Gas: YPF y Tecpetrol coincidieron en el éxito del plan del Gobierno y en que el próximo paso para el sector es volver a exportar

Las compañías petroleras aseguran que ya están viendo los efectos positivos del Plan Gas.Ar, lanzado por el Gobierno a fines del año pasado: YPF y Tecpetrol, dos de las líderes del mercado, tuvieron importantes incrementos en su producción, luego de los cortes de ruta que afectaron a los yacimientos de Vaca Muerta durante abril de este año.

Así, el panorama de escasez de gas que se vislumbraba en los primeros meses del año, afectado por la menor producción de Bolivia y la sequía que afectó a las centrales hidroeléctricas, comienza a ser más alentador. Y las empresas anticipan que están dadas las condiciones para el próximo paso: retomar las exportaciones de gas, en firme, a la región.

“El objetivo del Plan Gas era poder abastecer de gas a la Argentina. Eso se está consiguiendo. El siguiente paso para el sector es volver a ser un exportador estructural de gas para los países de la región, sin perder de vista la posibilidad de tener una planta de GNL que nos permita exportar al mundo. El sector del gas tiene hoy muchas oportunidades. El Plan Gas fue el primer paso y sería bueno darle continuidad. Un sistema de contratos a largo plazo da previsibilidad, permite invertir y seguir bajando los costos”, señaló a Infobae Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía y director suplente de YPF.

Desde Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, también destacaron la posibilidad de exportación. La empresa logró aumentar los volúmenes de producción de su yacimiento Fortín de Piedra, en Vaca Muerta, de 11 a cerca de 17 millones de m3 diarios en el marco del Plan Gas y luego del parate por los cortes de ruta de abril.

“Lo que hay que hacer ahora es continuar e ir hacia la exportación. Primero en forma interrumpible, una vez saturados los gasoductos y pasar a la exportación en firma. Una vez asegurada la demanda local, se puede hacer exportación los 365 días del año”, destacó Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol. Este año la empresa prevé inversiones por USD 400 millones en Vaca Muerta y una cifra más alta para 2022.

Infobae entrevistó a ambos directivos sobre las perspectivas del sector gasífero local.

Santiago Martínez Tanoira, vicepresidente de Gas y Energía y director suplente de YPF

— ¿Cómo impactó en la producción de la compañía el Plan Gas?

— Fue muy desafiante. El Plan se puso en marcha recién a finales del año pasado y el compromiso era que la producción que íbamos a comprometer por cuatro años tenía que estar disponible a partir de mayo. Era poco tiempo. Significaba aumentar en cinco meses en más de 5 millones de metros cúbitos.

Al momento de las ofertas, a diferencia de los otros planes, fue un proceso de licitación competitivo. Antes eran finalmente precios subsidiados que tenían un determinado valor y las compañías que producían bajo las condiciones de estos planes lo hacían a ese precio. Acá todas las compañías tenían la libertad de ofertar todo el volumen al precio que quisiesen.

A nivel actividad fue vertiginoso, tuvimos que poner en producción todos los yacimientos y los frutos se notaron significativamente en las últimas dos semanas. Cuando se veía la producción de lo que va a acumulado del 2020-2021 no se vieron volúmenes significativos de producción hasta recién entrado el mes de junio. Esto mismo sucede con el resto de las compañías.

Apuntábamos a mayo pero con el problema de cortes que hubo en Neuquén se paralizó la actividad. En términos de cinco semanas, YPF pasó de 26,6 millones de m3 a más de 30 millones de m3. El cambio fue muy importante a nivel producción país. Todas las compañías reaccionaron bien a las señales de precios, a poder tener demanda ‘contractualizadas’ a cuatro años, que es una gran ventaja. Los datos en el primer y segundo trimestre eran preocupantes, con una sensación de escasez de gas que veníamos trayendo de otros años. Pero en mayo y junio la actividad creció significativamente.

— Se hablaba de una tormenta perfecta, con menor producción de Bolivia, el sistema hídrico en sus niveles más bajo, ¿cómo cambió ese escenario?

— Había preocupación. Si el Plan Gas no reaccionaba, no había demasiadas alternativas. El barco regasificador de Bahía Blanca es algo que también hubiese convenido el año pasado. Los precios relativos del GNL frente a los combustibles líquidos históricamente dieron a favor del GNL. Cuando llega el pico de demanda de invierno, la mejor alternativa que tiene la Argentina, si no tiene gas propio, es utilizar GNL. El barco de Escobar, que siempre tuvimos, más el de Bahía Blanca fue ahorrar tanto fiscalmente, por el costo que hubiese significado traer combustible líquido, y también desde el punto de vista de divisas.

— Pero los buques regasificadores tienen mala fama.

