La petrolera estatal brasileña Petrobras anunció la venta de su participación en los bloques de explotación "3" y "4" en la cuenca uruguaya de Punta del Este a la multinacional estadounidense Shell.
El negocio se concretó por un valor de US$17 millones, informó este viernes la estatal en un comunicado.
La transacción está sujeta a la aprobación de las autoridades reguladoras, como la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Portland (ANCAP).
"Esta operación representa otro importante paso en el Programa de Desinversiones de Petrobras (Prodesin), previsto en el Plan de Negocios y Gestión 2013-2017", que incluyó recientemente también la venta de activos en Argentina y Colombia, puntualizó la compañía.
Fuente: América Economía - 5/10/2013
http://www.americaeconomia.com/node/102322
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5 de octubre de 2013
20 de agosto de 2013
URUGUAY: El hallazgo de petróleo daría US$ 1.000 millones anuales al Estado
Pasaron 34 años en su larga carrera en ANCAP para que el gerente de Exploración y Producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, lograra con su equipo elaborar un sistema petrolero que confirmara la presencia de hidrocarburos en tierra firme, donde hoy empresas privadas asumen el riesgo para comprobar si este descubrimiento es comercialmente explotable. Insiste a cada instante que la clave para elevar probabilidades de encontrar hidrocarburos en tierra o el mar está en asegurar la “continuidad” de los estudios, para que le país no retroceda nuevamente como ocurrió hace varias décadas. Estima que entre 2016 y 2018 el país tendrá la suficiente información para conocer el potencial de su plataforma marítima. Lo que sigue parte de la entrevista que De Santa Anta concedió a El Observador.
¿Qué fue técnicamente lo que se detectó en los estudios de Cañada del Charrúa en Salto?
Nuestro modelo apuntaba a crear condiciones para acumulaciones comerciales siguiendo con la línea de hidrocarburos convencionales. Es decir, la detección de una roca donde se genere un reservorio.
Eso fue lo que detectamos en Pepe Núnez (Salto). En Cañada del Charrúa, detectamos una roca generadora térmica con niveles muy superiores de materia orgánica. Pero además, encontramos restos de hidrocarburos localizados en las capas superiores fuera de la roca generadora, lo que confirmaría el modelo de trabajo de encontrar mínimas cantidades de hidrocarburos que migró de la roca generadora a una roca reservorio. Naturalmente, las cantidades son bajas porque en Pepe Núñez la roca no puede generar volúmenes importantes. Estamos hablando en este caso que es un bloque de estudio y no exploratorio. Pero es un bloque experimental para definir modelos conceptuales con resultados analíticos reales. En síntesis, tenemos un sistema petrolero definido por una roca generadora, donde se confirmaron vías de migración y acumulación de hidrocarburos. El concepto ahora, no para ANCAP –que no tiene bloques profundos y no está en condiciones de afrontar esa inversión–, sino para las empresas privadas, es que este modelo confirmado, llevado a profundidades de 2.000 metros, a mayores temperaturas, con reacciones geoquímicas dentro de la roca generadora diferentes, con un volumen de generación de petróleo mayor y con condiciones exploratorias de trampas que puedan generar acumulaciones de hidrocarburos comerciales desarrollables. Este el concepto que venimos trabajando y genera el liderazgo que tomó ANCAP en los bloques exploratorios más baratos en la cuenta norte.
¿ANCAP tiene previsto incursionar en la etapa de pozos exploratorios?
No. El objetivo no es salir de lo que estamos haciendo hoy en al área onshore. La política es seguir desarrollando técnicas de estudios extremadamente baratas para optimizar el conocimiento y la investigación. Las perforaciones que realizó ANCAP salieron menos de
US$ 100.000 cada una. Cuando se avanza en la exploración sin un modelo definido, uno puede tener grandes inversiones que luego son discontinuadas en el tiempo que básicamente mata todas las cuentas petroleras, no solo en Uruguay sino en el mundo. En Uruguay, los últimos trabajos que se realizaron para estas cuencas fueron en 1984. Son muchos años de inactividad que cargaron con un resultado negativo. Cualquier pequeña acumulación que se pueda dar es importante, porque los costos operativos onshore son bajos y los pozos también. A mi entender, si existe una acumulación de hidrocarburos va a ser en una cantidad muy pequeña que puede estar al límite de lo comercial. Nuestros modelos exploratorios creemos que apuntan a eso. Si bien los volúmenes no pueden ser tan grandes, como los que esperamos que sean en el mar, pueden generar ecuaciones económicas favorables, teniendo en cuenta los bajos costos operacionales que supone un pozo en tierra firme.
¿Cuándo se sabrá con certeza si hay hidrocarburos para ser explotados comercialmente en tierra firme y el mar?
Si todo avanza como está previsto, el año donde comenzarán a generarse los resultados de los primeros pozos del mar será el 2016. Ahí no sólo se definirá el potencial sino la realidad del país. Esto no quiere decir que si los primeros pozos no dan se acabó el tema. Este es un proceso de muy largo aliento que hay que mantenerlo con la llama siempre encendida. Una discontinuidad en los trabajos de exploración en la región puede ser muy negativo no solo para Uruguay sino para los países de la región. En tanto, para el 2018 tendríamos un volumen de información más que suficiente para definir nuestro potencial de hidrocarburos en el mar. Por otro lado, en la cuenca en tierra hay que precisar que los resultados no se obtienen de un día para el otro. En primer lugar, vienen los que ponen más dinero y arriesgan. Luego que están las cartas vistas se toma un poco menos de riesgo. En este proceso lo más importante es generar las condiciones para que los datos sigan apareciendo y que al Estado no le salga dinero esta primera adquisición de información donde el riesgo es mayor.
