Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Contenido 1.

Resumen Ejecutivo ................................................................................................................ 3

2.

Hidrocarburos en Uruguay .................................................................................................... 4

3.

Marco Regulatorio................................................................................................................. 6

4.

Institucionalidad .................................................................................................................... 8

5.

Normativa para promover la inversión en Uruguay ........................................................... 11 5.1 Régimen general de promoción de inversiones (Ley 16.906) ........................................... 11 5.2 Promoción de inversiones específicas en exploración de hidrocarburos ......................... 11 5.3 Otros regímenes especiales .............................................................................................. 12 Ley de Zonas Francas........................................................................................................... 12 Puertos Libres ...................................................................................................................... 14 Contratos de Participación Público-Privada ........................................................................ 14

6.

Oportunidades de exploración............................................................................................ 16 6.1

Exploración Onshore ................................................................................................... 16

6.2

Exploración Offshore ................................................................................................... 17

Ronda Uruguay 1 (2009) ..................................................................................................... 17 Ronda Uruguay 2 (2011) ..................................................................................................... 18 Ronda Uruguay 3 ................................................................................................................. 19 6.3 Contratos Multiclientes ..................................................................................................... 19 7.

Principales empresas en el sector ....................................................................................... 21

8.

Desafíos para el sector ........................................................................................................ 24

Uruguay en síntesis (2013) .......................................................................................................... 26 Principales indicadores económicos 2008-2013 ..................................................................... 26 Anexo I – Normativa Medioambiental ........................................................................................ 27

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

1. Resumen Ejecutivo Si bien Uruguay no es un país productor de hidrocarburos –y no tiene reservas probadas aún- en los últimos años se han dado importantes avances en el conocimiento del subsuelo del territorio y la plataforma marítima, por lo cual puede afirmarse que las posibilidades de presencia de acumulaciones comercialmente explotables son cada vez mayores.

producción compartida (Production Sharing Agreements), modelo por el cual las empresas contratistas corren el riesgo exploratorio a cambio de parte de la producción en caso de descubrimiento comercial. Para el onshore se utilizó un abierto de forma continua, en el empresas petroleras calificadas presentar ofertas que se trimestralmente.

sistema que las pueden evalúan

Actualmente el país está negociando con Naciones Unidas la ampliación de su plataforma marítima. Las negociaciones, que se encuentran muy avanzadas, permitirán casi duplicar las aguas territoriales lo que aumentará enormemente el potencial de recursos del país.

Para el offshore se optó por un sistema de de procesos competitivos (Rondas) en las que se ofrecen áreas para la exploración y explotación y las empresas compiten según sus programas exploratorios y el reparto del profit oil ofertado. Está previsto próximamente el lanzamiento de la Ronda Uruguay 3.

Dentro de los Lineamientos Estratégicos de Política Energética, consensuados entre todos los partidos políticos para el período 2008-2030, se plantea la necesidad de reducir la dependencia de las fuentes de energía externas. En particular, respecto de la actividad de Exploración y Producción de hidrocarburos se estableció específicamente el procurar la integración vertical de ANCAP, mediante la búsqueda de petróleo y gas en territorio nacional.

En estas actividades están participando importantes empresas petroleras internacionales (Total, Shell, British Petroleum, British Gas, Tullow Oil y Galp entre otras) y se han contratado empresas de servicios geológicos y geofísicos que han permitido avances notables en el conocimiento del subsuelo uruguayo.

En este contexto, se está fortaleciendo el marco regulatorio e institucional para avanzar en la prospección y exploración de hidrocarburos. En este sentido, en 2007 comenzó un proceso de preparación de rondas licitatorias, cuyo objetivo inicial fue el de atraer empresas petroleras de primer nivel que estuvieran dispuestas a invertir en la exploración en la plataforma marítima de nuestro país. ANCAP asumió la responsabilidad, mediante la realización de un trabajo que logró una excelente preparación y difusión internacional del conocimiento existente respecto del subsuelo uruguayo.

Las actividades desarrolladas hasta el momento han ayudado a mejorar las capacidades de técnicos nacionales y han promovido el vínculo con expertos internacionales de la industria. Las nuevas etapas exploratorias deberán estar acompañadas de una mayor formación de recursos humanos, de la instrumentación de un marco regulatorio que asegure el desarrollo adecuado de la actividad, de avances en materia tecnológica y de mejoras en las capacidades logísticas y de infraestructura del país. Todo lo anterior representa importantes desafíos para Uruguay.

Actualmente se están ejecutando contratos de exploración y explotación, tanto en tierra (onshore) como en la plataforma marítima continental (offshore), del tipo de [email protected] | www.uruguayxxi.gub.uy | @UruguayXXI 3

Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Uruguay no es un país productor de petróleo y no posee aún reservas probadas de hidrocarburos1. La empresa estatal ANCAP (Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland) tiene el monopolio de producción, exportación e importación de petróleo y derivados. Al mismo tiempo, es la encargada por sí o través de terceros, de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en el territorio nacional. En las secciones 3 y 4 de este informe se describe el marco normativo e institucional bajo el cual se rigen estás actividades. En Uruguay los hidrocarburos constituyen la principal fuente de abastecimiento energético2. A pesar de que, en el marco de una importante reconversión de la matriz energética, se aumentará notablemente el peso de las fuentes renovables en los próximos años, la dependencia de los hidrocarburos continuará siendo importante.

En la última década, el fuerte crecimiento económico impulsó un aumento de la demanda energética, incluyendo un incremento importante en la demanda de hidrocarburos. Al no disponer hasta el momento reservas propias, tanto el petróleo como el gas natural son importados y representan una importante proporción de las importaciones de bienes (los productos derivados del petróleo son producidos en la Refinería de La Teja de ANCAP a partir del crudo importado; en casos en que la demanda supera la capacidad de refinación de la refinería se procede a la importación de estos derivados).

Gráfico Nº2. Uruguay. Importaciones de hidrocarburos y derivados. 3.000

30%

2.500

25%

2.000

20%

1.500

15%

1.000

10%

500

Gráfico Nº1. Fuentes de energía en Uruguay, 2012.

5%

-

% de Importaciones totales

en

millones de US$

2. Hidrocarburos Uruguay

0%

2003 2005 2007 2009 2011 2013 millones de US$

% de importaciones totales

Fuente: BCU.

En términos relativos, el peso del consumo de hidrocarburos de Uruguay es insignificante cuando se lo compara con otros países de la región. Fuente: Dirección Nacional de Energía, MIEM.

1

Se entiende por hidrocarburos al petróleo, gas natural y los gases licuados. 2 Fuente: Balance Energético Nacional, Dirección Nacional de Energía, MIEM.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos Gráfico Nº3. Consumo de hidrocarburos en la región (Millones de tep, 2012). México Brasil Argentina Venezuela

Petróleo

Chile Gas Natural

Colombia Perú Ecuador Uruguay 0

50

100

150

Fuente: Statistical Review of World Energy 2013, BP.

En el marco de los Lineamientos Estratégicos de Política Energética, propuestos por el Poder Ejecutivo en 2007 y aprobados por una Comisión Multipartidaria en 2010, se plantea la necesidad de diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de las fuentes externas. Por el lado de la oferta de energía se procura la integración vertical de ANCAP, mediante la búsqueda de petróleo y gas en territorio nacional y evaluando la posibilidad de exploración conjunta de petróleo en otros países. Existen varias experiencias de prospección y exploración de hidrocarburos por parte de ANCAP que se remontan a fines de 1940. Si bien hasta el momento no se hallaron reservas de hidrocarburos – ni en la exploración en tierra (onshore) ni en la exploración de la plataforma marítima continental (offshore)– se avanzó significativamente en el conocimiento del subsuelo y sus potencialidades. Estos estudios sirven de base para el reinicio de las actividades de prospección y exploración en 2007. En la sección 6 se analizan las características de las actividades de exploración realizadas recientemente, tanto onshore como offshore, y se presentan las oportunidades que surgirán en el corto plazo.

