“Argentina será exportador de gas y de petróleo en los próximos años”

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El presidente de Shell Argentina, Teófilo Lacroze se refirió al mercado energético regional y al rumbo de la petrolera en el país. Habló en téminos muy optimistas sobre el futuro de Vaca Muerta y enumeró los tres principales desafíos para avanzar más rápidamente hacia el desarrollo del mayor yacimiento de shale de la región: infraestructura y servicios, reforma tributaria y la necesaria extensión del período de quebrantos.

Con la adquisición de BG Group hace dos años, Shell se convirtió en el grupo gasífero más grande del mundo. ¿Cómo evoluciona el negocio y hacia adónde están apuntando?

La formalización de BG fue durante el primer trimestre de 2016. Esa compra nos constituyó en el principal  productor y trader de gas en el mundo y en el principal operador de LNG. Hoy nuestra matriz productiva tiene más del 50% en gas.

¿Por qué gas? 

El desafío que tenemos como industria a futuro es más energía y más limpia. El gas es el fósil con mejor footprint de CO2. Creemos que la participación del gas en la matriz energética mundial será muy relevante, inclusive en el futuro no tan cercano.

Está claro que cualquier tipo de fuente de energías es necesaria. Como grupo, en el mundo somos uno de los desarrolladores principales de nuevas fuentes de energías.

Tenemos proyectos solares, eólicos, trabajamos con hidrógeno en Alemania donde tenemos 400 estaciones de servicio de hidrógeno. Somos el principal productor de biocombustibles del mundo con nuestro jointventure en Brasil que es Raizen con la que tenemos 24 ingenios de azúcar para etanol. Apostamos a todas las fuentes de energía existentes y a los nuevos desarrollos.

Sabemos que las fuentes de origen fósil van a tener una menor penetración a la que tiene hoy en la matriz energética mundial, pero la demanda en términos de volumen va a ser mayor en 30 años de lo que es hoy, aunque el petróleo reduzca su participación porcentual. Nuestro propósito es proveer más energía y más limpia. El gas es el primer puente, los biocombustibles el segundo porque se transporta de la misma manera que los fósiles y de ahí todas las nuevas energías que estamos desarrollando hoy alrededor del mundo.

¿Que lugar ocupa para Shell América latina y específicamente Argentina?

En América latina y específicamente Argentina nuestro esfuerzo está concentrado y tenemos un negocio muy importante de refinación y comercialización.

En la parte de exploración y producción de gas y petróleo tenemos Acambuco que es un área  convencional de gas pero nuestro foco es Vaca Muerta, donde tenemos 7 áreas. En 5 somos operadores.  Ahí nuestros socios son G&P, YPF, Pluspetrol y en las 2 que no operamos estamos asociados con Total y G&P.

Nuestros esfuerzos para los próximo cinco años están dirigidos a Vaca Muerta. El año pasado cuando vino nuestro Ceo anunciamos que íbamos a invertir US$ 300 millones por año, por los próximos cuatro años, son US$ 1.200 millones en inversiones que duplican las inversiones que hoy ya tenemos en Vaca Muerta. Esto implica un plan agresivo para pasar de piloto a desarrollo y aumentar de 8 ó 10 pozos por año a más de 40 ó 50. Ese es nuestro plan.

Para eso tenemos que cumplir etapas y estamos en ese camino en la Argentina con esa inversión de US$ 300 millones por año que cumplimos en 2017 y que está alineado con esos valores para  el 2018 en adelante.

Los hidrocarburos no convencionales requieren tecnología y deep pockets, ¿que aporta Shell?

Shell tiene ambas. De hecho lo bueno que traemos para el desarrollo no convencional argentino viene de Estados Unidos y Canadá. Monitoreamos la perforación y completación de pozos desde Calgary donde hay un centro que monitores todas las perforaciones y completaciones de Estados Unidos, Canadá y Argentina.

Lo hacemos online, es decir, minuto a minuto. Corregimos la dirección de nuestro horizontal vía Calgary. Usamos en Vaca Muerta la mejor experiencia que tenemos de lugares como Permian o Alberta.

Como dato llegamos a losmismos niveles de excelencia en perforación y completación de pozos en la Argentina en la mitad del tiempo que en Canadá y Estados Unidos. Esto es por uso de tecnologías y buenas prácticas, lo que denominamos curva de aprendizaje acelerada.