¿Hay una estimación de cuánto podría recibir el Estado uruguayo si produjera petróleo o gas?
En el caso del mar, el profit (ganancia) para el Estado depende de los contratos con las distintas compañías petroleras con las que hoy ANCAP tiene contratos firmados y también del tipo de combustible que pueda descubrirse. Las características de los hidrocarburos o las mezclas de los mismos inciden en la ganancia que quedará para el Estado. Para proyectos exploratorios en el mundo, el Estado uruguayo está recibiendo los mayores guarismos de profit de todos los contratos que conocemos a nivel global. Hoy, asumiendo una probabilidad de hallazgo que está por el 10% del potencial que proyecta la Secretaría de Energía de Estados Unidos, esto le supondrá al Estado uruguayo ingresos libres anuales por US$ 1.000 millones. Son valores muy grandes para un escenario de producción futura con una proyección conservadora. Esto va a desencadenar una participación importante en el PIB. No obstante, para ello será necesario que exista continuidad en los estudios y trabajos de exploración.
Fuente: El Observador - 20/08/2013
http://www.elobservador.com.uy/noticia/257862/el-hallazgo-de-petroleo-daria-us-1000-millones-anuales-al-estado/
¿Qué fue técnicamente lo que se detectó en los estudios de Cañada del Charrúa en Salto?
Nuestro modelo apuntaba a crear condiciones para acumulaciones comerciales siguiendo con la línea de hidrocarburos convencionales. Es decir, la detección de una roca donde se genere un reservorio.
Eso fue lo que detectamos en Pepe Núnez (Salto). En Cañada del Charrúa, detectamos una roca generadora térmica con niveles muy superiores de materia orgánica. Pero además, encontramos restos de hidrocarburos localizados en las capas superiores fuera de la roca generadora, lo que confirmaría el modelo de trabajo de encontrar mínimas cantidades de hidrocarburos que migró de la roca generadora a una roca reservorio. Naturalmente, las cantidades son bajas porque en Pepe Núñez la roca no puede generar volúmenes importantes. Estamos hablando en este caso que es un bloque de estudio y no exploratorio. Pero es un bloque experimental para definir modelos conceptuales con resultados analíticos reales. En síntesis, tenemos un sistema petrolero definido por una roca generadora, donde se confirmaron vías de migración y acumulación de hidrocarburos. El concepto ahora, no para ANCAP –que no tiene bloques profundos y no está en condiciones de afrontar esa inversión–, sino para las empresas privadas, es que este modelo confirmado, llevado a profundidades de 2.000 metros, a mayores temperaturas, con reacciones geoquímicas dentro de la roca generadora diferentes, con un volumen de generación de petróleo mayor y con condiciones exploratorias de trampas que puedan generar acumulaciones de hidrocarburos comerciales desarrollables. Este el concepto que venimos trabajando y genera el liderazgo que tomó ANCAP en los bloques exploratorios más baratos en la cuenta norte.
¿ANCAP tiene previsto incursionar en la etapa de pozos exploratorios?
No. El objetivo no es salir de lo que estamos haciendo hoy en al área onshore. La política es seguir desarrollando técnicas de estudios extremadamente baratas para optimizar el conocimiento y la investigación. Las perforaciones que realizó ANCAP salieron menos de
US$ 100.000 cada una. Cuando se avanza en la exploración sin un modelo definido, uno puede tener grandes inversiones que luego son discontinuadas en el tiempo que básicamente mata todas las cuentas petroleras, no solo en Uruguay sino en el mundo. En Uruguay, los últimos trabajos que se realizaron para estas cuencas fueron en 1984. Son muchos años de inactividad que cargaron con un resultado negativo. Cualquier pequeña acumulación que se pueda dar es importante, porque los costos operativos onshore son bajos y los pozos también. A mi entender, si existe una acumulación de hidrocarburos va a ser en una cantidad muy pequeña que puede estar al límite de lo comercial. Nuestros modelos exploratorios creemos que apuntan a eso. Si bien los volúmenes no pueden ser tan grandes, como los que esperamos que sean en el mar, pueden generar ecuaciones económicas favorables, teniendo en cuenta los bajos costos operacionales que supone un pozo en tierra firme.
¿Cuándo se sabrá con certeza si hay hidrocarburos para ser explotados comercialmente en tierra firme y el mar?
Si todo avanza como está previsto, el año donde comenzarán a generarse los resultados de los primeros pozos del mar será el 2016. Ahí no sólo se definirá el potencial sino la realidad del país. Esto no quiere decir que si los primeros pozos no dan se acabó el tema. Este es un proceso de muy largo aliento que hay que mantenerlo con la llama siempre encendida. Una discontinuidad en los trabajos de exploración en la región puede ser muy negativo no solo para Uruguay sino para los países de la región. En tanto, para el 2018 tendríamos un volumen de información más que suficiente para definir nuestro potencial de hidrocarburos en el mar. Por otro lado, en la cuenca en tierra hay que precisar que los resultados no se obtienen de un día para el otro. En primer lugar, vienen los que ponen más dinero y arriesgan. Luego que están las cartas vistas se toma un poco menos de riesgo. En este proceso lo más importante es generar las condiciones para que los datos sigan apareciendo y que al Estado no le salga dinero esta primera adquisición de información donde el riesgo es mayor.
