lunes, 8 de septiembre de 2014

Por estar ubicado en el mapa



Uruguay es rico en gas que centra atención mundial 
Uruguay ocupa un lugar destacado en el mapa que identifica los territorios que poseen gas esquisto, la nueva estrella de los combustibles fósiles.

Si se confirman las proyecciones de instituciones públicas estadounidenses, Uruguay tiene una enorme fortuna en su subsuelo. Y ya la están buscando.

El gas esquisto, también llamado gas pizarra (shale gas en inglés), es un hidrocarburo que está concentrando interés e inversiones de los grandes grupos petroleros, que lo ven como alternativa futura al gas natural.
Este hidrocarburo abunda en Estados Unidos, Canadá, Francia, Polonia, China, Argentina, Brasil, Paraguay, Brasil y Uruguay, entre otros países.
El Servicio Geológico de Estados Unidos divulgó un informe según el cual en el norte de Uruguay hay 368.000 millones de metros cúbicos de esquistos de gas natural técnicamente recuperables.
El mismo informe, que deriva de un trabajo en colaboración de Ancap, estima en 509 millones de barriles el petróleo recuperable en la zona.
Otro estudio, realizado por la Agencia de Información de Energía de Estados Unidos, estimó las reservas uruguayas en 568.000 millones de metros cúbicos de gas esquisto. En volumen, sería la sexta reserva a nivel continental.
El director nacional de Energía, Ramón Méndez, confirmó a G&N que “existen evidencias de la existencia en el territorio uruguayo de este gas no convencional y se está evaluando su potencial”.
Sostuvo que las estimaciones difundidas responden a la conjunción de mediciones indirectas y algunas menores realizadas en forma directa en la cuenca norte. Esta cuenta abarca los departamentos de Artigas, Salto, Paysandú, Tacuarembó, Rivera y Cerro Largo.
“Esas estimaciones son una primera aproximación, que hay que ajustar progresivamente. Es necesario evaluar aspectos técnicos –si es posible extraer ese gas – y económicos, es decir si es rentable la explotación”, destacó.
Méndez indicó que desde hace más de un año la empresa estadounidense Schuepbach Energy está explorando la cuenca, a partir de un contrato con Ancap. Los trabajos incluyeron la perforación de dos pozos, uno en Tacuarembó y otro en Salto, en los que se encontraron indicios de gas esquisto, roca generadora de petróleo y petróleo libre.
El director de Energía explicó que la modalidad de búsqueda en tierra firme (on shore) es diferente a la que se hace en el mar (off shore), donde se adjudica por licitación. En tierra se aplica un sistema “open door”, por el que se autoriza la prospección a la empresa que muestra interés, con condiciones establecidas por el Estado.
“El contrato obliga a la empresa a ir liberando progresivamente zonas en las que no obtuvo resultados positivos. En caso de confirmar un valor agregado, tiene que avanzar a la firma de un contrato más importante”, señaló.
En estas condiciones hay otras cuatro empresas trabajando en distintas partes del país. Los principales emprendimientos se localizan en Cerro Largo -en un área fronteriza con Brasil- y en un área que abarca los departamentos de Salto, Paysandú y Tacuarembó. Estas intervenciones son desarrolladas por un consorcio integrado por capitales nacionales y extranjeros.
Ancap encontró roca generadora y petróleo libre en la localidad de La Paloma, en el departamento de Durazno.


Estados Unidos lidera

De acuerdo a las previsiones de grandes empresas, gobiernos y consultoras, el gas esquisto será clave en el mapa energético global a mediano plazo. Se prevé en el año 2040 cubrirá el 30% del mercado, frente al 20% actual. Es por eso que las grandes petroleras (Shell, Exxon, BP, Chevron, Total y Sinopec) están tomando posiciones para controlar este recurso.
El gas esquisto es un hidrocarburo atrapado entre grandes estratos de piedra pizarra en el subsuelo. Para extraerlo se utiliza la técnica de fracturación hidráulica, que consiste en la inyección de agua con compuestos químicos disueltos a alta presión. El método genera cuestionamientos desde la óptica medioambiental
Estados Unidos es el primer productor mundial de este gas. Desde 2005 incrementó 30% su producción. El Departamento de Energía de EE.UU. prevé que en el año 2035 representará el 46% de la producción total de gas, frente al 23% actual.
El ascenso del gas esquisto afectará las economías de los países con grandes reservas de gas natural convencional: los que conformaban la ex Unión Soviética (31%), Irán (15,8%) y Qatar (13,5%).





