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En tres o cuatro años, la plataforma marítima uruguaya volverá a ser perforada en busca de petróleo y gas, algo que no ocurría desde 2016. Y 2023, será un año récord en cantidad de contratos vigentes de exploración. ¿Por qué las grandes petroleras han vuelto a mirar hacia el Uruguay y están dispuestas a invertir cientos de millones de dólares en un país sin tradición petrolera y con 100% de búsquedas hasta ahora infructuosas?.
¿Cuál es la probabilidad que maneja Ancap de que esta vez sí se encuentre un reservorio de hidrocarburos? ¿Qué características tendría el barril de petróleo uruguayo comparado con el resto del mundo en caso de un hallazgo?. ¿Qué impacto tendrá para el medio ambiente marino la sísmica 3D que utilizarán las empresas adjudicatarias y qué medidas están tomando las autoridades al respecto? Por otra parte, ¿cuál es la gran apuesta hoy del Uruguay en materia de transformación energética y en qué condiciones se encuentra el país para dar ese salto virtuoso? A estas interrogantes y a muchas más respondió a Portal Marítimo el Ingeniero Químico, Santiago Ferro, Gerente de Transición Energética de Ancap.
¿Cuál es el cometido de esta Gerencia de Transición Energética de Ancap y desde cuando está operativa?
-Esta Gerencia se origina en Ancap a fines del año pasado cuando se decidió formalizar esa visión de empezar a transformar su matriz de productos, incorporando nuevos proyectos, por ejemplo, nuevos combustibles, nuevas moléculas de bajo contenido de carbono. Entonces, para formalizar desde su estructura ese concepto es que se crea esta Gerencia y me pone a mí al frente. La Gerencia de Transición Energética engloba tres Unidades de Negocios.
La de Exploración y Producción de Hidrocarburos, de la cual yo vengo. Yo era Jefe de Administración y Contratos de Exploración y Producción. Después, Hidrógeno, que se manejaba a nivel de Proyecto en Ancap pero sin tener una estructura formal. Y la Jefatura que se llama Desarrollo de Energías Renovables que es como el enlace de Ancap en todo lo que tiene que ver con biocombustibles y biorefinerías. Con el objetivo de incorporar en nuestra cartera de proyectos todo lo que esté en línea con innovación y proyectos de transición energética es que se formaliza esta Gerencia.
Ancap tiene además los compromisos con la ONU en materia de desarrollo sostenible.
-Pero también nosotros, gran parte de nuestra actividad, es promocionar los proyectos de exploración y producción a las empresas petroleras. Ahora, estas empresas lo que han hecho es transicionar ellas mismas a empresas de energía. Entonces, con componentes de proyectos de energías renovables, generación de energías renovables, biocombustibles y ahora también proyectos de hidrógeno. La mayoría de esas empresas petroleras que históricamente nosotros buscábamos como socios. Estamos como acompañando desde nuestra estructura la misma transición que está haciendo toda la industria petrolera.
Vayamos al capítulo de exploración sobre la existencia de hidrocarburos en nuestra plataforma marítima. ¿Cuáles serían las últimas novedades al respecto en materia por ejemplo de adjudicación de nuevas áreas?.
-La evolución de contratos ha ido aumentando. Nosotros hicimos las rondas o sea las licitaciones de áreas en la offshore y en base a esas licitaciones se fue incrementando el número de contratos para la actividad de exploración y producción. Y este año, con la expectativa que tenemos con la firma de contratos que surgieron de las distintas áreas, más otros contratos multiclientes, es que pensamos terminar el año en valores récord en cuanto a número de contratos vigentes. Y a lo largo de toda esta evolución de contratos la cantidad de empresas, el porte, con las que hemos tenido contacto, son las empresas de energía más importantes del mundo. Todo ese trabajo con las empresas permitió aumentar muchísimo la base de datos disponible.
¿Esa información es propiedad de Ancap o de las empresas?