¿Hay una estimación de cuánto podría recibir el Estado uruguayo si produjera petróleo o gas?
En el caso del mar, el profit (ganancia) para el Estado depende de los contratos con las distintas compañías petroleras con las que hoy ANCAP tiene contratos firmados y también del tipo de combustible que pueda descubrirse. Las características de los hidrocarburos o las mezclas de los mismos inciden en la ganancia que quedará para el Estado. Para proyectos exploratorios en el mundo, el Estado uruguayo está recibiendo los mayores guarismos de profit de todos los contratos que conocemos a nivel global. Hoy, asumiendo una probabilidad de hallazgo que está por el 10% del potencial que proyecta la Secretaría de Energía de Estados Unidos, esto le supondrá al Estado uruguayo ingresos libres anuales por US$ 1.000 millones. Son valores muy grandes para un escenario de producción futura con una proyección conservadora. Esto va a desencadenar una participación importante en el PIB. No obstante, para ello será necesario que exista continuidad en los estudios y trabajos de exploración.
Fuente: El Observador - 20/08/2013
http://www.elobservador.com.uy/noticia/257862/el-hallazgo-de-petroleo-daria-us-1000-millones-anuales-al-estado/
4 de abril de 2013
URUGUAY. Inversión petrolera se aceleró al valorizarse cuenca marítima local
El consorcio que conformaron YPF (40%), Petrobras (40%) y la portuguesa Galp (20%) –que están a cargo de la exploración de los bloques 3 y 4 de la plataforma marítima uruguaya– se vieron obligados a acelerar sus inversiones este año, producto de la valorización que tuvo el subsuelo del mar territorial local en el selecto mundo petrolero luego de la Ronda Uruguay II de 2012.
El gerente de Explotación y Producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, informó que a priori todo apuntaba a que las empresas que habían participado de la Ronda Uruguay I en 2009 (YPF, Petrobras y Galp) culminarían su contrato exploratorio de cuatro años en mayo de 2014 y luego no seguirían adelante con la fase II,que las obligaba a realizar perforaciones en el período subsiguiente de dos años.
Sin embargo, todo cambió con el resultado de la Ronda Uruguay II que despertó el interés de las principales petroleras del mundo que se adjudicaron ocho bloques y se comprometieron a invertir US$1.562 millones en un período de tres años.
Según explicó de Sana Ana, la “valorización” que tuvo la plataforma offshore de Uruguay, llevó a un cambio de estrategia y a revisar el plan de inversiones de la tres firmas que participaron de la Ronda Uruguay I. Si bien las empresas estaban cumpliendo con las unidades de trabajo previstas en el contrato que firmaron con ANCAP, ahora YPF, Petrobras y Galp lanzaron un llamado para realizar los estudios de sísmica 3D en los bloques 3 y 4 para incrementar la información disponible antes de mayo de 2014. Esto es clave para tener una mayor certeza sobre cuál es el área más propicia para realizar dos perforaciones entre los años 2014 y 2016.
“Para estas empresas (por YPF, Petrobras y Galp) el valor de sus bloques se multiplicó por una decena de veces respecto a la fecha que firmaron los contratos con ANCAP”, resaltó De Santa Ana.
Con la información 3D, las petroleras accederán a datos más contundentes para precisar el área donde realizarán una perforación que tiene un costo no menor a los US$ 100 millones.
Por otro lado, es muy factible que la brasileña Petrobras opte por dejar de lado su participación en el consorcio que acordó con YPF y Galp producto de su estrategia de desinversión en el extranjero para centrar su atención en los yacimientos que maneja en Brasil.
En este contexto, es probable que YPF pueda asociarse con otro operador petrolero para seguir adelante con la fase del II de su contrato que incluye dos perforaciones en un período de dos años.
Precisamente, los contratos de la Ronda Uruguay I –a diferencia de la II– ofrecen una flexibilización mayor, al tal punto que pueda ingresar un nuevo operador petrolero para la explotación de esos bloques. De Santa Ana dijo que es factible que a la segunda fase de los bloques 3 y 4 se integren otras empresas del sector para seguir adelante con el proceso exploratorio. De hecho, el contrato actual permite que hasta el contratista principal de cada bloque pueda pasar a manos de otro operador, siempre y cuando ANCAP avale la operación. Esto no está permitido en los ocho contratos que firmó el ente petrolero local de la Ronda Uruguay II, donde las empresas titulares no pueden ceder sus derechos como contratistas principales de las áreas marítimas asignadas.
Hasta ahora las autoridades de ANCAP tenían previsto que la primera perforación en la plataforma marítima la iba a realizar la francesa Total antes de setiembre de 2015, ya que en su contrato se comprometió a concretar un pozo en la primera fase de exploración de tres años. No obstante, con la aceleración de los estudios sísmicos de los bloques 3 y 4, es probable que el consorcio de YPF, Petrobras y Galp materialicen una perforación antes de ese período, adelantó De Santa Ana.
Inversión mayor. Como consecuencia de costos mayores que están afrontando las cuatro empresas petroleras que están realizando trabajos de sísmicas en la plataforma marítima (BP, BG, Total y Tullow) los montos de inversión en estos estudios seguramente superen los US$ 1.562 millones que estimaron las empresas cuando firmaron los contratos de exploración por tres años con gobierno, informó el gerente de Exploración y Producción de ANCAP.