— La matriz energética argentina tiene una enorme ventaja porque está muy volcada al gas, que desde el punto de emisiones de CO2 es muy bajo. El consumo de gas de Argentina es el más importante de toda Latinoamérica. Tenemos una demanda estable durante todo el año de alrededor de 100 o 110 millones de m3 pero en invierno se puede disparar en días puntuales hasta 180 o 185 millones de m3. ¿Tiene sentido desarrollar gasoductos, troncales y producción propia solo por tres meses al año o conviene importar para suplir ese pico estacional? No es una cuestión dogmática, es analítica. Si una inversión que va a costar USD 2.000 millones y la tengo que monetizar en solo tres meses al año, ¿la ecuación justifica esos precios locales o mejor importarlo? La mayoría de los países importan durante el pico invernal o tienen almacenamiento subterráneo, que en la Argentina tenemos muy poco desarrollado.

— Se prevé una nueva ronda del Plan Gas, ¿cómo lo están analizando?

— Todavía no vimos los frutos finales del presente plan. Estamos en esta transición espectacular, exponencial que hemos tenido. Ya estamos con más gas en este invierno de lo que tuvimos el año pasado. A nivel país, en todas las cuencas, la producción argentina la semana pasada estaba en 118 millones de m3 y el año pasado estábamos en 113 millones. En Neuquén es más notable: alrededor de 79 millones de m3 contra 72 millones del año pasado. No me sorprendería que durante julio y agosto llenemos la capacidad de los ductos troncales desde Neuquén a la zona Buenos Aires. Por eso, hay que ver la necesidad de licitaciones adicionales. Así como el Gobierno hizo bien en planificar a largo plazo, una sugerencia es que esperen un poco antes de una nueva licitación. Es importante generar la oferta que el país necesite porque con una sobreoferta vamos a estar pagando sabiendo que hoy los precios que se pagan en las tarifas no son los precios que se pagan a las productoras. Hay una diferencia, que es un subsidio. Generar un subsidio para una oferta que es mayor a la demanda mucho sentido no tendría.

— Con un excedente en la producción, ¿se retomarían las exportaciones?

— El sistema está respondiendo bien. Yo no creo que haya escasez estructural de gas en los próximos cuatro años. El Plan Gas lo va a blindar. Esos 110 millones de m3 de gas que necesita en promedio —primavera, verano y otoño— va a estar producido en la Argentina. Yo creo que vamos a estar muy cerca de llenar los gasoductos durante este mismo invierno y ver cuál es la oferta adicional que se necesita. El panorama cambió radicalmente. Revisé datos históricos de cuando habíamos tenido un “ramp up” de producción como tuvimos en las últimas cinco semanas y no lo encontré, al menos en los últimos 20 años. Hace un mes, las compañías informaron sus ofertas y licitaciones para el mercado chileno. Este verano, ya vamos a tener ventas de gas de Argentina a Chile por estos 3,7 millones de m3 adicionalmente de las ventas spot que puedan existir. Es una muy buena señal. Con la calidad de roca que tenemos en Vaca Muerta, que es de clase mundial, una de las mejores del mundo, y con los costos que se fueron bajando. Todavía queda un trecho por recorrer pero los precios que tiene la Argentina son muy competitivos.

— ¿Esa exportación se podría dar en el corto plazo?

— Con ese nivel de precios y la abundancia de recursos que tenemos con Vaca Muerta, sin lugar a dudas el siguiente paso es volver a ser un exportador neto de gas. Como primer paso a la región (con los siete gasoductos que tenemos con Chile, dos con Uruguay, el gasoducto con Brasil) y hay que volver a ser un proveedor confiable y ganar de nuevo esos mercados y tener contratos en firme, no solo durante el verano sino durante todo el año. Y la tercera etapa, el sueño que tenemos, es poder exportar al mundo a través de una planta de GNL. Esas ya son inversiones multimillonarias porque hay que hacer un gasoducto dedicado con una planta de separación de líquidos, un puerto, pero la Argentina tiene posibilidades de concretar un proyecto de esta envergadura. Hoy los volúmenes que tenemos en Vaca Muerta son inmensos y podríamos no solo abastecer de gas a la Argentina por 100 años sino a los países de la región y exportar al mundo. Desde el punto de vista de recursos, la Argentina tiene un potencial inmenso.

— ¿Qué perspectivas tiene la demanda de gas en un momento de transición hacia energías renovables?