-Es propiedad de Ancap y nosotros la tenemos toda y es información en la cual han invertido enteramente a su costo. No hay nada de inversión de Ancap en esto. Cientos de millones de dólares que son propiedad de Ancap.
¿Y cuáles son las conclusiones que a lo largo de estos años se han extraído de ese cúmulo de información?
-Si. En la exploración petrolera hay dos elementos clave. Que son la información de Sísmica, tanto en 2D y en 3D (dos y tres dimensiones). Eso es como el elemento geofísico, el método de exploración indirecto más importante porque uno lo que hace es como hacer una radiografía al subsuelo y entonces, lo que mira es la estructura y en base a eso, define donde es el lugar más propicio para perforar. Ahora, la perforación es la única prueba física en la cual yo desde la superficie puedo tener contacto con el subsuelo para saber si efectivamente encontré o no esa acumulación de hidrocarburos. Entonces en base a la inversión de las empresas petroleras se incrementó muchísimo esta base de datos geológicos y geofísicos y tenemos toda esta cobertura con información 2D y 3D.
¿Qué características tiene la plataforma marítima uruguaya?
-Es un área muy grande en la que solo han habido tres perforaciones. “Lobo” y “Gaviotín” que se perforaron en 1976, y recién cuarenta años después, un pozo más, el pozo “Raya”, que fue récord mundial de profundidad, perforado a 3.400 metros de profundidad que seguramente los lectores del portal lo recordarán. Esto implicó en 2016 mucho trabajo, mucha actividad portuaria porque hubo que construir en el puerto de Montevideo creo fue el muelle C, la planta de lodos y de cemento que se usaron para el pozo. Si bien el barco perforador nunca tocó puerto acá, los tres barcos de apoyo iban constantemente porque había un muelle dedicado a esa actividad en el cual tenían prioridad de atraque.
La perforación del pozo Raya fue realizada por la empresa francesa Total con la petrolera estadounidense ExxonMobil y la noruega Equinor como socios. Ahora, MAERSK Driling era el operador del pozo y Burbon era la de los barcos de apoyo. Toda esa información de sísmica 2D y 3D la tiene Ancap y a su vez se tiene la interpretación de las empresas y nuestra propia interpretación que hacen nuestros geólogos.
La perforación del pozo Raya fue exactamente de 3.404 metros de profundidad pero no fue tan profundo en sedimentos. Fue un pozo relativamente somero en cuanto a sedimentos porque estaba buscando un objetivo poco profundo en cuanto a sedimentos muy profundo en lámina de agua. Y ese pozo, Tipo E, dio “seco”. No se encontró petróleo y gas. Y eso sumado a que el barril de petróleo estaba a 30 o 40 dólares hizo que se enfriara el interés por parte de las empresas petroleras. Pero quedan por testear el Tipo D, el Tipo C, Tipo A, el Tipo B, estos llamados prospectos que se mapean, y están en todos los bloques en aguas someras, profundas.
¿Cómo es la plataforma de Namibia desde el punto de vista geológico respecto de la cuenca en Uruguay?.
-Casi idéntica. Acá hace 150 millones de años éramos el mismo lugar geográfico. Después se empieza a abrir el Océano Atlántico y nos empezamos a separar. Pero el origen de esa cuenca es el mismo. Lo que se infiere es que la roca generadora está presente en Namibia de forma confirmada, también estaría presente en nuestras cuencas en Uruguay. Eso hizo que surja un interés renovado por parte de las empresas petroleras más importantes. En gran parte de la cuenca nunca se perforó.
Lo que se hizo fue una reconstrucción de una línea sísmica de Uruguay con una imagen sísmica de Namibia (sur de África) de lo que sería hace 150 millones de años donde estaban los dos continentes unidos. ¿Por qué esto es relevante? Porque hubo recientemente (enero de 2022) descubrimientos en Namibia muy importantes. Esto hace que haya de vuelta interés de parte de las petroleras de venir a explorar al Uruguay.
