlos y hoy goza de una situación financiera envidiable. Precisamente en
momentos como el actual con precios del crudo muy bajos, el gobierno noruego
echará mano en 2016 al fondo, sacando más dinero del que aportará.
En Noruega no existe una renta universal. El objetivo planteado por el fondo es ahorrar
para las futuras generaciones de Noruega. El día que el petróleo desaparezca, el fondo
seguirá generando rendimientos para los habitantes de Noruega.
Uruguay
Siguiendo con los argumentos señalados más arriba, para una economía pequeña y
abierta como Uruguay las complicaciones de los ingresos petroleros probablemente
sean mucho mayores. Los ingresos de divisas fácilmente afectarán el tipo de cambio
provocando una rápida pérdida de competitividad.
La utilización de un Fondo de Estabilización que invierta en el exterior parece
claramente la herramienta adecuada. El decreto 366/974 ya previó la existencia de
este instrumento llamándolo “Fondo Especial de Operaciones Petroleras”, debiendo
ser administrado por ANCAP. Hoy este artículo del decreto está derogado, pero podría
crearse nuevamente por vía legal.
La necesidad de utilizar estos recursos para financiar gastos corrientes será
seguramente planteada en Uruguay. Por esto quizás sea importante en un momento
como este, con bastante anticipación a la explotación comercial de los recursos, hacer
los blindajes legales necesarios para que el derroche de recursos no tenga andamiento
y por tanto proteger a las futuras generaciones de uruguayos.
Como un aliciente para lograr el respaldo político necesario para la creación legal del
fondo, la experiencia de Alaska parece muy adecuada y adaptable a la realidad
uruguaya. Siempre sería la distribución de un dividendo a partir de los rendimientos
del fondo. Nunca de los recursos principales del mismo.
A esto sería bueno agregar una regla fiscal en la cual la distribución del dividendo se
haga siempre y cuando el Estado Uruguayo cumpla con determinadas metas fiscales.
Esto además de la propia austeridad fiscal que se logra, ayudaría a crear una
conciencia general de las bondades de las buenas prácticas fiscales.
c. Medio ambiente
El ingreso a un negocio hasta ahora desconocido en el país, que a la vez es una
industria con riesgos ambientales altos implica para Uruguay un fuerte desafío.
Será necesario un cambio cultural radical en el cuidado del entorno. En la explotación
de hidrocarburos cualquier descuido por pequeño que parezca puede tener
consecuencias nefastas.
El Prestige en Galicia en 2002, Macondo en el Golfo de México en 2010, son solo
ejemplos de accidentes que tendrán consecuencias para varias generaciones.
La industria petrolera en general ha tomada fuertes medidas para disminuir los riesgos
de accidente, pero nunca será posible llevarlos a cero. Y mucho más si los países donde
se hace la explotación no tienen las capacidades necesarias para controlarlas.
Es necesario entonces la actualización de la normativa vigente, adaptándola a las
mejores prácticas internacionales, pero también dotar de todos los recursos humanos
y materiales para que el cumplimiento de la normativa sea estrictamente controlado.
Enero de 2016