«Los picos de invierno tienen que ser un mercado del gas local y no del de importación»
El 28 de diciembre, Día de los Santos Inocentes, Pampa Energía anunció la venta de su participación accionaria en Edenor. La operación, explicó la empresa en su comunicado, «forma parte de nuestro plan estratégico de inversiones, que tiene como objetivo continuar con la capacidad instalada para la generación eléctrica y el desarrollo de reservas no convencionales de gas natural». Un camino en el que el holding que lidera Marcos Marcelo Mindlin incursionó a mediados de 2016, cuando adquirió los activos locales de Petrobras, y en el que aceleró desde entonces.
«Le dio gas», por recurrir a una expresión popular. La apuesta es tal que Pampa, que facturó u$s 1.071 millones en 2020, invertirá u$s 250 millones en los próximos cuatro años solo para alcanzar las metas con las que se comprometió en el Plan Gas.Ar. De ese monto, u$s 100 millones se desembolsarán en 2021.
Horacio Turri es el responsable de esa tarea. De 50 años, ex CEO de Central Puerto, Hidroeléctrica Piedra del Águila y Gener Argentina –empresas que, en su momento, compró Pampa–, este ingeniero industrial (ITBA) tiene experiencia como analista de proyectos de petróleo, gas y energía en el trader global de commodities Louis Dreyfus; también, en la desaparecida firma contable Arthur Andersen y, en especial, Schlumberger. Reclutado por el gigante de servicios petroleros, trabajó en lugares tan disímiles como Escocia, Brasil y Bolivia.
Hoy, Turri ejerce el cargo de director ejecutivo de Gas y Petróleo de Pampa. Una función que, en el esquema de negocios –y de gestión– de Mindlin, va mucho más allá de simplemente solo mostrar un cargo en una tarjeta.
¿Cómo analiza el escenario actual del mercado de gas, teniendo en cuenta el plan oficial que debutó a fines del año pasado y ya está en funcionamiento?
—El escenario es sustancialmente mejor al que tuvimos en 2020. El Plan Gas.Ar le dio un horizonte claro a la industria para los próximos cuatro años. Tanto en términos de volúmenes contratados, en lo que refiere al mercado de generación y al residencial, como de precios. Esto es importante porque, cuando hay certidumbre de precios y volúmenes, es mucho más sencillo llevar adelante programas de inversión; ese es el objetivo número uno de este plan, que apunta a reemplazar importaciones.
¿Cuáles son los próximos desafíos?
—El principal desafío que tenemos como industria (y como país) es reemplazar de forma absoluta las importaciones de combustibles alternativos y/o de gas natural licuado, que sustituyen al gas local. Hay un primer escalón: llenar la capacidad total de los caños que vienen de Neuquén, considerando que existen entre 7 y 8 millones de metros cúbicos (m3) que pueden ser transportados durante el invierno y, hoy en día, son reemplazados por líquidos o GNL. Ese es el primer objetivo que deberíamos plantearnos: saturar la capacidad de transporte.
El segundo objetivo, de mediano plazo (y no por eso menos importante), es sustituir por encima de la capacidad actual de transporte, y hasta la demanda total de gas de invierno, lo que se está importando. Es decir, hacer un tercer caño desde Neuquén hasta Buenos Aires. El famoso tramo de Tratayén-Salliqueló, en la primera etapa, y Salliqueló-San Nicolás, en la segunda, para reemplazar de forma completa o, al menos, en
un altísimo porcentaje las importaciones de combustibles líquidos y GNL, mirando el futuro
de la finalización del contrato con Bolivia.
El precio del Plan Gas, en torno a los u$s 3,50 por millón de BTU, está lejos del costo de reposición de reservas, que en 2016 o 2017 necesitaba un precio de mercado mucho más alto, cercano a los u$s 5, para poder reemplazar reservas convencionales que estaban declinando. ¿Le sorprende que la industria esté logrando producir gas a u$s 3,50?
—No es una gran sorpresa porque es una industria que aprende muy rápido. La curva de aprendizaje ha sido muy útil en este sentido. El costo por pozo cayó en estos cinco o seis años. Y eso se ve reflejado en el precio. Hay un componente que no juega a favor: el riesgo país o la tasa de descuento que les pide a los proyectos. Pero apuntamos a que eso se vaya normalizando con el tiempo. La conjunción de una disminución del riesgo país con una mejora en la productividad de los pozos va a permitir precios más competitivos.
¿Hay espacio en la curva de aprendizaje para ganar eficiencia en el plano técnico?
—En el plano técnico, el cielo es el límite. Esta industria se supera permanentemente y va aumentando su productividad. Todavía estamos muy lejos del óptimo. También es importante destacar que, si bien todos son paquetes de azúcar, en tanto las moléculas de gas shale y tight son iguales, no es lo mismo desde el punto de vista de la logística y de los costos asociados con desarrollar los dos tipos de yacimientos. No es comparable la cantidad de recursos asociados
al shale con los asociados al tight. Pero, mientras podamos entregar los paquetes de azúcar que tienen menor costo de producción, nos vamos a encontrar con situaciones como la del Plan Gas.Ar, donde hay un componente de gas competitivo que viene de yacimientos tight y va a suministrar un porcentaje sustancial de la demanda.