“El mar estuvo complicado para desarrollar el trabajo de los barcos y eso encareció los costos”, explicó el funcionario. Las empresas ya completaron entre el 40% y 50% de los trabajos sísmicos 2D y 3D que planificaron para sus respectivos bloques. Los técnicos de ANCAP ya están visualizando por primera vez imágenes en 3D de la plataforma marítima local.
Fuente: América Economía - 04/04/2013
http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/inversion-petrolera-en-uruguay-se-acelero-al-valorizarse-cuenca-maritima-local
El gerente de Explotación y Producción de ANCAP, Héctor de Santa Ana, informó que a priori todo apuntaba a que las empresas que habían participado de la Ronda Uruguay I en 2009 (YPF, Petrobras y Galp) culminarían su contrato exploratorio de cuatro años en mayo de 2014 y luego no seguirían adelante con la fase II,que las obligaba a realizar perforaciones en el período subsiguiente de dos años.
Sin embargo, todo cambió con el resultado de la Ronda Uruguay II que despertó el interés de las principales petroleras del mundo que se adjudicaron ocho bloques y se comprometieron a invertir US$1.562 millones en un período de tres años.
Según explicó de Sana Ana, la “valorización” que tuvo la plataforma offshore de Uruguay, llevó a un cambio de estrategia y a revisar el plan de inversiones de la tres firmas que participaron de la Ronda Uruguay I. Si bien las empresas estaban cumpliendo con las unidades de trabajo previstas en el contrato que firmaron con ANCAP, ahora YPF, Petrobras y Galp lanzaron un llamado para realizar los estudios de sísmica 3D en los bloques 3 y 4 para incrementar la información disponible antes de mayo de 2014. Esto es clave para tener una mayor certeza sobre cuál es el área más propicia para realizar dos perforaciones entre los años 2014 y 2016.
“Para estas empresas (por YPF, Petrobras y Galp) el valor de sus bloques se multiplicó por una decena de veces respecto a la fecha que firmaron los contratos con ANCAP”, resaltó De Santa Ana.
Con la información 3D, las petroleras accederán a datos más contundentes para precisar el área donde realizarán una perforación que tiene un costo no menor a los US$ 100 millones.
Por otro lado, es muy factible que la brasileña Petrobras opte por dejar de lado su participación en el consorcio que acordó con YPF y Galp producto de su estrategia de desinversión en el extranjero para centrar su atención en los yacimientos que maneja en Brasil.
En este contexto, es probable que YPF pueda asociarse con otro operador petrolero para seguir adelante con la fase del II de su contrato que incluye dos perforaciones en un período de dos años.
Precisamente, los contratos de la Ronda Uruguay I –a diferencia de la II– ofrecen una flexibilización mayor, al tal punto que pueda ingresar un nuevo operador petrolero para la explotación de esos bloques. De Santa Ana dijo que es factible que a la segunda fase de los bloques 3 y 4 se integren otras empresas del sector para seguir adelante con el proceso exploratorio. De hecho, el contrato actual permite que hasta el contratista principal de cada bloque pueda pasar a manos de otro operador, siempre y cuando ANCAP avale la operación. Esto no está permitido en los ocho contratos que firmó el ente petrolero local de la Ronda Uruguay II, donde las empresas titulares no pueden ceder sus derechos como contratistas principales de las áreas marítimas asignadas.
Hasta ahora las autoridades de ANCAP tenían previsto que la primera perforación en la plataforma marítima la iba a realizar la francesa Total antes de setiembre de 2015, ya que en su contrato se comprometió a concretar un pozo en la primera fase de exploración de tres años. No obstante, con la aceleración de los estudios sísmicos de los bloques 3 y 4, es probable que el consorcio de YPF, Petrobras y Galp materialicen una perforación antes de ese período, adelantó De Santa Ana.
Inversión mayor. Como consecuencia de costos mayores que están afrontando las cuatro empresas petroleras que están realizando trabajos de sísmicas en la plataforma marítima (BP, BG, Total y Tullow) los montos de inversión en estos estudios seguramente superen los US$ 1.562 millones que estimaron las empresas cuando firmaron los contratos de exploración por tres años con gobierno, informó el gerente de Exploración y Producción de ANCAP.
“El mar estuvo complicado para desarrollar el trabajo de los barcos y eso encareció los costos”, explicó el funcionario. Las empresas ya completaron entre el 40% y 50% de los trabajos sísmicos 2D y 3D que planificaron para sus respectivos bloques. Los técnicos de ANCAP ya están visualizando por primera vez imágenes en 3D de la plataforma marítima local.
Fuente: América Economía - 04/04/2013
http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/inversion-petrolera-en-uruguay-se-acelero-al-valorizarse-cuenca-maritima-local
9 de septiembre de 2012
Tiny Uruguay outshines neighbor Argentina with investors
By Vinod Sreeharsha | McClatchy Newspapers
SAO PAULO, Brazil — For decades, Argentina treated its neighbor to the east, tiny Uruguay, as little more than a colonial outpost. In the eyes of much of the world, it endured a fate perhaps even worse: near-total obscurity.
But the long-overlooked South American nation, which lacks Argentina’s flair for political melodrama and Brazil’s clout and ambition, finally is emerging from their shadows, becoming a darling among investors and even a model for democracy.
Last year when famed Silicon Valley venture-capital firm Sequoia Capital, an early financier of Apple and Google, made its first South American investment, it chose not an Argentine or Brazilian technology company, but one based in sleepy Montevideo, Uruguay’s capital.