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3. Marco Regulatorio En el Decreto Ley 14.181 (denominada ley de Hidrocarburos) y su decreto reglamentario 366/974 se dictan disposiciones para las actividades de su exploración y explotación. Se establece que todos los depósitos de hidrocarburos y sustancias que los acompañan situados en el territorio nacional, pertenecen a la Nación y solamente pueden ser explorados y explotados por el Estado. Dentro de la exploración están comprendidos los estudios, investigaciones, reconocimientos superficiales, prospección y cualesquiera otras actividades relativas a la búsqueda de estas sustancias. Además se aclara que ANCAP es el órgano competente para ejecutar todas las actividades y negocios y operaciones de la industria de hidrocarburos. En ese sentido, ANCAP podrá ejecutar cualquier fase de la operación petrolera por sí misma o por medio de terceros, nacionales o extranjeros. Por su parte, el Código de Minería (aprobado por el Decreto Ley 15.242) y los decretos reglamentarios (110/982 y 545/989) clasifican los hidrocarburos dentro de un tipo específico de yacimiento, yacimiento clase I, que comprenden: a) combustibles fósiles que incluye petróleo, gas natural, hulla, lignito, turba, rocas pirobituminosas y arenas petrolíferas; b) otros yacimientos de sustancias minerales o elementos aptos para generar industrialmente energía. La ley establece para esta clase de yacimientos regulaciones específicas. Se aclara que la actividad minera asociada (Prospección, Exploración y Explotación) será realizada por ANCAP, por su cuenta o a través de terceros, nacionales y extranjeros. Las sustancias minerales de los yacimientos de la Clase I, al ser separadas o extraídas del yacimiento, se incorporan al dominio del Estado, con excepción de los volúmenes necesarios para resarcir el costo

de producción contratista.

o

para

retribuir

al

La contratación podrá revestir cualquier forma, incluso la que pone el riesgo a cargo del contratista. Las bases de contratación deberán ser autorizadas por el Poder Ejecutivo el que también deberá aprobar el contrato a suscribirse. La selección del contratista es mediante concurso de ofertas o licitación pública, pudiendo prescindirse de esos procedimientos y efectuar la contratación directa con autorización del Poder Ejecutivo. La retribución al contratista podrá ser en especie, bajo la condición de que el ente Estatal tendrá el derecho de adquirir al contratista los volúmenes que hayan de destinarse al mercado interno.

Sistema abierto de forma continua – Exploración Onshore El Decreto 454/006 establece el régimen de presentación de ofertas para adjudicación de contratos de prospección, exploración y explotación de hidrocarburos. En la actualidad esta normativa se aplica para la exploración onshore, habiéndose promulgado normativa específica para la exploración offshore3. Este decreto establece un sistema abierto de forma continua, en que las empresas petroleras calificadas pueden presentar ofertas que se evalúan trimestralmente. Se especifican contratos de producción compartida (Production Sharing Agreements), según los cuales el contratista lleva adelante la inversión y se le retribuye con parte de la eventual producción. El plazo de duración máximo de los contratos es de 30 años, con posibilidad de prórroga por 10 años. La prospección podrá ser por un período de 2 años, mientras que para los contratos de 3

Los Decretos 186/008, 463/009 y 267/011 establecieron la suspensión del decreto 454/006 para la prospección, exploración y explotación en la plataforma marítima.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos exploración-explotación se establecen subperíodos de 3, 2 y 2 años en la etapa de exploración con compromisos incrementales de esfuerzo exploratorio.

analizar las Bases para la selección de las empresas petroleras y los lineamientos de los contratos a celebrarse, integrado por representantes del MIEM y de ANCAP4.

ANCAP podrá asociarse con el contratista por hasta un 50% en la etapa de explotación.

Protección del medio ambiente

Sistema de rondas de subastas – Exploración Offshore Para el Offshore se optó por un sistema de rondas competitivas. El Decreto 577/008 estableció las bases para el proceso de selección de empresas petroleras para la exploración y explotación de hidrocarburos en costa afuera de la República Oriental del Uruguay en la Ronda Uruguay 2009. Posteriormente, el Decreto 316/011 fijó las pautas para Ronda Uruguay II. Las empresas petroleras interesadas debían suministrar documentación legal, financiera y técnica para calificar como operador en todas las áreas, operador en aguas someras o participante no operador. El plazo de duración del contrato es de 30 años que pueden ser prorrogados hasta un máximo de 10 años. En la etapa de Exploración se establecen sub-períodos de 3, 3 y 2 años que varían según su compromiso exploratorio. La etapa de Explotación tiene un plazo máximo de 25 años, y debe darse cumplimiento a los Programas de Trabajo anualmente aprobados. Las empresas compiten por las áreas ofrecidas según sus propuestas de: »

» »

En materia de conservación y protección del medio ambiente, la autoridad ambiental, la Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA) formula, ejecuta, supervisa y evalúa los planes nacionales de protección del medio ambiente y propone e instrumenta la política nacional en la materia, compatibilizando dichas necesidades de protección del medio ambiente con un desarrollo sostenible y, a través del MVOTMA, coordinando en forma exclusiva la gestión ambiental integrada del Estado y de las entidades públicas en general. Asimismo, es de destacar que en Mayo de 2013 se creó la Comisión Interministerial de Evaluación Técnica con el objetivo de profundizar el conocimiento en materia de tecnologías para la prospección, exploración y explotación de hidrocarburos convencionales y no convencionales. Esta comisión tiene el cometido de estudiar y evaluar dichas tecnologías incorporando el seguimiento de la experiencia internacional, considerando sus efectos sociales, económicos y ambientales y elaborando propuestas que orienten decisiones fundadas y minimicen eventuales riesgos. Está integrada por representantes del MIEM, MVOTMA y ANCAP y funciona en la órbita del MIEM5. En Abril de 2014 se aprobó el plan de trabajo de esta comisión6.

Programa exploratorio comprometido (pozos, sísmica 3D, electromagnetismo 3D, etc.) Reparto del Profit Oil Grado de asociación con ANCAP (entre 20 y 40%)

Por Resolución del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), del 23 de abril de 2014, se aprobó la realización de la denominada Ronda Uruguay III, conformándose asimismo un Comité para

4

Resolución del MIEM del 23-04-2014. Decreto 148/13. 6 Resolución 221/014. 5

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4. Institucionalidad Al Poder Ejecutivo le compete todo lo relacionado con la formulación, programación, reglamentación y control de la ejecución de la política en materia de energía. En particular, le compete la definición de las condiciones técnicas y contractuales para las distintas licitaciones de exploración y producción de hidrocarburos. La Dirección Nacional de Energía (DNE), del MIEM es el organismo responsable de diseñar, conducir, coordinar y evaluar la política energética7.

www.dne.gub.uy La Dirección Nacional de Industrias (DNI), también dentro del MIEM, es responsable de la proposición de políticas de desarrollo industrial, en el marco de las políticas macroeconómicas definidas por el Poder Ejecutivo, adecuadas a la reconversión y mejora de la competitividad de las industrias. En tal sentido, será un organismo clave para el desarrollo de una cadena productiva en torno a la industria del petróleo. De hecho, en el marco del Programa de Competitividad de Conglomerados y Cadenas Productivas (Programa PACC), se ha trabajado en la caracterización y diagnóstico de la cadena industrial del petróleo y gas en Uruguay.