Hay otras situaciones más cerca de la costa a menos profundidad del agua y a mayor profundidad de sedimentos que también pueden resultar atractivas. Entonces, sí hay todavía bastante potencial en nuestra cuenca de perforar y encontrar hidrocarburos. En los modelos que hacen nuestros geólogos lo que perforó Total viene a ser un tipo de concepto como el E, que dio seco.
Sobre el potencial que tiene el área se han manejado distintas cifras. Por ejemplo, la empresa Challenger Energy estima en unos 500 millones de barriles de petróleo y de 9 trillones de pies cúbicos de gas ese potencial de hidrocarburos ¿Son correctas esas cifras?¿Cómo se calculan?
-La empresa hace el mismo tipo de estudio que hacemos nosotros. Es decir, en la sísmica que le corresponde a su bloque, ellos mapean, analizan la sísmica, definen en qué lugares podrían potencialmente haber prospectos (es la condición geológica en el subsuelo que ha sido visualizada, susceptible de contener uno o varios yacimientos de hidrocarburos en sus objetivos geológicos). Hacen cálculos volumétricos de cuánto podría ser el volúmen de hidrocarburos que habría en esos prospectos si funcionaran todos los elementos del modelo geológico del sistema petrolero que ellos infieren que podría haber.
Nosotros en nuestra presentación estimamos que hay más de 20 mil millones de barriles. Acá lo pusimos todo como barriles equivalentes, incluyendo los barriles líquidos más gas. En solo 13 prospectos que hemos analizado, pero hemos identificado muchísimos más. Analizando el volúmen de esos 13 podría haber más de 20 mil millones de barriles. Ahora, ¿eso implica que hay 20 mil millones de barriles? ¿O que en el bloque de Challenger hay más de 500 millones? No. Hasta que no perforo no lo sé.
Ahora, Challenger, no tiene asignada una perforación. ¿Cómo se determinaría efectivamente que hay hidrocarburos?.
-Nosotros tenemos criterios de calificación de las empresas que son de los más exigentes del mundo. Esto qué quiere decir, que para que una empresa petrolera venga al Uruguay a trabajar en el mar tiene que demostrar mucha capacidad económico financiera y capacidad técnica comprobada y experiencia en exploraciones petroleras. Obviamente, uno no va a discutir a Shell, que tiene ingresos anuales mayores que el PBI de Uruguay, o APACHE Corporation que tiene producción de 400 mil barriles por día de petróleo, la argentina YPF es también muy conocida, con mucha producción sobre todo en tierra, pero también con actividad en el mar.
Y tenemos empresas como Challenger que son empresas chicas generalmente. Son personas que trabajan en otras grandes petroleras que se retiran y juntas ponen unos cuantos millones cada uno y arman una empresa. En este caso, cuál es el negocio: agarran un área, trabajan sobre los datos existentes, salen a vender participación en ese contrato en busca de empresas con expertiz técnico y músculo financiero para perforar y ellos se quedan con un pequeño porcentaje del bloque.
Este es el segundo bloque de Challenger.
Con el área OFF 1 ya tenemos contrato firmado. Las otras áreas ya recibieron ofertas. Le confirmo que el Directorio de Ancap ya aprobó los contratos con Shell por las áreas 2 y 7 , con Apache por el área 6, con YPF por el área 5 y con el consorcio Apache-Shell por el área 4. Éstos ya los aprobó Ancap y ahora los enviamos al Ministerio de Industria, Energía y Minería. Cuando el Poder Ejecutivo los apruebe, vuelven a Ancap y ahí recién podremos firmarlos con las empresas. Dentro de unos meses vamos a tener todos los contratos vigentes. Y en el área 3 recibimos la oferta hace muy poco, de Challenger. Ancap seguramente adjudique el área y en cuestión de semanas estaremos enviando el contrato al Ministerio.
¿En qué áreas se van a llevar a cabo perforaciones?