Oil companies also are taking notice. Argentina has scared them with the abrupt expropriation in April of Spanish oil company YPF/Repsol, but Uruguay’s state-run oil company, ANCAP, is striking deals, approving oil exploration contracts with four companies in August, including British giants BP and BG. Dallas-based based Schuepbach Energy also has a contract for exploration, and ANCAP is expecting soon to begin drilling the country’s first offshore well since 1976.
Uruguay’s breakthrough into a sought-after investment partner is largely a result of how it handled a devastating financial crisis 10 years ago, when unemployment was soaring, its growth rate was a negative 11 percent and its currency had lost 94 percent of its value. In July, the credit rating agency Moody’s upgraded Uruguay’s sovereign rating to investment grade for the first time since. This followed a similar move by Standard & Poor’s earlier this year that put Uruguay’s bonds five levels ahead of Argentina’s and on par with debt from Brazil, Mexico, Peru, Colombia and Chile.
Uruguay’s average annual growth of 6 percent from 2007 to 2011 surpassed that of Brazil, Colombia and Peru, South America’s heavyweights. Its growth forecast for this year also leads that pack.
It isn’t only economic indicators that are catching people’s attention. In the most recent annual Democracy Index – assembled by the Economist Intelligence Unit, a research firm with ties to The Economist magazine – Uruguay was the only South American country in the “Full Democracy” category. Its overall 17th rank was even ahead of the United States, at 19, and the United Kingdom, at 18.
Two other countries, Chile and Israel – often talked about as models of democracy by Washington pundits – ranked 35 and 36, respectively, relegating them to the “flawed democracy” category.
Uruguay surpassed the United States in the index in civil liberties, functioning of government, and electoral process and pluralism.
In a separate ranking, Reporters Without Borders, a journalism advocacy group, ranked Uruguay 32nd in press freedom; it ranked the United States 47th.
For sure, the country faces challenges, in particular with Mercosur, the South American trading block of Argentina, Brazil, Paraguay and Uruguay. It’s long felt bullied by larger members Argentina and Brazil.
Uruguay’s vice president, Danilo Astori, said in an interview with McClatchy that while relations with Brazil had improved a great deal, the country’s “most important problems” are with Argentina; he cited protectionism and unpredictability.
Astori also was critical of the process that allowed Venezuela to join the group over the summer. That decision came only after Paraguay, which had long objected to Venezuela’s joining, had its membership suspended because of the controversial impeachment of its president, Fernando Lugo.
“For me it was a surprise,” Astori said. “Mercosur is currently going through a very difficult moment.”
As a sign of its frustration with Mercosur, Uruguay has sought to diversify trade. Last month, President Jose “Pepe” Mujica announced that Uruguay has applied for observer status for a newer trade group, the Pacific Alliance, which includes Peru, Colombia and Chile.
“More and more we are trying to strengthen our links with these countries in order to compensate for the negative results we get from our neighbors,” Astori said.
Uruguay was forced to develop an independent streak after harrowing times a decade ago, when the economy was in free-fall and its currency practically worthless.
Dependence on Argentina’s economy was the immediate cause. Many Argentines held deposits in Uruguayan banks, and when Argentina’s economy began to tank, they began a bank run that depleted Uruguay’s stocks of capital.
But unlike its neighbor across the River Plate, Uruguay’s pending meltdown drew scant attention.
Carlos Steneri, the Uruguayan official in charge of debt negotiations at the time, recounted to McClatchy in a recent interview that he’d struggled just to get noticed by the International Monetary Fund, the world’s banker of last resort.
“The IMF was fatigued from Argentina,” he said, saying it took eight long months to get the IMF’s attention. When the multilateral bank finally noticed, it suggested that Uruguay confront its problems with standard austerity measures and a sharp haircut for international bondholders.
Uruguay refused, however, fearing that abandoning its financial obligations would shatter its credibility.
“A very small country does not have the luxury of committing errors,” Steneri said. “If Uruguay had gone bankrupt, who would care?”
Desperate, Uruguayan officials then went over the IMF’s heads, directly lobbying the United States, the fund’s largest shareholder. Here it unexpectedly found a friend in the George W. Bush administration, and in Treasury Undersecretary John Taylor.
Taylor, today a supporter of Republican presidential candidate Mitt Romney, convinced the IMF to support an experimental Bush plan to back dollar deposits in Uruguay, at a cost of $1.5 billion, and stop insisting on default and immediate and aggressive debt restructuring. The Wall Street Journal, for one, took the administration to task, opining against the move in an editorial titled “Back to Bailouts.”
But the gamble worked.
Today, Uruguay’s economy is praised, particularly in contrast to Argentina’s.
“Uruguay has distinguished itself from Argentina for its application of a more coherent and disciplined set of policies,” said Franco Uccelli, the executive director of emerging markets research at JPMorgan.
In contrast, in Argentina “policies appear to be implemented in a more ad hoc and inconsistent way,” he said. The result is a big difference in everything from credit ratings and inflation to access to financing and capital.
All the while, Uruguay remains a country where leftists have governed since 2004. Mujica, the president, is a former Tupamaro guerrilla.
Uccelli is unconcerned. “The Uruguayan model has served the country well.”
If anything, other analysts say, the importance of government involvement in the economy is one reason that Uruguay tries to make sure that it’s solvent, predictable and run efficiently.
“It is not a question of ideology,” said Alberto Bernal, with Miami-based Bulltick Capital. “You can be as much of a leftist as you want, but don’t change the rules of the game. If you say you are going to respect laws, then respect them.”