ANCAP es un ente autónomo creado por ley en el año 1931 (Ley Nº 8.764) y es el órgano competente para ejecutar todas las actividades de la industria de hidrocarburos, de acuerdo a la normativa específica reseñada en la sección anterior. Es la empresa pública estatal que tiene el monopolio de producción, exportación e importación de petróleo y derivados. Dentro de ANCAP, la Gerencia de Exploración y Producción (E&P) es la encargada del asesoramiento técnico en la materia, la implementación de rondas licitatorias así como del seguimiento de contratos de servicios. Esta gerencia se encarga, entre otras funciones, de: fiscalizaciones técnicas, proposición de áreas exploratorias, administración y fiscalización de regalías, levantamiento de información geológica, centro de referencia de datos e información, asesoramiento técnico en Geociencias e Ingeniería de E&P a otras áreas de ANCAP e instituciones públicas y actividades de promoción.

www.ancap.com.uy www.rondauruguay.gub.uy

www.dni.gub.uy 7

En el marco del fortalecimiento de las capacidades del país y para atender el desarrollo del sector hidrocarburos, la DNE está trabajando en un proyecto de cooperación con el Banco Mundial en el marco del cual se organizarán seminarios de difusión de información en noviembre 2014 y durante 2015.

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Figura 1. Instituciones públicas participantes - Sector Hidrocarburos.

Poder Legislativo

Poder Ejecutivo Infraestructura

Relaciones Exteriores

Capital Humano y Formación

Economía y Finanzas

MREE

MEC

MEF

HSE / Recursos Naturales

Política Petrolera

Ministerios MTOP

MVOTMA MDN MGAP MI MTSS MINTURD

Cámara de Senadores

MIEM

Dirección Nacional de Energía

Cámara de Diputados

Marco jurídico (Ley de Hidrocarburos, Ley de Minería, Ley de ANCAP y legislación ambiental, etc.)

Entes Autónomos y Servicios Descentralizados

UDELAR

ANP

ANCAP

UTEC CETP- UTU

La Dirección Nacional de Medio Ambiente (DINAMA), perteneciente al Ministerio de Vivienda, Ordenamiento Territorial y Medio Ambiente (MVOTMA), es la encargada de otorgar la Autorización Ambiental Previa para las actividades de exploración y la Autorización Ambiental de Operación para una eventual etapa de explotación.

www.dinama.gub.uy La Dirección Nacional de Recursos Acuáticos (DINARA), perteneciente al Ministerio de Ganadería, Agricultura y Pesca de Uruguay (MGAP), es la entidad estatal responsable de regular y controlar la actividad pesquera y acuícola en Uruguay. En la medida que las actividades offshore pueden afectar los recursos ictícolas la DINARA se convierte en un actor relevante.

Gerencia de Exploración y Producción

www.dinara.gub.uy

La Administración Nacional de Puertos es un organismo descentralizado, que se vincula con el Poder Ejecutivo a través del Ministerio de Transporte y Obras Públicas. Tiene la competencia de la administración, conservación y desarrollo de los principales puertos del país. Resulta un actor muy importante dado que todas las actividades logísticas relacionadas con la exploración offshore deberán coordinarse desde puertos bajo su administración.

www.anp.com.uy

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos Las actividades a realizarse en la plataforma marítima están bajo la jurisdicción de la Armada Nacional y su división Prefectura Nacional Naval. Además, a través de su Servicio de Oceanografía, Hidrografía y Meteorología la Armada brinda asistencia y garantiza la seguridad de los buques que realizan los trabajos en el mar territorial uruguayo.

Por otro lado, la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas Natural en Latinoamérica y El Caribe (ARPEL), con sede en Montevideo, puede jugar un rol relevante en la articulación entre el sector público y el privado.

www.arpel.org

www.armada.mil.uy

La Dirección Nacional de Aduanas, dependiente del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), en su rol de control de las operaciones de comercio, juega un papel importante en el ingreso de insumos de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

www.aduanas.gub.uy

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5. Normativa para promover la inversión en Uruguay 5.1 Régimen general de promoción de inversiones (Ley 16.906) El inversor extranjero goza de los mismos beneficios que el inversor nacional y no requiere autorización previa para instalarse en Uruguay. La Ley 16.906 del 7/1/98 declara de interés nacional la promoción y protección de inversiones nacionales y extranjeras. El Decreto 002/012 actualiza la reglamentación de dicha ley. En virtud de la misma y para los proyectos de inversión en cualquier sector de actividad que se presenten y sean promovidos por el Poder Ejecutivo, se permite computar como parte del pago del Impuesto a la Renta a las Actividades Económicas (IRAE) entre el 20% y el 100% del monto invertido, según tipificación del proyecto. La tasa normal del IRAE es de 25%.También se exonera del Impuesto al Patrimonio los bienes muebles del activo fijo y obras civiles y se recupera el IVA de las compras de materiales y servicios para estas últimas. Asimismo, la mencionada ley exonera de tasas o tributos la importación de bienes muebles del activo fijo, declarados no competitivos de la industria nacional.

5.2 Promoción de inversiones específicas en exploración de hidrocarburos Dentro del marco de la Ley Nº 16.906, se dictó el Decreto 354/009, que promueve la exoneración del impuesto a las rentas generadas por el desarrollo y ejercicio de una serie de actividades relacionadas con la generación de energía. En particular, se exonera el IRAE a las actividades de prospección y exploración de minerales clasificados como Clase I por el Código de Minería según el siguiente detalle:

a) 75% de la renta fiscal originada en los ejercicios iniciados entre el 1º de julio de 2009 y el 31 de diciembre de 2013. b) 40% en los ejercicios iniciados entre el 1º de enero de 2014 y el 31 de diciembre de 2018. Para la exploración offshore, el Decreto 68/013 establece un régimen específico para las actividades exploratorias en el marco de la Ronda Uruguay II. Se declaran promovidas estas actividades y los costos y gastos incurridos serán considerados como inversión elegible para los beneficios fiscales previstos por la Ley 16.906. Además se establecen una serie de beneficios adicionales. Para los adjudicatarios de contratos de prospección o exploración con ANCAP: »

»

»

Crédito fiscal por el Impuesto al Valor Agregado (IVA) incluido en las adquisiciones de bienes y servicios destinados a integrar el costo de las actividades comprendidas. Exoneración del Impuesto a las Rentas de los No Residentes (IRNR) a los intereses de los préstamos otorgados por entidades del exterior. Exoneración de tributos aduaneros a la maquinaria, equipamientos, materiales, herramientas, vehículos e insumos necesarios para el desarrollo de las actividades comprendidas.

Para los subcontratistas: »

»

»

»

Exoneración de IRAE e IRNR de las rentas originadas en las actividades comprendidas. Exoneración de IVA por la enajenación de bienes y la prestación de servicios relacionados con las actividades comprendidas. Crédito fiscal por el Impuesto al Valor Agregado (IVA) incluido en las adquisiciones de bienes y servicios destinados a integrar el costo de las actividades comprendidas. Exoneración del Impuesto al Patrimonio (IP) de los bienes y derechos afectados a las actividades comprendidas.

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Exoneración de tributos aduaneros a la maquinaria, equipamientos, materiales, herramientas, vehículos e insumos necesarios para el desarrollo de las actividades comprendidas.

No existe hasta a la fecha un marco tributario para las eventuales actividades de explotación de hidrocarburos. Dado que dicha actividad posee características sustancialmente diferentes tanto en lo que refiere al plazo de duración como a montos de inversiones involucrados e ingresos generados, se está trabajando en delinear un esquema que contemple los distintos intereses.