— El gas es un combustible muy bueno desde la transición energética porque al combustionarlo emite la menor cantidad de CO2. Es el combustible mejor posicionado para ayudarnos en la transición. Cuando uno utiliza energías renovables, eólica y solar, alguien tiene que abastecer el backup de esa energía. Cuando no hay sol o viento, el gas natural es la que más rápidamente se activa como sustitución. Cuando más energía renovable haya, más energía se va a necesitar como backup. Hasta que podamos desarrollar baterías y almacenamiento.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol

— ¿En qué niveles de producción de gas están hoy y cómo impactó el Plan Gas?

— En Fortín de Piedra (el yacimiento gasífero de Vaca Muerta) la producción fue de 17,5 millones de m3 en 2019; después, producto de la pandemia, bajó a cerca de 11 millones de m3 diarios. Nos presentamos en las dos etapas del Plan Gas, con un compromiso de inyección de 14 millones de m3 y un volumen de invierno de 3 millones de m3, lo que significa una inyección cercana a los 17 millones de m3. Hoy ya estamos en 16,5 millones, hubo un retraso producto del bloqueo de abril que nos impactó mucho porque durante 21 días no pudimos ni perforar ni fracturar. Para recuperarlo, aceleramos la puesta en marcha de los pozos. Desde el punto de vista técnico tarda 45 días hasta llegar al máximo y hemos reducido ese plazo a 25 días. Eso nos permitió minimizar las pérdidas de junio. Y ya estamos cumpliendo con los compromisos de inyección. Pensamos llegar a los 17,5 o 18 millones de m3 en las próximas semanas. En ese sentido, el plan fue exitoso porque permite la previsibilidad a largo plazo que necesita el gas.

— Hubo un cambio significado con respecto al panorama del comienzo del año-

— Y va a terminar de cambiar más. Cerca de este inverno, o sino del invierno que viene, se satura la capacidad de transporte. La solución ya viene por aumentar la infraestructura de transporte, que es muy necesaria. Con eso, la Argentina vuelve a tener más producción de gas y puede volver a aprovechar la infraestructura que se hizo en los ’90 para exportar a Chile, Uruguay, al Sur de Brasil y para exportar energía eléctrica. Hay una oportunidad tremenda para exportación de gas y, más importante, de energía eléctrica a Brasil. Argentina tiene la producción de gas cíclica y hay una capacidad que se puede aprovechar para generar energía eléctrica y exportar.

— ¿Ya tienen cerrados contratos de exportación?

— Por participar en el Plan Gas podemos ofertar gas en el verano. La idea es que esta exportación a medida que se garantice la demanda interna puede ser los 365 días al año. Estimamos que luego de este parate, por el Covid y por la falta de incentivos que se solucionó con el Plan Gas, se ha demostrado que rápidamente estamos incrementando la producción. La Argentina pasó de 110 a 130 millones de m3 por día en muy poco tiempo a través de todos los productores. Es un dato importante. Lo que hay que hacer ahora es continuar e ir hacia la exportación. Primero interrumplible y, una vez saturados los gasoductos, la exportación en firme. Asegurada la demanda local, se puede exportar los 365 días del año.

— ¿Y qué plazos estiman para que se pueda concretar?

— Si el año que viene se satura la capacidad de transporte se podría exportar también. Una vez realizado el gasoducto, es un tema económico.

— ¿Qué oportunidades ven para Vaca Muerta en un contexto global de transición energética hacia fuentes renovables?

— La transición energética va a llegar. Es un hecho, por eso tenemos que aprovechar la “ventana” de Vaca Muerta, que tiene recursos espectaculares. La roca de la Argentina tal vez sea mejor que la de Estados Unidos en cuanto a productividad. Tenemos la macroeconomía que nos afecta con costos de financiamiento más altos. La nueva ley de hidrocarburos tal vez tenga algo que permita acceder a divisas y poder exportar. El Gobierno lo está previendo. Los recursos para la Argentina son infinitos con reservas de 300 TCF que significan 150 a 170 años al consumo actual. Como mínimo, puede abastecerse, reemplazar combustibles líquidos, exportar a países vecinos. En cuanto a petróleo, lo mismo. Hoy se producen menos de 500.000 barriles y se podría dar un salto grande y ser exportador neto. La Argentina es un exportador marginal.

— ¿Y cómo afecta la macroeconomía argentina estas posibilidades?

— La macro es importante en producción de energía y la producción de energía impacta en la macro. No hay tiempo, dada la transición energética, de esperar que la Argentina resuelva el tema de la macro. Se pueden poner condiciones especiales a través de una ley que permita acelerar el plazo, con estabilidad tributaria, acceso a las divisas y la posibilidad de exportar. En el caso de gas, se solucionó a través del Plan Gas. Para producir petróleo, el inversor necesita saber si va a disponer saldos exportables y acceso a las divisas para repagar los préstamos. Eso está previendo la ley que el Gobierno está estudiando.

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