By contrast, with Uruguay’s neighbor, Bernal says, “There is no certainty in Argentina, because you know the rules of the game could change.”
Sreeharsha is a McClatchy special correspondent. Twitter: @vinodsreeharsha
http://www.mcclatchydc.com/2012/09/05/166107/tiny-uruguay-outshines-neighbor.html
SAO PAULO, Brazil — For decades, Argentina treated its neighbor to the east, tiny Uruguay, as little more than a colonial outpost. In the eyes of much of the world, it endured a fate perhaps even worse: near-total obscurity.
But the long-overlooked South American nation, which lacks Argentina’s flair for political melodrama and Brazil’s clout and ambition, finally is emerging from their shadows, becoming a darling among investors and even a model for democracy.
Last year when famed Silicon Valley venture-capital firm Sequoia Capital, an early financier of Apple and Google, made its first South American investment, it chose not an Argentine or Brazilian technology company, but one based in sleepy Montevideo, Uruguay’s capital.
Oil companies also are taking notice. Argentina has scared them with the abrupt expropriation in April of Spanish oil company YPF/Repsol, but Uruguay’s state-run oil company, ANCAP, is striking deals, approving oil exploration contracts with four companies in August, including British giants BP and BG. Dallas-based based Schuepbach Energy also has a contract for exploration, and ANCAP is expecting soon to begin drilling the country’s first offshore well since 1976.
Uruguay’s breakthrough into a sought-after investment partner is largely a result of how it handled a devastating financial crisis 10 years ago, when unemployment was soaring, its growth rate was a negative 11 percent and its currency had lost 94 percent of its value. In July, the credit rating agency Moody’s upgraded Uruguay’s sovereign rating to investment grade for the first time since. This followed a similar move by Standard & Poor’s earlier this year that put Uruguay’s bonds five levels ahead of Argentina’s and on par with debt from Brazil, Mexico, Peru, Colombia and Chile.
Uruguay’s average annual growth of 6 percent from 2007 to 2011 surpassed that of Brazil, Colombia and Peru, South America’s heavyweights. Its growth forecast for this year also leads that pack.
It isn’t only economic indicators that are catching people’s attention. In the most recent annual Democracy Index – assembled by the Economist Intelligence Unit, a research firm with ties to The Economist magazine – Uruguay was the only South American country in the “Full Democracy” category. Its overall 17th rank was even ahead of the United States, at 19, and the United Kingdom, at 18.
Two other countries, Chile and Israel – often talked about as models of democracy by Washington pundits – ranked 35 and 36, respectively, relegating them to the “flawed democracy” category.
Uruguay surpassed the United States in the index in civil liberties, functioning of government, and electoral process and pluralism.
In a separate ranking, Reporters Without Borders, a journalism advocacy group, ranked Uruguay 32nd in press freedom; it ranked the United States 47th.
For sure, the country faces challenges, in particular with Mercosur, the South American trading block of Argentina, Brazil, Paraguay and Uruguay. It’s long felt bullied by larger members Argentina and Brazil.
Uruguay’s vice president, Danilo Astori, said in an interview with McClatchy that while relations with Brazil had improved a great deal, the country’s “most important problems” are with Argentina; he cited protectionism and unpredictability.
Astori also was critical of the process that allowed Venezuela to join the group over the summer. That decision came only after Paraguay, which had long objected to Venezuela’s joining, had its membership suspended because of the controversial impeachment of its president, Fernando Lugo.
“For me it was a surprise,” Astori said. “Mercosur is currently going through a very difficult moment.”
As a sign of its frustration with Mercosur, Uruguay has sought to diversify trade. Last month, President Jose “Pepe” Mujica announced that Uruguay has applied for observer status for a newer trade group, the Pacific Alliance, which includes Peru, Colombia and Chile.
“More and more we are trying to strengthen our links with these countries in order to compensate for the negative results we get from our neighbors,” Astori said.
Uruguay was forced to develop an independent streak after harrowing times a decade ago, when the economy was in free-fall and its currency practically worthless.
Dependence on Argentina’s economy was the immediate cause. Many Argentines held deposits in Uruguayan banks, and when Argentina’s economy began to tank, they began a bank run that depleted Uruguay’s stocks of capital.
But unlike its neighbor across the River Plate, Uruguay’s pending meltdown drew scant attention.
Carlos Steneri, the Uruguayan official in charge of debt negotiations at the time, recounted to McClatchy in a recent interview that he’d struggled just to get noticed by the International Monetary Fund, the world’s banker of last resort.
“The IMF was fatigued from Argentina,” he said, saying it took eight long months to get the IMF’s attention. When the multilateral bank finally noticed, it suggested that Uruguay confront its problems with standard austerity measures and a sharp haircut for international bondholders.
Uruguay refused, however, fearing that abandoning its financial obligations would shatter its credibility.
“A very small country does not have the luxury of committing errors,” Steneri said. “If Uruguay had gone bankrupt, who would care?”
Desperate, Uruguayan officials then went over the IMF’s heads, directly lobbying the United States, the fund’s largest shareholder. Here it unexpectedly found a friend in the George W. Bush administration, and in Treasury Undersecretary John Taylor.
Taylor, today a supporter of Republican presidential candidate Mitt Romney, convinced the IMF to support an experimental Bush plan to back dollar deposits in Uruguay, at a cost of $1.5 billion, and stop insisting on default and immediate and aggressive debt restructuring. The Wall Street Journal, for one, took the administration to task, opining against the move in an editorial titled “Back to Bailouts.”