5.3 Otros regímenes especiales Ley de Zonas Francas Las Zonas Francas en Uruguay están reguladas por la Ley Nº 15.921 del 17 de diciembre de 1987. Pueden ser de explotación privada o estatal. Las Zonas Francas de explotación privada son supervisadas y controladas a través del Área de Zonas Francas de la Dirección General de Comercio, Ministerio de Economía y Finanzas8. Esta dirección es el interlocutor principal para todas las reglamentaciones, permisos y controles referidos a todas las Zonas Francas del país. En el caso de las zonas francas estatales, es esta dependencia estatal, la encargada de su administración. En las Zonas Francas pueden desarrollarse actividades de tipo comercial, industrial o de servicios. Desde las Zonas Francas pueden prestarse servicios a terceros países y, en algunos casos9, a Uruguay. La actividad industrial puede implicar no sólo agregado de valor sino también cambio de la naturaleza de los bienes. Las empresas habilitadas para desarrollar actividades en las zonas francas pueden ser personas físicas o jurídicas bajo cualquier forma societaria, admitiéndose las 8

www.zfrancas.gub.uy Call centers, actividades de e-learning, emisión de certificados de firma electrónica. 9

sociedades con acciones al portador, lo que asegura el anonimato del inversor (usuarios de zona franca). En cuanto a las personas jurídicas no se limita la forma pero sí que el objeto sea exclusivo. No existe diferencia alguna entre inversiones nacionales y extranjeras ni se requiere para las últimas ningún tipo de trámite o requisito especial, pudiendo las empresas extranjeras establecer sucursales. Hasta el 25% del personal puede ser extranjero10. Las ventas desde territorio aduanero nacional a la Zona Franca se consideran exportaciones del país y las ventas desde la Zona Franca al territorio aduanero nacional se consideran importaciones, sujetas a los tributos aduaneros e impuestos nacionales correspondientes. Ello se debe a la consideración de la zona franca como exclave aduanero. Las ventas desde Zona Franca hacia el MERCOSUR (incluido Uruguay) están sujetas al Arancel Externo Común (AEC) del bloque, que rige para los bienes procedentes de terceros países, salvo excepciones taxativamente establecidas en acuerdos bilaterales negociados en el marco del MERCOSUR con Argentina y Brasil. La aplicación del AEC para este tipo de mercaderías se debe a la Decisión 08/94 del MERCOSUR, en la que se establece que desde la perspectiva arancelaria estos productos “pierden el origen”. El Gobierno uruguayo buscará renegociar esta restricción en el seno del MERCOSUR, a partir de la inclusión de las zonas francas dentro de la órbita de control de la Aduana, establecida en el nuevo Código Aduanero11.

10

Nota: Este porcentaje puede ser ampliado en casos justificados, con previa autorización del gobierno. Cabe destacar que está en proceso de evaluación un proyecto de Ley que tiene como uno de los pilares flexibilizar este aspecto, entre otros. 11

Según el nuevo código aduanero la Aduana posee competencias de contralor al interior de las zonas francas. Se estima la promulgación de la Ley del Nuevo Código Aduanero para el corriente año.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos Las mercaderías pueden permanecer por tiempo ilimitado en las zonas francas y su destino puede ser modificado en todo momento. Los beneficios para las empresas instaladas en Zonas Francas abarcan las siguientes áreas:

 Exoneración del Impuesto a la Renta a la Actividades Económicas (IRAE), del Impuesto al Patrimonio (IP) y de cualquier otro impuesto nacional creado o a crearse. El Estado es garante de esta exención.

 Los dividendos pagados a accionistas domiciliados en el exterior tampoco abonan impuestos en el país.

 El personal extranjero puede no abonar contribuciones a la seguridad social en Uruguay.

 Las ventas y las compras al exterior de bienes y servicios no están gravadas por el Impuesto al Valor Agregado (IVA). Tampoco lo están las ventas y prestaciones de servicios dentro de la ZF.

 Las entidades no residentes tampoco abonan IRAE por las actividades desarrolladas con mercaderías de origen extranjero manifestadas en tránsito o depositadas en Zona Franca, cuando aquéllas no tengan como destino el territorio aduanero nacional. Tampoco abonan IRAE cuando las ventas que tengan como destino el territorio nacional no superen el 5% del total de enajenaciones de mercaderías en tránsito o depositadas en Zona Franca.

 Las mercaderías que intercambian las Zonas Francas con el resto del mundo están exentas de tributos aduaneros.

Proyecto de Ley: Zonas Económicas Especiales A lo largo de estos 25 años de vigencia, el marco normativo de las Zonas Francas ha sido exitoso en la captación de inversión, generación de empleo y diversificación de las exportaciones. El proyecto de Ley de Zonas Económicas Especiales que actualiza a la Ley Nº 15.921 busca realizar en líneas generales dos ajustes. Por un lado, se realiza una actualización y especialización de los objetivos marcados, y por otra parte se amplía el régimen como forma de incentivar actividades de interés para el país que fomenten el desarrollo nacional en un contexto de profundas transformaciones que se han dado a nivel mundial y local12. Primero se propone un cambio en la denominación del régimen que pasaría de llamarse Zonas Francas a Zonas Económicas Especiales, y los “explotadores” del régimen pasarían a denominarse “desarrolladores”. También se propone mantener el porcentaje mínimo del 75% de mano de obra nacional para el caso de actividades industriales y comerciales y reducirlo a un 50% para las actividades de servicios, ya que se considera que puede llegar a ser un impedimento para la instalación de empresas que brindan Servicios Globales 12

En cuanto a la actualización de los objetivos, se incorporan otros a los ya existentes: el incremento de las capacidades de mano de obra nacional, generación de valor agregado nacional, desarrollo de actividades de alta tecnología e innovación, descentralización de las actividades económicas y el desarrollo regional. Se prevé autorizar el desarrollo de nuevas zonas solamente a proyectos que se ubiquen fuera del Área Metropolitana y que signifiquen inversiones de gran significación económica o inversiones de menor significación económica pero que tengan como finalidad concretar proyectos de alto contenido tecnológico en el país, que contribuyan al desarrollo nacional en áreas como ciencia, tecnología e innovación. Adicionalmente, se incluye una nueva modalidad particular denominada Zonas Temáticas de Servicios, que busca promover actividades en el área de atención a la salud; esparcimiento y entretenimiento; y audiovisuales.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos de Exportación. Adicionalmente, se le otorgan beneficios adicionales a los desarrolladores que presenten proyectos en el interior del país como forma de desarrollar procesos económicos de relevancia regionales. Finalmente, es importante remarcar que se mantienen todos los derechos adquiridos por parte de las empresas ya instaladas lo cual evidencia la estabilidad y continuidad del régimen (que se ha mantenido durante seis periodos de gobierno de tres partidos políticos diferentes). En el mismo sentido, cabe señalar que los cambios mencionados no tienen impacto alguno sobre los convenios que Uruguay ha suscrito internacionalmente en lo referido a las Zonas Francas. Puertos Libres El régimen de Puerto Libre fue establecido por la Ley de Puertos Nº 16.246 de abril de 1992 y por su decreto reglamentario Nº 412/992, tanto para el Puerto de Montevideo como para los demás puertos con capacidad para recibir naves de ultramar (Nueva Palmira, Colonia, Fray Bentos y Paysandú). Entre otras consideraciones la ley permite la libre circulación de mercaderías dentro de los recintos aduaneros portuarios sin exigencia de autorizaciones ni trámites formales, así como el libre cambio de destino de las mismas, estando durante su permanencia en dichos recintos, libres de todos los tributos y recargos aplicables a la importación. Dentro del recinto portuario la circulación de mercaderías está exenta de tributos internos y los servicios prestados están exonerados de IVA. Asimismo, se establece la posibilidad de realizar diversas operaciones sobre las mercaderías, incluyendo “depósito, re-envasado, remarcado, clasificado, agrupado y desagrupado, consolidado y desconsolidado, manipuleo y fraccionamiento”. A las personas jurídicas del exterior no se las grava con el Impuesto