-Ahí tenemos que diferenciar lo que es el compromiso mínimo que hicieron en la oferta y lo que potencialmente pueden hacer. En cuanto al compromiso mínimo, los nuevos trabajos exploratorios son: del consorcio Apache-Shell de hacer 2500 km cuadrados de Sísmica 3D en el área 4 y la perforación de un nuevo pozo exploratorio por parte de Apache en el área 6.
Generalmente, las empresas sobrepasan el compromiso mínimo que tienen por contrato. En todos los otros bloques el compromiso es trabajar sobre la información existente. Como mencionábamos, es mucha información, entonces, las empresas qué ofrecen: reprocesarla, hacer nuevos modelos, procesamientos diferentes y en base a eso, lo que hacen es definir en qué lugares es más probable que haya hidrocarburos para después perforar ahí. Ése es el compromiso de las otras áreas.
Ahora, probablemente, si viene un barco perforador acá para hacer el pozo en el bloque 6 que está comprometido y seguramente se quiera aprovechar que ya está acá para perforar en otro bloque, se ahorran o comparten un montón de costos de la movilización del barco hasta acá y la desmovilización. Entonces, es probable que las empresas excedan el compromiso que tienen.
¿En términos de extensión total, de cuántos kilómetros cuadrados estamos hablando?
-Cada bloque en promedio es de unos 15 mil kilómetros cuadrados. El área total que vamos a tener cubierta con contratos al final del año es de unos 100 mil kilómetros cuadrados aproximadamente. Todo el offshore de Uruguay son unos 120 mil kilómetros cuadrados.
El hallazgo en Namibia, ¿cuánto da para fantasear -utilizando una reciente expresión futbolística del entrenador de la selección uruguaya de fútbol Marcelo Bielsa- conque pueda hallarse efectivamente petróleo o hidrocarburos en el mar uruguayo?
-Bueno, mencionábamos que para que halla una acumulación de hidrocarburos tienen que darse muchos factores simultáneamente.
Esto es, la presencia de una roca generadora, la presencia de una roca reservorio, la presencia de una roca sello. Además, que haya vías de migración que comunican la roca generadora, la que tiene un importante contenido de materia orgánica donde se depositó el petróleo como para que lo expulse y vaya a la roca reservorio.
Y que a su vez todos esos elementos se den de forma correcta en el tiempo. O sea, si el petróleo se expulsa pero todavía no tenía el sello el petróleo va a migrar. Va a salir a la superficie y no queda retenido en nada. Entonces, esos son los elementos del sistema petrolero. Para que haya acumulación de hidrocarburos tienen que darse simultáneamente todos esos elementos. Por lo tanto, la probabilidad de que suceda todo eso simultáneamente es bastante baja.
El descubrimiento en Namibia hace que algunos de esos elementos que uno quizá ponía una probabilidad de ocurrencia del 50% o 60%, aumente. ¿Por qué? Porque se trata de la misma cuenca. A pesar de ser muy lejos en tiempos geológicos, es la misma cuenca, y eso lo confirmé a través de los pozos de Namibia. La presencia de la roca generadora, y ahora lo doy por seguro que existe. Entonces capaz que algo que le atribuía una probabilidad de ocurrencia de un 50 % ahora le atribuyo casi 100%. La probabilidad global mejora. Igual, como es la productoria de cinco factores, aunque yo le ponga probabilidades de 90%, el número final es un número bastante bajo.
En resumen, estamos hablando de probabilidades de ocurrencia entre un 15% y un 25%. Son modelos probabilísticos con distribuciones de probabilidad y para el éxito exploratorio nos manejamos con un rango del 10% y 25%. Hay que ser cautos. Claramente, no es algo seguro. Ya nos pasó la otra vez que había mucha expectativa con el pozo de Total que dio seco.
De todos modos, no fue inversión nuestra, fueron más de mil millones de dólares que invirtieron las petroleras, Ancap no invirtió un solo peso. Y se generó muchísima información, toda información propiedad de Ancap, sobre la cual se está sustentando esta nueva actividad. Fue algo muy bueno, a pesar de que no se encontró hidrocarburos.