But the gamble worked.
Today, Uruguay’s economy is praised, particularly in contrast to Argentina’s.
“Uruguay has distinguished itself from Argentina for its application of a more coherent and disciplined set of policies,” said Franco Uccelli, the executive director of emerging markets research at JPMorgan.
In contrast, in Argentina “policies appear to be implemented in a more ad hoc and inconsistent way,” he said. The result is a big difference in everything from credit ratings and inflation to access to financing and capital.
All the while, Uruguay remains a country where leftists have governed since 2004. Mujica, the president, is a former Tupamaro guerrilla.
Uccelli is unconcerned. “The Uruguayan model has served the country well.”
If anything, other analysts say, the importance of government involvement in the economy is one reason that Uruguay tries to make sure that it’s solvent, predictable and run efficiently.
“It is not a question of ideology,” said Alberto Bernal, with Miami-based Bulltick Capital. “You can be as much of a leftist as you want, but don’t change the rules of the game. If you say you are going to respect laws, then respect them.”
By contrast, with Uruguay’s neighbor, Bernal says, “There is no certainty in Argentina, because you know the rules of the game could change.”
Sreeharsha is a McClatchy special correspondent. Twitter: @vinodsreeharsha
http://www.mcclatchydc.com/2012/09/05/166107/tiny-uruguay-outshines-neighbor.html
1 de abril de 2012
URUGUAY: 4 petroleras invertirán US$1.562 millones en 3 años
Cuatro petroleras de primer nivel mundial invertirán en Uruguay US$1.562 millones en un plazo de tres años, para buscar yacimientos de hidrocarburos en la plataforma continental frente a Rocha y Maldonado. De esta manera, ANCAP cerró este viernes la Ronda Uruguay II que licitó 15 bloques del mar territorial, para los cuales recibió 19 propuestas de nueve compañías.
Las empresas ganadoras de la licitación, con las cuales se firmarán contratos por 30 años, fueron: las británicas British Petroleum y British Gas, la francesa Total, y la irlandesa Tullow Oil. Además de trabajos de sísmica en 3D y 2D, y otros estudios técnicos, la compañía francesa se destacó en su oferta al proponer realizar un pozo exploratorio.
Los siete bloques que en esta ocasión no tuvieron interés de los privados serán reestructurados para ser lanzados al mercado en 2015, también mediante el proceso de licitación, según comentaron a El Observador fuentes técnicas de ANCAP.
Para ser seleccionadas las empresas debían puntuar según las unidades de trabajo que ofrecían; el porcentaje con el cual se asociarán a ANCAP de comprobarse que hay hidrocarburos; y el porcentaje de las utilidades que pagarán al Estado uruguayo anualmente.
Las empresas ganadoras realizarán trabajos de exploración en las tres cuencas petrolíferas uruguayas conocidas como Oriental del Plata, Punta del Este y Pelotas. En esta etapa, todas las inversiones serán a riesgo de los privados.
“Estamos tremendamente satisfechos con lo logrado. Hoy se abre una nueva era en la exploración petrolera del país”, afirmó Raúl Sendic, presidente de ANCAP, al presentar los datos de la Ronda Uruguay II, junto al directorio del ente, el ministro Roberto Kreimerman (Industria), el director de Energía, Ramón Méndez, y Héctor de Santa Ana, jefe de exploración de la empresa uruguaya.
La duración de los contratos, que se firmarán antes de septiembre, serán por un plazo de 30 años con una posible extensión a 10 más. El período de exploración se extenderá por ocho años y los restantes 22, si se encuentran hidrocarburos, serán de producción.
En el caso de obtener resultados, ANCAP se asociará con el privado que encontró petróleo. La participación del ente uruguayo tiene un mínimo de 22%, si es Tullow Oil la que encuentra petróleo, y un máximo de 35% si la que encuentra el yacimiento es British Gas. En el caso de British Petroleum y Total, ANCAP se asociará con 30% de las acciones, según las propuestas que hicieron esas compañías.
Además el Estado uruguayo recibirá cerca de 30% de las utilidades de los proyectos.
En el caso de la francesa Total, el contrato tiene la característica de haber ofertado al Estado uruguayo 70% de las utilidades si se encuentra petróleo liviano. De encontrarse gas o petróleo pesado, la empresa se retirará y todo quedará para el Estado, según supo El Observador.
En el mar territorial ya trabaja el consorcio de Petrobras, YPF y Galp, que fue seleccionado en la primera Ronda Uruguay.
Las empresas ganadoras de la licitación, con las cuales se firmarán contratos por 30 años, fueron: las británicas British Petroleum y British Gas, la francesa Total, y la irlandesa Tullow Oil. Además de trabajos de sísmica en 3D y 2D, y otros estudios técnicos, la compañía francesa se destacó en su oferta al proponer realizar un pozo exploratorio.
Los siete bloques que en esta ocasión no tuvieron interés de los privados serán reestructurados para ser lanzados al mercado en 2015, también mediante el proceso de licitación, según comentaron a El Observador fuentes técnicas de ANCAP.
Para ser seleccionadas las empresas debían puntuar según las unidades de trabajo que ofrecían; el porcentaje con el cual se asociarán a ANCAP de comprobarse que hay hidrocarburos; y el porcentaje de las utilidades que pagarán al Estado uruguayo anualmente.