al Patrimonio por las mercaderías almacenadas, ni con el Impuesto a la Renta (IRAE) por las ganancias asociadas a tales mercaderías. El nuevo CAROU, aún no aprobado, le agrega un plazo de depósito al puerto libre de 5 años prorrogable, hoy "ilimitado". Por su parte, en contraste con las Zonas Francas, la normativa de Puerto Libre brinda la posibilidad de mantener el certificado de origen MERCOSUR y gozar de las preferencias arancelarias que el mismo implica. Asimismo, se permite la emisión de certificados de origen derivados. Contratos de Participación PúblicoPrivada Se entiende por participación público – privada (PPP) todos los contratos en que una Administración Pública encarga a un privado, por un período determinado, el diseño, la construcción, operación y/o financiación de infraestructura. La Ley Nº 18.786 de Julio de 2011 establece el marco regulatorio aplicable a este régimen. Dichos contratos podrán celebrarse para el desarrollo de infraestructura en los siguientes sectores de actividad: Obras viales, ferroviarias, portuarias y aeroportuarias Obras de infraestructura energética Obras de disposición y tratamiento de residuos Obras de infraestructura social, incluyendo cárceles, centros de salud, centros educativos, viviendas de interés social, complejos deportivos y obras de mejoramiento, equipamiento y desarrollo urbano. El procedimiento de contratación consta de varias etapas: iniciativa pública o privada del proceso, evaluación previa, aprobación de estudios por parte de la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) y el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF), llamado público a interesados, presentación de las ofertas, examen y adjudicación de las mismas.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos Varias instituciones componen el marco institucional referente a este tipo de contratos. La Unidad de Proyectos de Participación Público-Privada funciona en el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y entre otros aspectos es la responsable de realizar el seguimiento de los aspectos económicos y financieros, ligados a los estudios previos de los proyectos. Por otra parte, la Administración Pública contratante se responsabiliza por el diseño, estructuración y celebración de los contratos de Participación Público-Privada, así como del control de su correcta ejecución y del cumplimiento de las obligaciones asumidas por los contratantes. El fomento de los proyectos de Participación Público-Privada y la elaboración de los lineamientos técnicos aplicables a dichos proyectos es responsabilidad de la Corporación Nacional para el Desarrollo (CND). Por su parte, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP), entre otras tareas, es responsable de asegurar el adecuado desarrollo de cada proyecto según las condiciones y características fundamentales del modelo de contratación de PPP13.

13

Ver Contratos de Participación Público-Privada, Uruguay XXI.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

6. Oportunidades exploración

de

En 2005 comenzó una nueva etapa en materia de prospección y exploración de hidrocarburos en Uruguay. Se avanzó en el relevamiento geológico que permite progresar en la búsqueda de petróleo o gas, tanto en el territorio (onshore) como en la plataforma marítima (offshore). Las acciones llevadas a cabo permitieron situar a Uruguay en el mapa de las grandes petroleras internacionales como una locación con perspectivas prometedoras para la explotación comercial de nuevos campos petrolíferos.

6.1 Exploración Onshore En el territorio las actividades exploratorias se desarrollan en el marco contractual definido por el Decreto 454/006 (ver sección 3). Actualmente ANCAP tiene firmados 3 contratos de Exploración–Explotación para la búsqueda de hidrocarburos en el área onshore de Uruguay14. En Febrero de 2012, ANCAP y la empresa estadounidense Shuepbach Energy LLC firmaron 2 contratos de ExploraciónExplotación sobre 2 áreas del territorio nacional. Uno de los contratos es en un área de 9.890Km2 sobre la cual habían trabajado previamente desde 2009 en el marco de un contrato de prospección; y el otro en un área de 4000 km2. Estos nuevos contratos constituyen un importante avance en la exploración de hidrocarburos en el onshore de Uruguay.

acordado entre las partes incluye: realización de 570 km de sísmica 2D y perforaciones de estudio. El plazo para realizar las tareas de exploración es de 3 años con opción de pasar al siguiente período exploratorio de 2 años en el cual la empresa asume la obligación de realizar 2 pozos exploratorios. En octubre de 2013 ANCAP y Total firmaron un contrato a 30 años para realizar trabajos de exploración y explotación onshore de hidrocarburos en los bloques B1 y B2, ubicados en Artigas y Salto. El operador está ejecutando la primera etapa de exploración, realizando los compromisos de trabajo asumidos por contrato. También se firmó en 2013 un contrato de prospección con la empresa Petrina S.A. para los departamentos de Rivera y Cerro Largo. Por otro lado, YPF culminó un contrato de prospección que había firmado con ANCAP en marzo de 2012. El área donde se realizaron las actividades se ubica en la región Norte del país, abarcando los departamentos de Salto, Artigas, Rivera y Tacuarembó en un área de 9.694 km2 (ver mapa). Se realizaron estudios geoquímicos, petrográficos y petrofísicos; reprocesamiento de sísmica 2D; reinterpretación de perfiles eléctricos y prospección geoquímica. Además ANCAP está realizando por su cuenta distintas actividades de prospección en diversos bloques pilotos. Estos son: Bloque Pepe Núñez, Bloque Cuchilla del Queguay, Bloque Clara, Bloque Cañada de los Burros.

Tal como se detalla en el mapa, el área de contrato de exploración–explotación que se localiza en la región Centro–Norte del país, comprende los departamentos de Durazno, Tacuarembó, Paysandú y Salto; mientras que el área de la región Oeste abarca los departamentos de Salto y Paysandú. El programa de exploración 14

Fuente: http://www.rondauruguay.gub.uy

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Figura 2. Áreas con contratos vigentes de prospección o exploración -Onshore

.

6.2 Exploración Offshore15 En el offshore de Uruguay están situadas la Cuenca Punta del Este, la porción más austral de la Cuenca Pelotas y la Cuenca Oriental del Plata. En la actualidad el mar territorial uruguayo se extiende por 200 millas, pero en negociaciones con las Naciones Unidas (ONU) se planea ampliarla a 350 millas. Se espera la aprobación definitiva por parte de la ONU para febrero 2015. La base de datos del offshore de Uruguay constaba de información sísmica 2D propiedad de ANCAP de los años 70’s y 80’s e información de los únicos 2 pozos perforados en el offshore, que datan de 1976. De los últimos años se disponía de datos adquiridos bajo contratos multicliente en 2002 con la empresa CGG. Después de casi 30 años de muy limitada actividad exploratoria en Uruguay, se realizó un esfuerzo para llegar a un conocimiento integral de todas las cuencas del offshore del país. ANCAP contrató los 15

Fuente: http://www.rondauruguay.gub.uy/

servicios de Wavefield-Inseis ASA que realizó un relevamiento sísmico 2D regional de 7.000 Km (2007), que fue complementado con un levantamiento sísmico 2D a escala de semidetalle de 2800 Km (2008), en la cuenca Punta del Este. Esta nueva información sísmica, cumplió con la finalidad de “quitarle un velo” de incertidumbre y desconocimiento geológico y geofísico a una de las provincias sedimentarias de frontera exploratoria de mayor potencial del Atlántico suroccidental. Ronda Uruguay 1 (2009) En base a esta nueva información sísmica y al interés que despertó en la industria se organizó la Ronda Uruguay 2009. Consistió en un llamado a interesados para la adjudicación de contratos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en áreas de la plataforma continental uruguaya. Se lanzó el 1º de diciembre de 2008 en Montevideo. La apertura de ofertas se realizó el 1° de Julio de 2009 pudiendo sólo presentar ofertas las empresas previamente calificadas. De acuerdo a sus

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos antecedentes técnicos, económicos y legales, calificaron 6 compañías petroleras de las cuales finalmente 3 realizaron ofertas. De los 11 bloques licitados, 2 fueron adjudicados a un consorcio conformado por la empresa argentina YPF, la brasileña PETROBRAS y la portuguesa GALP. Posteriormente, la anglo-neerlandesa Shell adquirió la participación de PETROBRAS en estos bloques. El período exploratorio estipulado en el contrato es de 8 años, dividido en 3 subperíodos con compromisos exploratorios incrementales. Los programas de trabajo propuestos por los operadores incluyen: »

» » » » » »

»

carga, control de calidad y reprocesamiento de la información sísmica 2D adquirida a CGGVeritas aplicación del procesamiento AVO aplicación del proceso de inversión simultánea 2D migración en profundidad interpretación geológica y geofísica identificación de plays, leads y prospectos armado de un modelo 3D de toda la cuenca con los horizontes en profundidad así como con todos los datos disponibles para definir mapas de facies y de roca madre evaluación de prospectos y leads analizando los riesgos geológicos así como los volúmenes de recursos potenciales.