Eso fue lo que nos permitió, pasar de pozos con costos de US$ 15 millones a casi US$ 8 millones. Y todavía tenemos que bajar unos 2 o 3 millones para ser competitivos es decir, la curva de aprendizaje continúa.

A esta curva de aprendizaje debemos agregarle infraestructura y servicios necesarios que nos permitan llegar a niveles de costo como el de otras áreas de Estados Unidos y Canadá.

Es nuestro objetivo y nos está yendo bien.  Por ahora la evolución de costos y el aprendizaje ha sido muy bueno y nada nos indica que no podemos llegar a producir gas y petróleo a costos de Estados Unidos, me refiero con pozos en desarrollo y no en piloto. Con un piloto es limitado lo que se puede hacer y eso se maximiza cuando se va a desarrollo.

¿Cómo la tecnología los hace más competitivos?

En realidad captamos el aprendizaje de centenas y centenas de pozos que tenemos en Estados Unidos y Canadá, El avance tecnológico que implementamos lo traemos a Argentina inmediatamente.

No conozco otras compañías que hagan este monitoreo centralizado como hacemos en Shell. Y ¿por qué lo hacemos? porque creemos que transferir knowhow en el no convencional rápido es imprescindible para poder tener un desarrollo competitivo.

Hoy tenemos 30 pozos en la Argentina la explotación de pozos no convencional en el mundo empezó hace veinte años, aquí hace cinco.

De manera que todo ese knowhow  es el que hoy traemos a la Argentina pero con empleo y profesionales argentinos. Lo que hacemos en Calgary específicamente es el monitoreo y la transferencia de knowhow de cómo traer mayor producción o por diseño de pozo o por dónde exactamente hacer el landing del horizontal en el pozo. Claramente es un diferencial que Shell aporta al no convencional de Argentina.

Medimos mucho con un área que se llama Fox Creek. Logramos producciones y costos en la mitad del tiempo que se lograron en Fox Creek. Esto me permite decir que la curva de aprendizaje va a ser el doble de rápida de lo que fue en Estados Unidos y Canadá. Sumado a una roca y a un reservorio que es excelente podemos ser muy optimistas del potencial que tiene  Vaca Muerta

¿Los acuerdos con los sindicatos cómo influyeron en los costos?

La adenda firmada con los sindicatos ha tenido influencia en la mejora de costos , también en productividad que, a futuro, es muy relevante para poder llegar a costos competitivos y a producción competitiva de nuestros pozos.

El marco regulatorio también ayudó. Hoy tenemos una Ley de Hidrocarburos que se respeta que no tiene resoluciones arbitrarias que la impactan, es decir, un marco regulatorio mucho más sólido para poder desarrollar negocios que tienen un horizonte de 35 años.

El gobierno de Neuquén siempre ha sido un socio excelente. Continuamos trabajando juntos para el desarrollo de la industria. Hay cosas que cambiar, que discutimos pero lo importante es tener un diálogo  conjunto para poder generar los cambios necesarios.

¿Cuáles son los grandes desafíos?

Los grandes desafíos que vemos más allá de la curva de aprendizaje, tienen tres áreas principales.

Una es infraestructura y servicios. Si pensamos Vaca Muerta con 1.000 pozos por año  —hoy estamos en 120— los cuellos de botella en infraestructura son claros. Necesitamos rutas, gasoductos, oleoductos, puertos y servicios para la cadena de valor petrolera.

Dependemos de los proveedores de servicios y hay espera para algunas cosas porque no hay equipos suficientes. Este es el primer desafío que tenemos por delante. Hay que pensar en un Vaca Muerta con nueve veces más actividad que la que tiene hoy.

El segundo desafío: dentro de la reforma tributaria hay un elemento muy importante para nuestra industria que es amortización acelerada de pozos junto con la extensión del período de quebrantos. Hoy el período de quebrantos en la Argentina es de cinco años. Es el único país que tiene un límite. Creemos que poder extender ese plazo y dar amortización acelerada crea una condición tributaria mas conducente con nuestra actividad que es de altísima inversión inicial. Invertimos casi todo nuestro capital en los primeros 5 ó 7 años y lo recuperamos en 35. Hundimos mucho capital de entrada y los plazos no son suficientes para la amortización ni tampoco el período de quebranto para recuperar el capital invertido.

¿El plan gas contribuye a mejorar la ecuación?