No tenemos mucha experiencia en shale. Hemos hecho nuestros primeros pasos en El Mangrullo
y en Sierta Chata, con buenos resultados. Pero, claramente, todos los indicadores respecto de la productividad de los pozos shale han crecido y mejorado sustancialmente. Sobre todo, en los últimos tres años.
¿Cuál es la hoja de ruta de Pampa para los próximos años en materia de actividad?
—Operamos dos yacimientos de gas: El Mangrullo (solos) y Sierra Chata (con ExxonMobil como socio). Nuestro buque insignia es El Mangrullo, un yacimiento que originalmente estaba orientado a la formación Mulichinco. Desarrollamos un descubrimiento incipiente, que había hecho Petrobras: la formación Agrio. Hoy en día, el 90% del gas tight de El Mangrullo viene de la formación Agrio. Para nosotros, fue una gran sorpresa y consideramos que es un reservorio estrella, uno de los más competitivos de la industria.
¿Ahí estará la apuesta?
—Nuestra actividad va a girar alrededor de aumentar nuestra capacidad de evacuación y tratamiento, principalmente en El Mangrullo. Estamos construyendo una planta de evacuación temprana de 1 millón de m3/día. Estamos repotenciando una early production facility que terminamos en 2019 para alta presión y la estamos llevando a una planta de media, de 500.000 a 650.000 m3/día. El proyecto más desafiante que estamos encarando es la construcción de una segunda planta de tratamiento de gas, de 4,8 millones de m3. En El Mangrullo, desde que compramos Petrobras en 2016, pasaríamos de 2,5 millones a casi 9 millones de m3 de capacidad de evacuación. A eso, tuvimos que agregarle dos loops que hicimos en el gasoducto de evacuación: un tramo de 11 kilómetros y el nuevo cruce del río Neuquén. Alcanzamos esa capacidad instalada de evacuación para un yacimiento que, hoy, produce 5,2 millones de m3/día y queremos hacerlo crecer mucho más.
Pampa desembarcó en el mercado de gas de la mano de formaciones tight. Es decir, de arenas compactas, de menor permeabilidad y porosidad. Mencionó que el 90% de la producción de gas proviene de la formación Agrio. ¿Es una formación que se explota en otra parte de la cuenca?
—No somos los descubridores de Agrio. Hay yacimientos donde también se explota. En nuestro caso, logramos encontrar la manera de estimular Agrio para lograr muy buenas condiciones de caudal inicial y de acumuladas en los pozos.
Fue una labor de ingeniería de reservorios de Pampa Energía. Estamos muy contentos porque consideramos que es un reservorio muy noble, que nos dio buenísimos resultados. Obviamente, es finito, como cualquier reservorio. Pero creo que será el suministrador de gas de una parte sustancial de nuestro compromiso con el Plan Gas.Ar.
¿En qué instancia está el proyecto de la nueva planta de tratamiento de 4,8 millones de m³?
—Es un proyecto que está adjudicado. Prácticamente, por lanzarse en el campo y que debiera estar concluido para finales de la primavera. La inversión ronda los u$s 50 millones, aproximadamente.
Dentro de la primera ronda del Plan Gas, hubo 3,6 millones de m3, de los cuales Tecpetrol ofreció 2 millones; Total, 600.000 y nosotros, 1 millón. Pero Pampa fue la única compañía que ofreció inyección adicional. El resto, los 2,6 millones, fueron corte a la demanda industrial para ofrecerlo al segmento residencial. En la segunda ronda de picos de invierno, solo se presentaron dos compañías: Tecpetrol y Pampa. Volvimos a ofrecer otro millón adicional. Es la empresa que más creció en términos relativos en lo que representa a los picos de invierno, porque estamos convencidos de que ese mercado tiene que ser del gas local y no del gas de importación.
¿Cuántos equipos tienen trabajando en El Mangrullo?
—En este momento, un equipo de perforación, que está terminando el cuarto pozo en Sierra Chata.
Y, de ahí, movemos a Mangrullo, para seguir con un plan de perforación de cinco pozos más. Luego, están previstas las cuatro terminaciones de los pozos de Sierra Chata y seis terminaciones más en Mangrullo, que son todos pozos tight. Además, vamos a completar el primer pozo a Vaca Muerta que perforamos en Sierra Chata. Es un pozo de una rama horizontal de 2.500 metros y 36 etapas de fractura que queremos terminar antes de este invierno.
¿Qué producción inicial apuntan a tener en el pozo de Vaca Muerta?
—En el rango de los 300.000 a 400.000 m3 de caudal inicial estaríamos contentos.