Condicional a los resultados de todos estos estudios se hará una sísmica 2D o 3D para densificar la información sobre los prospectos y se hará el diseño de los pozos. Se estima una inversión inicial en esta primera etapa de entre US$ 10 y 20 millones. Los objetivos planteados para el proyecto Ronda Uruguay 2009 fueron cumplidos y fue considerado un éxito a nivel gubernamental e internacional, tal como lo expresan consultoras y medios extranjeros especializados en exploración y producción

de hidrocarburos. A pesar de las dificultades internacionales para la inversión en nuevas áreas para la exploración de hidrocarburos, 3 importantísimos actores de las cuencas del Atlántico ofertaron por 2 bloques de la Cuenca Punta del Este. Asimismo, fue catalogado como un paso histórico, ya que implica reactivar la exploración después de más de 35 años sin actividad. Ronda Uruguay 2 (2011) Luego del éxito de la Ronda Uruguay 2009 se decidió realizar el lanzamiento de un nuevo llamado internacional. La información disponible se complementó con datos de sísmica 2D para 6.300 Km, propiedad exclusiva de ANCAP, que fueron relevados en abril y mayo de 2011 por la empresa Reflect Geophysical. Para la Ronda Uruguay II, lanzada en setiembre de 2011, se ofrecieron 15 bloques de la plataforma marítima continental. De acuerdo a los estándares preestablecidos, 11 compañías petroleras internacionales calificaron para presentar sus ofertas. Finalmente se realizaron 19 ofertas por parte de 9 de estas compañías. En total 8 áreas recibieron ofertas, presentándose competencia en 5 de éstas. Finalmente 8 áreas fueron adjudicadas, 3 a British Petroleum (BP), 3 a British Gas (BG), 1 a la francesa Total y 1 a la irlandesa Tullow Oil.Esta última luego conformó un consorcio con Inpex (Japón). En octubre de 2012 ANCAP firmó con las empresas adjudicatarias los contratos de exploración y explotación (ver las características generales de los contratos en la sección 3). Las empresas se comprometieron a un programa exploratorio entre 2013 y 2015 por un monto aproximado de US$ 1.562 millones. Dentro de las actividades comprometidas se incluye:

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Figura 3. Áreas con contratos de exploración Offshore vigentes.

» » » » » » »

Un pozo exploratorio en aguas profundas. 33.240 Km2 de sísmica 3D (un tercio de toda la plataforma marítima) 3.000 Km de sísmica 2D 13.080 Km2 de electromagnetismo 130 muestras de lecho marino Estudios geológicos adicionales Procesamiento de sísmica (AVO, migración en profundidad e inversión de trazas)

De este modo, en términos relativos (US$ comprometidos por área ofrecida), la Ronda Uruguay II no tiene antecedentes a nivel mundial que se le comparen. La Ronda Uruguay II fue un éxito, tanto en cuanto al compromiso exploratorio alcanzado así como al nivel de las empresas que participaron. Esta es la percepción no sólo de las autoridades involucradas en el proceso, sino también de los actores internacionales del sector. Ronda Uruguay 3 Dado el éxito de las rondas anteriores, a propuesta de ANCAP el Poder Ejecutivo

resolvió realizar una nueva ronda que se lanzará en Uruguay próximamente16. De este modo, se busca afianzar el sistema de adjudicación a través de rondas, seguir generando información sobre el lecho marino uruguayo y aprovechar el mecanismo de contratos multicliente. Las características de la Ronda 3 (fecha, tamaño y cantidad de bloques, contratos a ofrecer a los oferentes, etc.), se encuentra en estudio.

6.3 Contratos Multiclientes El reciente desarrollo de la prospección y exploración tanto onshore como offshore brinda la posibilidad a numerosas empresas de servicios asociados a participar en estas actividades. Ya sea mediante contratos suscritos con ANCAP o con las empresas petroleras adjudicatarias de los bloques de exploración, diversas empresas internacionales desarrollan distintos estudios (sísmica, electromagnetismo otros estudios geológicos) que luego ofrecen a los distintos actores. 16

Se estima el lanzamiento de la ronda para fines de 2014 o principios de 2015.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos La modalidad multicliente de muchos de estos contratos permite ampliar la información disponible, sin incurrir en costos por parte de ANCAP.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

7. Principales en el sector

empresas

En esta nueva etapa de exploración de hidrocarburos importantes empresas internacionales participan en distintas actividades dentro del sector. En esta sección se enumeran las más relevantes.

La empresa energética de origen francés se encuentra ejecutando contratos de exploración Onshore y Offshore, siendo operadora de 1 área de la plataforma marítima uruguaya, adjudicada en el marco de la Ronda Uruguay II. www.total.com

Empresas petroleras

Empresa pública estatal de Uruguay encargada de ejecutar todas las actividades de la industria de hidrocarburos y entidad reguladora del sector. www.ancap.com.uy

Empresa argentina con actividades de prospección y exploración Onshore y Offshore; actualmente operadora del consorcio integrado además por Shell y Galp en el área 3 de la plataforma marítima uruguaya, adjudicada en el marco de la Ronda Uruguay 2009. www.ypf.com

La multinacional británica es la adjudicataria de 3 bloques de exploración de la Ronda Uruguay II. www.bp.com

La empresa multinacional petrolera británica es la adjudicataria de otros 3 bloques de exploración de la Ronda Uruguay II. www.bg-group.com

La empresa británica dedicada a la exploración de petróleo y gas natural fue adjudicataria de 1 bloque en la Ronda Uruguay II. www.tullowoil.com

La empresa petrolera portuguesa participa actualmente en el consorcio adjudicatario del contrato de exploración y explotación de 1 bloque otorgado en el marco la Ronda Uruguay 2009.

La empresa petrolera japonesa adquirió el 30% de la participación en el bloque exploratorio adjudicado a Tullow Oil.

www.galpenergia.com

www.inpex.co.jp

La multinacional angloneerlandesa adquirió en 2013 la participación de PETROBRAS en la exploración de 2 bloques de la plataforma marítima uruguaya (actualmente participa sólo en el área 3, tras la devolución del área 4 en 2014).

La Empresa de exploración con base en Texas, Estados Unidos, se encuentra ejecutando 2 contratos de exploración Onshore en el norte del territorio uruguayo. www.schuepbachenergy.com

www.shell.com

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos Empresas de servicios La empresa de servicios geofísicos asociados a la industria petrolera con sede central en Francia realizó diversos estudios de sísmica 2D adquiridos por ANCAP en los años 2002, 2007 y 2008 que sirvieron de base para la Ronda Uruguay 2009. Actualmente se encuentra ejecutando diversos contratos multiclientes a través de empresas subsidiarias. www.cgg.com

La empresa noruega Spectrum ASA, productora y vendedora de información sísmica para la industria petrolera, también realizó relevamientos que fueron utilizados como insumos de la Ronda Uruguay. En la actualidad se encuentra ejecutando un relevamiento de sísmica 2D en la modalidad multicliente. www.spectrumasa.com

La empresa noruega, subsidiaria de CGG, también realizó estudios sísmicos cuyos datos procesados estuvieron disponibles para la Ronda 2009.

La empresa noruega Petroleum Geo-Services ASA se encuentra ejecutando un revelamiento de sísmica 3D en modalidad multicliente.