Uno se pregunta, Brasil encuentra hidrocarburos en su plataforma, Argentina también. ¿Por qué entonces no se producen hallazgos en Uruguay?.
-Bueno, Argentina tiene petróleo en tierra y muy al sur. Brasil tiene desde la cuenca de Santos para el norte. No son las mismas cuencas. Lo más favorable desde donde nos podemos agarrar para hacer ese tipo de razonamiento es lo de Namibia. Y que también tiene un impacto positivo en Argentina, en la cuenca que está cerca de Uruguay y también las cuencas del sur de Brasil que es la cuenca de Pelotas que compartimos con este país.
En cuanto a los tiempos, entonces, se pone en marcha este proceso, ¿cuándo estarían comenzando los trabajos en el mar?
-Supongamos que la firma de los seis contratos que faltan se van a dar durante el segundo semestre del año. Así que la expectativa es que los trabajos de adquisición de sísmica puedan empezar el año que viene, obviamente, con todos los permisos ambientales que correspondan. La actividad sísmica requiere aprobación ambiental por parte del Ministerio de Ambiente, entonces, eso lleva su tiempo. Y después la perforación que tiene comprometida Apache que puede que no sea la única esté comenzando dentro de tres o cuatro años.
¿Cuál va a ser el impacto ambiental de estas operaciones?
-Es muy reducido. Hay una preocupación en cuanto a la sísmica 3D y el impacto que pueda tener en la pesca y en los mamíferos marinos. Entonces, nosotros por requerimiento de Ancap con coordinación en el Ministerio de Ambiente, le imponemos a las empresas que para levantar sísmica 3D se necesita la presencia de observadores de mamíferos marinos para detectar su presencia. En ese caso, son los únicos habilitados para detener la operación. Y en la noche, porque el barco trabaja 24 horas, se monitorea con radares.
O sea, de día se superponen observadores a radares. Fue una exigencia que si bien cuando se hizo la sísmica 3D anterior no la tenía el Ministerio de Ambiente, nosotros se la exigimos a las empresas. Esa exigencia ya quedó impuesta y se planea repetir. Además, el Ministerio de Ambiente está trabajando en la definición de zonas de relevancia ecológica donde también va a establecer ciertas restricciones temporales y las empresas las van a tener que cumplir por ejemplo con respecto a la migración de ciertas especies, como las ballenas.
Volviendo al número de perforaciones que se han hecho en los últimos cuarenta años, solo tres. Parece poco. O usted me corregirá.
-Es algo razonable para cuencas de frontera exploratoria (países sin tradición petrolera). Justamente, la Gerencia se crea en 2007, empezamos a promover, tratar de conseguir los contratos, obtuvimos la perforación, diez años después con resultado negativo. De vuelta arrancar de cero, trabajar, promover, y estamos ahora con una nueva perforación que quizás se perfore diez años después de la anterior. En 1976, hubieron dos perforaciones, se consideró que no había nada, que no había potencial, y ni siquiera se hizo el esfuerzo de promover. El offshore de Uruguay estuvo básicamente lapidado por treinta años hasta que empezamos a promover.
El tema es que muchas veces, los países cuando quieren promover eso tienen que tomar un poco de riesgo a través de sus petroleras estatales. Acá nunca se quiso dar ese paso por lo costoso. El pozo que dio seco fueron 150 millones de inversión. Ancap no podía asumir ese costo, más considerando la posibilidad de que necesitaría hacer varios pozos para encontrar algo. Y ni siquiera se sabría si efectivamente se iba a encontrar. Entonces, ese riesgo que lo tomen las privadas. Eso ha hecho también que no hubiera tantas perforaciones porque cuesta mucho trabajo y esfuerzo convencer a las petroleras que vengan a destinar cientos de millones de dólares en información enteramente a riesgo con una probabilidad tan baja.