Las empresas ganadoras realizarán trabajos de exploración en las tres cuencas petrolíferas uruguayas conocidas como Oriental del Plata, Punta del Este y Pelotas. En esta etapa, todas las inversiones serán a riesgo de los privados.
“Estamos tremendamente satisfechos con lo logrado. Hoy se abre una nueva era en la exploración petrolera del país”, afirmó Raúl Sendic, presidente de ANCAP, al presentar los datos de la Ronda Uruguay II, junto al directorio del ente, el ministro Roberto Kreimerman (Industria), el director de Energía, Ramón Méndez, y Héctor de Santa Ana, jefe de exploración de la empresa uruguaya.
La duración de los contratos, que se firmarán antes de septiembre, serán por un plazo de 30 años con una posible extensión a 10 más. El período de exploración se extenderá por ocho años y los restantes 22, si se encuentran hidrocarburos, serán de producción.
En el caso de obtener resultados, ANCAP se asociará con el privado que encontró petróleo. La participación del ente uruguayo tiene un mínimo de 22%, si es Tullow Oil la que encuentra petróleo, y un máximo de 35% si la que encuentra el yacimiento es British Gas. En el caso de British Petroleum y Total, ANCAP se asociará con 30% de las acciones, según las propuestas que hicieron esas compañías.
Además el Estado uruguayo recibirá cerca de 30% de las utilidades de los proyectos.
En el caso de la francesa Total, el contrato tiene la característica de haber ofertado al Estado uruguayo 70% de las utilidades si se encuentra petróleo liviano. De encontrarse gas o petróleo pesado, la empresa se retirará y todo quedará para el Estado, según supo El Observador.
En el mar territorial ya trabaja el consorcio de Petrobras, YPF y Galp, que fue seleccionado en la primera Ronda Uruguay.
14 de febrero de 2012
URUGUAY: se firma concesión petrolera con estadounidense Schuebpach
La petrolera estatal de Uruguay, Ancap, firmará este martes dos contratos con la estadounidense Schuebpach Energy, en la primera concesión de áreas terrestres otorgada a privados para la exploración y producción de hidrocarburos.
El contrato será a 30 años, con la opción de una década de prórroga, para desarrollar estudios de sísmica y cavado de pozos de gran profundidad que determinen la existencia de petróleo en tierra. El 50% de lo hallado quedará en manos de Ancap.
"Nunca hubo antes contratos de exploración y producción (de hidrocarburos) firmados por el Estado uruguayo para desarrollar actividades en tierra", dijo a Reuters el jefe de Geólogos de Ancap, Héctor de Santa Ana.
La petrolera le concederá la exclusividad de dos áreas, una de 3.000 kilómetros cuadrados en la localidad de Salto -unos 500 kilómetros al noroeste de Montevideo- y otra de 10.000 kilómetros cuadrados en el centro del país, donde Schuebpach ya realizó trabajos de prospección.
En la primera fase, la firma invertiría hasta unos US$10 millones.
"El programa exploratorio tiende a ir a sectores más profundos donde la roca puede tener un potencial generador mayor, con temperaturas y presiones mayores", dijo de Santa Ana.
Los estudios realizados por Ancap muestran la presencia de petróleo en una proporción de 250 centímetros cúbicos por tonelada de roca, una cantidad actual sin capacidad de comercialización.
Tras una primera convocatoria a interesados en 2009, Ancap firmó contratos de exploración y producción para su plataforma marítima con el consorcio formado por petrolera YPF -controlada por la española Repsol-YPF-, la portuguesa Galp y la brasileña Petrobras.
El ente se prepara para dar a conocer en marzo las calificaciones de las empresas que se presentaron a la segunda edición de Ronda Uruguay en septiembre de 2011, que reunió a los gigantes globales de la industria.
Uruguay es importador de energía y Ancap posee una planta de refinación en el país.
El contrato será a 30 años, con la opción de una década de prórroga, para desarrollar estudios de sísmica y cavado de pozos de gran profundidad que determinen la existencia de petróleo en tierra. El 50% de lo hallado quedará en manos de Ancap.
"Nunca hubo antes contratos de exploración y producción (de hidrocarburos) firmados por el Estado uruguayo para desarrollar actividades en tierra", dijo a Reuters el jefe de Geólogos de Ancap, Héctor de Santa Ana.
La petrolera le concederá la exclusividad de dos áreas, una de 3.000 kilómetros cuadrados en la localidad de Salto -unos 500 kilómetros al noroeste de Montevideo- y otra de 10.000 kilómetros cuadrados en el centro del país, donde Schuebpach ya realizó trabajos de prospección.
En la primera fase, la firma invertiría hasta unos US$10 millones.
"El programa exploratorio tiende a ir a sectores más profundos donde la roca puede tener un potencial generador mayor, con temperaturas y presiones mayores", dijo de Santa Ana.
Los estudios realizados por Ancap muestran la presencia de petróleo en una proporción de 250 centímetros cúbicos por tonelada de roca, una cantidad actual sin capacidad de comercialización.
Tras una primera convocatoria a interesados en 2009, Ancap firmó contratos de exploración y producción para su plataforma marítima con el consorcio formado por petrolera YPF -controlada por la española Repsol-YPF-, la portuguesa Galp y la brasileña Petrobras.
El ente se prepara para dar a conocer en marzo las calificaciones de las empresas que se presentaron a la segunda edición de Ronda Uruguay en septiembre de 2011, que reunió a los gigantes globales de la industria.
Uruguay es importador de energía y Ancap posee una planta de refinación en el país.
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