Subsidiaria de CGG, realizó un informe sobre la geología petrolera de Uruguay disponible en modalidad multicliente. www.robertson-cgg.com

La empresa estadounidense Fluid Inclusion Technologies, realizó un estudio de Análisis Estratigráfico de Inclusiones Fluidas en muestras de los pozos realizados en el offshore de Uruguay por Chevron en 1976, en un contrato multicliente firmado con ANCAP. www.fittulsa.com

La empresa noruega

ElectroMagneticGeoServices ASA realizará un relevamiento electromagnético de fuente controlada (CSEM) a través de un contrato multicliente. www.emgs.com

La empresa de servicios geofísicos y geológicos Geoex International ejecutará en modalidad multicliente un contrato para la realización de sísmica 3D en la plataforma marítima uruguaya. www.geoex-international.com

www.pgs.com

La empresa de servicios geofísicos con sede central en Estados Unidos se encuentra ejecutando un revelamiento de sísmica 2D en la plataforma marítima uruguaya en modalidad multicliente.

La empresa TGS, de origen noruego, realizará 2 contratos en modalidad multicliente: uno de sísmica 2D Offshore y otro de procesamiento de perfiles de pozos (onshore y offshore). www.tgs.com

www.iongeo.com [email protected] | www.uruguayxxi.gub.uy | @UruguayXXI 22

Oportunidades de exploración de hidrocarburos La empresa estadounidense se encuentra negociando con ANCAP la realización de sísmica 2D onshore en la modalidad contractual multicliente. www.geokinetics.com

La empresa de exploración de geofísica marina con base en Dubai realizó trabajos de sísmica 3D en los bloques adjudicados a BG group. www.polarcus.com

La empresa propiedad de la multinacional proveedora de servicios asociados a petróleo y gas Schlumberger Ltd. se encuentra realizando trabajos de sísmica 3D para Total e YPF. www.slb.com

Grupo empresarial líder en servicios marítimos, portuarios y logísticos en Uruguay que brinda servicios específicos asociados a la actividad offshore. www.schandy.com

Ofrece servicios relacionados a Agencia marítima, Buques e incursiona en Oil business. www.proaoffshore.com

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

8. Desafíos para el sector El desarrollo de las actividades de prospección y exploración generan crecientes desafíos para Uruguay. En la etapa actual se están desarrollando actividades de sísmica 2D y 3D, electromagnetismo, muestras de lecho marino y procesamiento de sísmica. Para estas actividades fue necesaria una capacitación de los actores locales que fue posible gracias a la aparición de numerosas empresas internacionales de servicios asociados a la exploración de hidrocarburos (ver sección 7). Al mismo tiempo, se desarrollan otras actividades científicas que aseguran que la exploración se realice respetando el medio ambiente. Esto permitió la formación de numerosos científicos nacionales y la generación de nuevos datos, en especial en disciplinas asociadas a la biología marina. Ejemplo de ello es la presencia de Observadores de Mamíferos Marinos en los relevamientos sísmicos, que monitorean y asesoran sobre medidas de mitigación ante la cercanía de estas especies. A medida que se avance en las distintas etapas de los contratos, los compromisos exploratorios son más exigentes y los desafíos que se plantean son mayores. Dentro de su contrato en la Ronda Uruguay 2, la empresa Total tiene el compromiso de realizar un pozo exploratorio en aguas profundas en 2015. Este esfuerzo exploratorio, que implica una inversión estimada de US$ 200 millones, comprende grandes desafíos en materia tecnológica, de infraestructura y de logística.

el desarrollo de la industria nacional asociada a esta actividad. A medida que se avance en la exploración se debe aprovechar la oportunidad de desarrollo de una industria para proveer insumos a esta actividad. Los desafíos en materia de logística también serán importantes. Se prevé que el pozo demandará la contratación de entre 30 y 40 empresas de servicios petroleros especializados, entre las que se incluyen una o dos de servicios logísticos, la mayoría de las cuales en esta oportunidad serán extranjeras. A medida que se desarrollen nuevos pozos, se deberán aprovechar las oportunidades para que los servicios logísticos los puedan realizar empresas nacionales. Asociada con los servicios logísticos, surge la necesidad de contar con una infraestructura portuaria adecuada. En la planificación del pozo a realizarse en 2015, ANCAP consideró todas las opciones disponibles y se optó por el puerto de Montevideo como base logística del proyecto. Ya se iniciaron las gestiones con la Administración Nacional de Puertos (ANP) para preparar el puerto de Montevideo para las actividades previstas. Por otro lado, el eventual descubrimiento de yacimientos comercialmente explotables abriría la oportunidad para el desarrollo de una cadena industrial entorno a los hidrocarburos17. Si bien las actividades de difusión y promoción junto con el éxito de las Rondas Uruguay posicionan al país en el mapa de los grandes jugadores globales del sector, se deberán redoblar esfuerzos para 17

Los insumos necesarios para la realización del pozo no están disponibles en la industria nacional y deben ser importados. En este sentido la empresa Total, a mediados de 2014, ya tenía gestionado el 50% de los insumos que debe traer al Uruguay. Por el momento, la realización de un solo pozo no le otorga la escala suficiente para

En tal sentido, se proyecta la posible conformación de un Consejo Sectorial de Hidrocarburos en el Gabinete Productivo, integrado por la academia, empresarios, trabajadores y Gobierno, que permita diseñar un plan estratégico para el desarrollo de este sector. Dentro de los Consejos Sectoriales existentes el metalúrgico y el naval son sectores con gran potencialidad de inserción en una futura industria del Petróleo. Ver www.gp.gub.uy

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos mantenerlo dentro de la cartera de opciones exploratorias con probabilidad de éxito. En el marco de la Ronda Uruguay 3 se realizarán Road Shows y Data Rooms en las principales capitales mundiales de petróleo y gas. Ya se ha estado promocionando la ronda en diversos eventos y ferias internacionales. Expertos de ANCAP estuvieron presentes en NAPE Expo en Houston, APPEX en Londres, AAPG anual en Houston y en el 21° WPC en Moscú. Además se asistirá al EAGE anual en Amsterdam y al AAPG Internacional en Estambul, entre otros en el segundo semestre de 2014.

contribuido a posicionar al país en este ambiente. Además permitirán alcanzar nuevas etapas de desarrollo de las capacidades nacionales, aprovechando el relacionamiento con expertos internacionales de la industria. A medida que se avance en nuevas etapas exploratorias, se deberá continuar con la formación de recursos humanos. Lograr avances en materia tecnológica y mejora de las capacidades logísticas y de infraestructura junto al desarrollo de un nuevo marco institucional y regulatorio son los desafíos que enfrentará el país en los próximos años.

En suma, las actividades desarrolladas hasta el momento en el marco de exploración onshore y offshore han

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Uruguay en síntesis (2013)18 Nombre oficial Localización geográfica Capital Superficie Población (2013) Crecimiento de la población (2011) PIB per cápita (2013) Moneda Índice de alfabetismo Esperanza de vida al nacimiento Forma de gobierno División política Zona horaria Idioma oficial

República Oriental del Uruguay América del Sur, limítrofe con Argentina y Brasil Montevideo 2 176.215 km . 95% del territorio es suelo productivo apto para la explotación agropecuaria 3,39 millones 0,40% (anual) US$ 16.421 Peso uruguayo ($) 98% 76 años República democrática con sistema presidencial 19 departamentos GMT - 03:00 Español

Principales indicadores económicos 2008-2013 Indicadores

2008

2009

2010

2011

2012

2013

PBI (Var % Anual)

7,2%

2,4%

8,4%

7,3%

3,7%

4,4%

PBI (Millones U$S)

30.367

30.461

38.882

47.237

50.004

55.708

Población (Millones personas)

3,33

3,34

3,36

3,37

3,38

3,39

PBI per Cápita (U$S)

9.108

9.107

11.584

14.017

14.792

16.421

Tasa de Desempleo- Promedio Anual (% PEA)