 En alianza con Ancap, Schuepbach Energy explora en búsqueda de gas y petróleo en Tacuarembó, Paysandú y Salto.

La compañía Schuepbach Energy dispondrá a fines de año de la información necesaria para decidir si comienza con las perforaciones para la extracción de hidrocarburos en dos bloques que ocupan parte de los departamentos de Tacuarembó, Paysandú y Salto. La inversión inicial para las exploraciones sísmicas en Uruguay es de cinco millones de dólares, en el marco de la estrategia de diversificación de la matriz energética.
Luego de tres décadas se volverán a realizar en Uruguay exploraciones sísmicas en tierra para determinar la existencia de hidrocarburos y la viabilidad de extraerlos. Las pruebas correrán por cuenta de la empresa transnacional Schuepbach Energy Uruguay, que invertirá cinco millones de dólares luego de haber obtenido resultados alentadores en las anteriores fases de prospección.
Los trabajos se realizan desde fines de julio y finalizarán en setiembre en los bloques denominados Piedra Sola y Salto, que ocupan parcialmente los departamentos de Tacuarembó, Paysandú y Salto, informó empresa estatal Ancap (Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Portland) en un comunicado de prensa.
Este tipo de exploración implica la utilización de vehículos que envían ondas de sonido y energía al subsuelo y el registro de las reacciones a través de geófonos.
El análisis de los resultados de las pruebas sísmicas pendientes y de las perforaciones ya realizadas se efectuará en Estados Unidos y desde Schuepbach Energy se adelantó que sobre fin de año se dispondrá de la información necesaria para decidir si comienza la etapa de perforaciones con el objetivo de extracción.
En el marco de la estrategia de mejoramiento, diversificación e independencia de la matriz energética que impulsa el Gobierno uruguayo de José Mujica, la compañía transnacional firmó en 2009 y en 2012 dos contratos con Ancap para llevar adelante un proyecto de exploración y explotación de hidrocarburos en tierra.
La inversión requerida para la realización de la exploración en tierra en los bloques adjudicados, estimada en cinco millones de dólares, es solventada en su totalidad por la empresa.
En caso de que el yacimiento no sea comercialmente explotable, Schuepbach Energy no obtendrá ninguna retribución ni ganancia. En cambio, si es rentable, los dividendos los distribuirá en partes iguales con Ancap en función de un ratio variable que pondera los ingresos brutos producto de la explotación y los costos e inversiones realizados por la compañía.
En forma adicional, Ancap podrá ejercer una opción de realizar una inversión para participar en hasta 50 % del negocio en régimen de sociedad.
Para llegar a la etapa de exploración sísmica, la compañía extranjera llevó adelante un proceso previo que incluyó el análisis de información disponible por Ancap, como exploración sísmica realizada en la década del 80, la realización de estudios geoquímicos y magnéticos, y la concreción de perforaciones en distintos puntos de los bloques explorados que, en todos los casos, fueron calificadas dentro de la Categoría A por la Dirección Nacional de Medio Ambiente (Dinama).
Este organismo del Ministerio de Vivienda estimó que estas actividades producirían “impactos ambientales negativos no significativos”.
Los estudios geofísicos previos y las perforaciones han sido realizados por empresas uruguayas que cuentan con experiencia en la materia. En tanto, el control geológico de la operación estuvo a cargo de expertos uruguayos en coordinación con personal de Schuepbach Energy International.
Uruguay importa unos 50.000 barriles diarios de petróleo para el consumo interno, lo cual supone un costo de casi 2.000 millones de dólares al año.


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