Recientemente, Pampa lanzó una nueva estrategia de venta para robustecer la cartera comercial de la empresa. ¿Qué objetivos persiguen en materia de gas?
—El Plan Gas fija los volúmenes que uno le va a vender por los próximos cuatro años al mercado residencial y al de generación, es decir, a Cammesa. Esos dos segmentos de mercado vienen dados con el Plan Gas. Con lo cual, nuestra estrategia reciente es focalizar fuertemente en el segmento industrial.
Mencionó la necesidad de saturar la capacidad instalada de gasoductos troncales. ¿En cuánto tiempo puede avanzar la industria hacia eso?
—Es muy difícil que se logre para este invierno. Pero, para el de 2022, no me cabe duda de que esos caños pueden estar saturados. Lo estuvieron en 2019, no estamos inventando nada nuevo.
¿Conviene más construir un nuevo gasoducto o ampliar el sistema centro-oeste para reemplazar a Bolivia?
—Además de ser director de E&P en Pampa, presido el directorio de TGS. Estamos revisando permanentemente estos proyectos y la visión que tengo es que la opción más económica y con más sentido técnico es el tramo Tratayén-Salliqueló en la primera etapa. Eso liberaría alrededor de 20 millones de m3 adicionales de gas durante el invierno, con poca inversión en los tramos finales.
La segunda etapa es la que une Salliqueló-San Nicolás, liberando otros 20 millones adicionales. Es un proyecto modular que puede hacerse en dos tramos y llegar a reemplazar hasta 40 millones de m3 de gas importado. Tanto lo que viene de Bolivia como lo que llega de las terminales de gasificación de Escobar y, eventualmente, Bahía Blanca.
¿Es posible implementar una licitación que soporte las inconsistencias macroeconómicas para llevar adelante el proyecto que se defina como conveniente?
—Hay que mirar todos los proyectos en el contexto de una macro medianamente consolidada. Con ciertas variables más o menos estables, es una obviedad que este proyecto hace mucho sentido para el país. Estamos exportando entre u$s 1.500 y u$s 2.000 millones por año de combustibles alternativos. Eso podría reemplazarse perfectamente con gas de Neuquén y un gasoducto.
Más allá de la macro –que, seguramente, se va a ordenar–, desde un punto de vista físico no tiene sentido agarrar un pozo de gas en Qatar, llevar esa molécula de gas hasta una planta de licuefacción, licuarlo, cargarlo en un barco, traerlo hasta la Argentina, llevarlo a Escobar y volver a regasificarlo. No puede ser más barato que producir gas en Neuquén y moverlo 1.000 kilómetros por un caño hasta Buenos Aires. Está claro que ese arbitraje tiene que ocurrir. Además, el gas que se trae de afuera hay que pagarlo con divisas.
¿Existe una agenda con el Estado para empezar a debatir estos temas?
—Creo que el gobierno lo tiene en agenda. Se entienden perfectamente las ventajas de este proyecto y tenemos que dar luz a la discusión en los próximos meses. Por lo menos, en términos de cómo llevarlo adelante y cuál sería el marco general. Claramente, es un proyecto prioritario y, desde ya, el gobierno lo entiende así.
La Argentina hoy produce gas a u$s 3,50. Pero no son tantos los países que pueden ser tan competitivos. ¿Nos falta asumir o entender esa oportunidad que tenemos por delante?
—Creo que la entendimos y hay que cristalizarla.
La industria del petróleo en la Argentina es de larguísima data. Hay mucha experiencia. Este es un país con una enorme fuente de conocimiento en lo que hace a la industria petrolera. Y no solo
de las empresas, sino de todo lo que rodea al mundo del petróleo. Tarde o temprano, esto se va a cristalizar. Espero que sea más temprano que tarde y todo apunta a que eso sea así. Además, no sabemos lo que va a pasar con la energía en 50 o 70 años. Probablemente, los combustibles fósiles tengan una participación mucho menor en la matriz energética del mundo. Y todo lo que no logremos sacar hoy de Vaca Muerta perderá valor. Es un costo de oportunidad muy alto para la Argentina.
¿Hasta dónde existirá la ventana de oportunidad para poner en valor los recursos del país, teniendo en cuenta que la pandemia está acelerando el debate en materia de transición energética?
—Cada año que pasa es uno perdido. Cada año que desarrollemos más tarde Vaca Muerta es un riesgo adicional a que no lo podamos desarrollar. Hoy sabemos que se necesita el gas. Sabemos que tenemos gas para varias Argentinas. Con lo cual,el mercado de Vaca Muerta es de exportación y lo tenemos que aprovechar ahora. Son productosque tienen sustituto. Ya empezó la carrera. Tenemos que llegar antes. ×
Fuente: https://econojournal.com.ar/2021/06/los-picos-de-invierno-tienen-que-ser-un-mercado-del-gas-local-y-no-del-de-importacion/