Ahora, en caso de haber producción, también hay expectativa de que el contenido de carbono de los barriles producidos en Uruguay sea bajo. Eso es que la intensidad de emisiones para obtener el barril producido en Uruguay sería bastante menor que la intensidad del barril producido en otros lados. Esto es bueno, porque estoy generando menos emisiones. Porque en nuestros contratos está prohibido la quema del gas natural. O sea, si yo encontrara gas natural junto con el petróleo y no encuentro un mercado como para poder usarlo lo tengo que reinyectar en el subsuelo. No lo puedo quemar como se hace en muchos lados. O tampoco se puede ventear, largarlo a la atmósfera, que también se hace. Eso hace que la intensidad de carbono por barril producido en Uruguay sería bastante cercana a los menores niveles contenidos de carbono, por ejemplo, como en Noruega.
¿Qué impacto puede tener esta actividad pensando en el puerto de Montevideo?
-Va a haber sísmica 3D y va a haber una perforación dentro de tres o cuatro años. La experiencia pasada fue que generó bastante actividad y movió bastante la parte de logística portuaria. Generó bastantes ingresos y fuentes de trabajo.
¿Hay expectativa a nivel internacional respecto a la posibilidad de hallazgos de hidrocarburos en Uruguay?
-Sí, porque Uruguay es un país muy respetado en cuanto a su transparencia y sus instituciones. Siempre la industria quiere estar atenta a fuentes que podrían producir hidrocarburos sobre todo cuando se trata de un país donde les gustaría estar y hacer negocios. Cuando las empresas vinieron y se tuvieron que ir se fueron con un dolor bárbaro, pero como país para trabajar les gustaba y mucho. Ahora han habido muchos descubrimientos en Guyana, Surinam, Namibia, hay expectativa de que Uruguay pueda convertirse en un nuevo país de frontera exploratoria, o sea, un país sin tradición petrolera que pueda incorporarse en la lista de nuevos productores de acá a diez años.
Lo que se viene: el Hidrógeno verde
En cuanto a la transición hacia lo que se denomina el Hidrógeno Verde, ¿cuáles serían las novedades?
-En Ancap estamos convencidos del concepto de Transición Energética Responsable.
¿Qué implica esto?
-Primero, le digo qué no implica. No implica que vamos a poder dejar de usar los hidrocarburos fósiles mañana. Mientras hacemos estos proyectos, a diez, quince, veinte años, las ambulancias tienen que seguir funcionando, los camiones de bomberos tienen que funcionar, los autos lo mismo, algunos serán eléctricos pero la mayoría no. El mundo sigue. Hay una demanda de recursos y de energía que hoy día está abastecida en un 80% a partir de fósiles a nivel global.
En Uruguay, en la matriz primaria es un 43 % de fósiles, principalmente petróleo (42%) mayoritariamente se usa para el transporte, y un 1 % de gas natural, más bien de uso residencial. Estamos en una situación privilegiada respecto a lo que es el mundo porque nuestra matriz energética primaria, el 57% es abastecida por energía renovable. A su vez, ya dimos la primer transición energética que es la generación eléctrica hacerla casi totalmente a partir de energías renovables.
Cuando hay años de buenas lluvias y buena hidraulicidad prácticamente generamos casi la totalidad de nuestra energía a partir de eólica, de solar y de la hidroeléctrica. Siempre los sistemas energéticos, o sea los sistemas de generación, tienen que tener un respaldo de una fuente despachable, o sea, una fuente típicamente fósil porque hay momentos en los que no hay sol, no sopla el viento y capaz que estoy en un período de sequía como ahora y no tengo tanta capacidad de generación con la hidroeléctrica. Entonces, este año que fue muy seco, el impacto de la energía fósil térmica fue un poco más alto. Ahora electricidad y energía son cosas bastante distintas. La electricidad es solo el 20% del consumo total de energía.