Tenemos un plan de incentivo hasta el 2021 que va de los actuales US$ 7,50 a US$ 6 por millón de BTU, creo que es un buen sendero inicial para ir a mercado.

El mercado del gas es un mercado regional y muy complejo de comprender. Es muy relevante para aquellos jugadores que hoy están muy cerca de infraestructura —volviendo al punto del desafío en infraestructura— para Shell es menos relevante, porque las áreas de gas que tenemos están lejos de infraestructura. Es decir, vamos a necesitar inversión en midstream, en gasoductos para poder transportar la molécula de gas de Rincón La Ceniza, por ejemplo que está más lejos de los troncales que hoy tienen capacidad ociosa. Esa discusión hoy existe. Hay muchos jugadores del midstream que están planteando proyectos de gasoductos para el gas de Vaca Muerta. Creo que va a ser una realidad. Ese es el desafío segundo. Y el tercero es el de minimizar los tiempos improductivos. Shell tiene todavía en Vaca Muerta casi un mes por año de días que pierde por diferentes razones. Esto también es importante vencer ese desafío. Es algo simple que  puede traer muchos beneficios cuando se compara con otro yacimiento del mundo.

¿Qué pasa con los proyectos de infraestructura?

Hay muchos que se están discutiendo, por ejemplo la expansión del gasoducto del Pacífico. Se van a realizar. En el tema ductos alguno va a construirse porque va a haber producción de sobra.

¿Y por qué no empezaron la obras? 

Porque es una inversión significativa que necesita factibilidad de volumen para precisamente hacer factible la inversión.

¿Dependen de privados o del Estado?

Cuando se habla de infraestructura creo que se trata de un esfuerzo y desafío conjunto entre gobiernos, empresas privadas y hasta instituciones. Qué tipo de medio necesitamos para que sea conducente con el desarrollo de Vaca Muerta. Hoy por ejemplo en Neuquén la provincia está haciendo rutas, muy necesarias para el desarrollo de Vaca Muerta. Hay privados pensando en proyectos de gasoductos, privados pensando en oleoductos para conectar con troncales. Nosotros también hacemos inversiones en infraestructura en nuestros yacimientos como la planta de separación de gas y petróleo que inauguramos en abril.

Argentina va a ser exportador de gas y de petróleo en los próximos años por eso hablo de puertos y luego hay que pensar en la cadena de suministro: arena, agua, etc. Esa cadena también necesita de infraestructura para llegar de forma competitiva.

Lo que estamos discutiendo hoy como desafío va a ser un cuello de botella en cinco años. La realidad es que se necesitan de tres a cinco años para que cualquiera de estos proyectos sean realidad.

Es como el huevo y la gallina: el transportista espera que estén las reservas, los compradores para celebrar el contrato y el productor quiere la infraestructura para aumentar la producción…

El empresario corre riesgos también. La infraestructura tiene ese riesgo. Si no hay producción esa inversión no va a ser rentable. Personalmente creo en Vaca Muerta y esto lo discuto con todos los empresarios que están pensando en los proyectos. La producción de Vaca Muerta está garantizada.

Esas inversiones no son para cualquiera

Shell invierte hoy US$ 300 millones en una etapa piloto, imagine cómo se multiplicará la inversión en desarrollo, el capital va a estar para Vaca Muerta. Ya es más una cuestión de timing, es decir, ¿lleno ese gasoducto en 2023 o en 2025? volumen va a haber…

…y el precio del gas puede ser otro

Para el gas el precio es regional y ahí podemos tener una discusión eterna respecto de cuál es el precio de equilibrio. El precio del gas nuestro no va a ser el Henry Hub de Estados Unidos por condiciones de oferta y demanda completamente diferentes porque transportar el gas es caro entonces esto da una dinámica regional. Para el petróleo va a estar asociado al Brent. Vaca Muerta tiene que ser competitivo en el rango actual de precios y creemos que lo es. Y el precio importante es el de mediano plazo, difícil de estimar, cada petrolera tiene sus propias estimaciones pero no veo problemas con la competitividad de Vaca Muerta versus precio del petróleo a mediano y largo plazo.

Del petróleo convencional ya casi no se habla en Argentina. ¿Qué pasó?