8,0%

7,7%

7,2%

6,3%

6,5%

6,5%

Tipo de cambio (Pesos por U$S, Promedio Anual) Tipo de cambio (Variación Promedio Anual)

20,9

22,6

20,1

19,3

20,3

20,5

-10,7%

7,7%

-11,1%

-3,7%

5,2%

0,8%

9,2%

5,9%

6,9%

8,6%

7,5%

8,5%

9.372

8.711

10.719

12.868

13.398

13.603

10.333

8.191

10.089

12.779

14.685

14.964

-961

521

630

89

-1.287

-1.361

Superávit / Déficit comercial (% del PBI)

-3,2%

1,7%

1,6%

0,2%

-2,6%

-2,4%

Resultado Fiscal Global (% del PBI)

-1,6%

-1,7%

-1,1%

-0,9%

-2,8%

-2,4%

Formación bruta de capital (% del PBI)

23,2%

20,1%

18,9%

21,1%

23,6%

23,6%

Deuda Bruta (% del PBI)

58,3%

75,4%

61,4%

57,2%

62,3%

59,5%

Inversión Extranjera Directa (Millones U$S)

2.106

1.529

2.289

2.504

2.687

2.796

Inversión Extranjera Directa (% del PBI)

6,9%

5,0%

5,9%

5,3%

5,4%

5,0%

Precios al Consumidor (Var % acumulada anual) Exportaciones de bienes y servicios (Millones U$S) Importaciones de bienes y servicios (Millones U$S) Superávit / Déficit comercial (Millones US$)

18

Fuentes: Los datos referidos al PBI fueron tomados del FMI, los datos de comercio exterior, IED, tipo de cambio, reservas Internacionales y deuda externa provienen del BCU; las tasas de crecimiento de la población, alfabetismo, desempleo e inflación provienen del Instituto Nacional de Estadísticas.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos

Anexo I – Normativa Medioambiental La normativa nacional vigente en materia medioambiental es la siguiente: Normativa general » » » » » » » » » » » » » » » » »

Constitución Nacional: (1967 y mod. posteriores: 1989, 1994, 1996 y 2004), Artículo 47. Ley Nº 17.283/00 - Ley General de Protección del Ambiente. Ley N° 16.466/94 - Ley de Evaluación de Impacto Ambiental. Ley N° 17234/00 - Sistema Nacional de Áreas Protegidas (SNAP). Ley N° 16408/93 - Convenio Diversidad Biológica. Ley N° 17849/004 - Ley de envases. Ley N° 19012/012 - Plan de Contingencias. Decreto N° 349/005 - Reglamento de Evaluación de Impacto Ambiental y Autorizaciones Ambientales. Decreto N° 178/009, modificativo del Decreto N° 349/005. Decreto N° 416/013, modificativo del Decreto N° 349/005. Decreto Ley Nº 14.859/78 y modificaciones posteriores (Ley Nº 15.903/87) - Código de aguas. Decreto N° 253/79 y modificativos (Decretos N° 446/80 232/88 y 698/89) - Decreto reglamentario del Código de Aguas. Decreto N° 182/013 - Reglamenta la gestión de residuos sólidos industriales y asimilados. Decreto N°52/005 - Reglamenta la Ley para el Sistema Nacional de Áreas Protegidas. Decreto N° 373/003 - Lineamientos de gestión de baterías. Decreto N° 260/007 - Reglamenta la Ley de envases. Propuestas Gesta Aire - Propuesta de estándares de calidad de aire. Propuesta de estándares de inmisiones gaseosas de fuentes fijas. Define requisitos de monitoreo de emisiones.

Normativa específica » » » » » » » » » »

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Ley N° 16.246/92 - Ley de puertos. Ley Nº 14.780/78 - Uruguay miembro de la OMI. Ley Nº 14.879/79 - Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar. Ley Nº 15.955/88 - Enmiendas al MARPOL 73/78 (1985). Ley N° 16.226/91 - Sobre multas por concepto de infracciones marítimas, fluviales y portuarias, incluyendo derrames de petróleo. Ley Nº 16.272/92 - Convenio de Cooperación entre República Oriental del Uruguay y República Argentina para prevenir y luchar contra incidentes de contaminación del medio acuático producido por hidrocarburos y sustancias perjudiciales (1987). Ley Nº 16.287/92 - Convenio sobre el Derecho del Mar. Ley Nº 16.521/94 - Convenio Internacional de Cooperación, Preparación y Lucha contra la Contaminación por Hidrocarburos (OPRC/90). Ley Nº 16.688/94 - Régimen de Prevención y Vigilancia ante posible contaminación de las aguas de jurisdicción nacional provenientes de buques, aeronaves y artefactos navales. Ley Nº 16.820/97: - Convenio Internacional sobre Responsabilidad Civil por Daños causados por la Contaminación de las Aguas del Mar por Hidrocarburos (CLC, 1969, y Protocolo 1992), OMI. - Convenio Internacional sobre la Constitución de un Fondo Internacional de Indemnización de Daños debidos a la Contaminación por Hidrocarburos (FONDO, 1971 y Protocolo 1992), OMI. Ley Nº 17.033/98 - Normas referidas a mar territorial, zona económica exclusiva y plataforma continental de la República.

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Oportunidades de exploración de hidrocarburos »

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Ley Nº 17.121/99 - Se comete a la Armada Nacional a través de la Prefectura Nacional Naval, la coordinación y control de la actividad de asistencia y salvamento de embarcaciones, artefactos navales o bienes deficientes en peligro o siniestrados en aguas de jurisdicción o de soberanía nacional o puertos de la República. Ley Nº 17.220/99 - Se prohíbe la introducción en cualquier forma o bajo cualquier régimen en las zonas sometidas a la jurisdicción nacional, de todo tipo de desechos peligrosos. Ley N° 13.833/69 - Riquezas del mar. Ley N° 19.128/013 - Declara al mar territorial uruguayo como santuario de ballenas y delfines. Ley N° 17.590/02 - Protocolo sobre contaminación, preparación y lucha contra los sucesos de contaminación por sustancias nocivas y potencialmente contaminantes. Decreto Ley Nº 14.145/74 - Tratado del Río de la Plata y su Frente Marítimo. Decreto Ley Nº 14.521/76 - Tratado del Estatuto del Río Uruguay con la República Argentina. Decreto Ley Nº 14.885/79 - Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por Buques (Londres, 1973) y su Protocolo (Londres, 1978), MARPOL 73/78. Decreto N° 436/980 - Reglamento para Prevenir la Contaminación del Mar por Hidrocarburos y otras Sustancias debido a Operaciones con Buques, de acuerdo a lo dispuesto por el Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación de las Aguas del Mar por Hidrocarburos de la OMI, la Ley Nº 13.833 del 29/12/69 y al Tratado del Río de la Plata y su Frente Marítimo. Decreto N° 100/991 - Reglamento de Uso de Espacios Acuáticos, Costeros y Portuarios. Decreto N° 260/997 - Declara Parque Nacional Lacustre y Área de uso múltiple a la zona integrada por las Lagunas José Ignacio, Garzón y Rocha y el espacio público de las dunas comprendido entre la rambla proyectada y el mar desde la laguna José Ignacio hasta la laguna de Rocha. Decreto N° 103/995 - Creación del Sistema Nacional de Emergencia. Decreto N° 371/995 - Reglamento de Organización y Funcionamiento del Sistema Nacional de Emergencia. “Acta de coordinación” entre las Prefecturas Navales de Argentina y Uruguay para instrumentar el Convenio referido y compatibilizar Planes de Contingencia. Disposición Marítima N° 80/2000 - Reglas para prevención de la contaminación por el vertimiento de basuras provenientes de los buques. Disposición Marítima N° 86/2002 - Prevención de la contaminación de Medio Marino.

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