Hay un 80% que es energía que consumimos que no se puede tomar a partir de la electricidad. Y ahí es donde el hidrógeno tiene un rol clave para jugar. Porque son los sectores difíciles de abatir, difíciles de descarbonizar, por ejemplo el sector marítimo, la aviación, la industria pesada, incluso el sector transporte porque quizás autos chicos de uso urbano es más fácil electrificar. Ahora, camiones de carga pesada quizás es más difícil electrificar. Entonces, hay todo un mercado para el hidrógeno que tiene un rol fundamental.
Y cuando digo hidrógeno, hablo también de sus derivados. Porque, yo con hidrógeno puedo generar un montón de combustibles sustentables utilizando fuentes de carbono biogénico, produzco esos combustibles biogénicos y tienen la ventaja que los puedo utilizar en las mismas aplicaciones que ahora. Es decir, en motores, en barcos, en aviones. Entonces, puedo descarbonizar todos esos sectores que son muy difíciles de descarbonizar a través de la electricidad. Ahí es donde el hidrógeno verde tiene un rol fundamental para jugar y esos son los proyectos que se están impulsando.
Esos proyectos incluyen también instalaciones a nivel marítimo.
-Exactamente. Un proyecto, quizás el de más largo plazo pero el de mayor escala, es el que consiste en instalar en el mar granjas eólicas y con esa energía renovable, producir hidrógeno verde que después se podrá mezclar con nitrógeno para hacer amoníaco verde y fertilizantes verdes o con fuentes de carbono biogénico para hacer metanol u otros combustibles sustentables o comercializarlo como hidrógeno verde.
¿En qué etapa de concreción está este proyecto?
-Todavía bastante incipiente en cuanto al modelo de negocios, de bases y términos del llamado. Hubo un avance muy importante que es que por ley el tema hidrógeno le compete a Ancap, no en régimen de exclusividad. Pero todavía nos faltan un par de decretos del Ministerio de Industria, Energía y Minería, que nos tiene que habilitar las bases y el modelo de contrato para largar la licitación. Hemos testeado con la industria internacional y hay interés.
¿Un ejemplo de esto puede ser el anuncio en Paysandú de la construcción de una planta de hidrógeno verde?
-Es correcto. Tiene que ver con la producción de combustibles sustentables a partir de hidrógeno verde y anhídrido carbónico ( CO2 ) de origen biogénico que genera Alur en su proceso de producción de etanol. Eso se pone a disposición del proyecto para producir junto con hidrógeno verde, combustibles sustentables. Ese proyecto fue el que se anunció que se adjudicaba a una empresa que tiene proyectos similares en el sur de Chile, en Texas y en Australia.
Es indudable que Uruguay está haciendo un esfuerzo muy importante en la transformación de su matriz energética.¿Qué pasaría si encontramos petróleo y gas?.
-Si llegamos a encontrar petróleo y gas en Uruguay, el primer concepto importante es que no puedo retroceder ni medio centímetro en todo lo que está avanzando el país en transición energética. O sea, si yo no llegara a necesitar ni un barril, ni una molécula de gas natural de las que se pudieran producir acá en Uruguay no importa; exporto todo y me quedo con las ganancias. Eso es un concepto importante.
Ese ingreso extra podría volcarlo al país para fomentar proyectos de energías renovables o proyectos más sustentables o lo que sea. Puede ser un impacto relativamente bueno, en la economía, justamente, para que el Estado disponga de más ingresos. Desde ese punto de vista, mencionábamos que quizás los barriles que se pudieran producir en la offshore de Uruguay con menos contenido de emisiones de carbono que los de otros lados. Entonces, si yo sustituyo barriles con mayor contenido de carbono por barriles uruguayos un poco más “verdes” reducís el contenido global de las emisiones de la producción.
Vimos que la eólica y la solar junto con la hidráulica son renovables pero necesitan un respaldo. Si ese respaldo se lo pudiera dar con gas natural sería mucho más ventajoso desde el punto de vista de las emisiones que tener que usar respaldo de un diesel o fueloil; hay un montón de impactos positivos por el hecho de encontrar hidrocarburos.