Hay todavía oportunidades para el petróleo convencional. De hecho van a empezar las licitaciones de off-shore. Hay indicios respecto a lo que sigue del Presal brasileño que continúe acá. El convencional que hoy conocemos está en declino y en una curva razonable. Lo que tenemos que intentar es con el no convencional, con el off-shore, otro tipo de convencionales, revertir esa curva. Creo que se puede. Shell va a evaluar dentro de la licitación de off-shore. Para nosotros el negocio de aguas profundas es importante en el mundo y Argentina va a ser parte de ese capítulo también.

Tienen muchas operaciones en Brasil…

Hace más de 100 años que estamos en Brasil. Tenemos operaciones muy fuertes. Heredamos muchas áreas de Presal de BG y hoy  Brasil para Shell es una geografía muy representativa.

Hasta el año 2023/25 cuando Vaca Muerta empiece a producir ¿Argentina tendrá excedentes exportables?

Sobre todo en el verano. Creo que los excedentes se van a ver en verano y tal vez en un plazo menor. De hecho hoy hay algunos días puntuales de verano donde hay que exportar gas.

Había un proyecto de intercambio con Chile para hacer una compensación porque tiene una temporada contraria a la nuestra ¿Es factible? ¿Es conveniente?

Factible es. Creo que es una discusión entre los ministros de Energía de ambos países. No sé en qué grado de avance está. La factibilidad existe porque tenemos gasoductos que están vacíos y conectan con Chile, que son los que estamos usando para importar gas en invierno. Nosotros podríamos recuperar a Chile como mercado, sin duda. Toda la infraestructura está hecha.

Shell produce en 80 países y Argentina necesita gas ¿No hay conflicto entre el interés de colocar productos externos en la Argentina y la producción local para exportación o para abastecer el mercado interno?

Dentro de las diferentes áreas de Shell tenemos un área de trading de las mayores del mundo. Nuestra producción de Vaca Muerta de 3.000 barriles/d la refinamos en nuestra refinería, procesamos 90 mil. Vamos a hacer lo que sea mejor para optimizar las refinerías.  Me preocupa mucho más el transporte y logística interna y obviamente tener puertos dimensionales para la producción que la Argentina va a tener porque creo que el negocio, a largo plazo, no va a ser sólo el mercado interno sino también el externo.

Hay un proyecto de GNL en Ensenada. ¿Uds. lo vieron?

Si. Ahí volvemos al invierno otra vez y a la necesidad de importar gas. La inversión adicional para poder exportar es muy significativa. Es bastante diferente al proyecto donde se puede gasificar y regasificar.

Los proyectos que vimos —algunos los estamos discutiendo— son proyectos de regasificadoras donde hoy claramente requieren excedentes muy importantes en invierno. Creemos que a futuro estas regasificadoras deberían mirar a la Argentina en invierno porque creemos que en verano la posibilidad de venderle gas a Argentina va a ser más limitada.  En la medida en que Vaca Muerta aumente su producción de gas estas posibilidades van a desaparecer. Pero creemos que en invierno siempre va a haber oportunidades y demanda insatisfecha de gas. Por lo tanto estamos analizando algunos proyectos. Hay uno en Uruguay y otros dos en la Argentina. Uno el de Ensenada, otro en La Plata, diferentes proyectos, cada uno con sus ventajas y desventajas.

Una regasificadora es un poco como un gasoducto también, sólo va a haber una y en principio debería ser la más competitiva. Hay que analizar la de Uruguay: que viene por el gasoducto Cruz del Sur con capacidad limitada. Algunos proyectos tienen limitación de calado y otros no tienen esa limitación pero son muy caros en cuanto a infraestructura y a su mantenimiento a mediano y largo plazo. Entonces hay que ver con qué restricción se opera.

Pero inyectan directamente al anillo, a diferencia de Escobar y Bahía Blanca…

Esa es una de las ventajas que ofrecen Ensenada o La Plata.  Las plantas existentes están depreciadas. Hoy hay que montar una nueva planta cuya inversión es de centenas de millones de dólares. En la medida que se analice  y que haya demanda insatisfecha creo que una regasificadora es posible. Pero solo para el invierno a mediano plazo. No va a ser para todo el año. De modo que hay que pensar en qué tipo de inversión realizar para poder tener alguna rentabilidad en una utilización temporal de esa inversión.

Con respecto a la regasificadora de Gas Sayago pidieron prórroga en la etapa de análisis, ¿La están estudiando?

Tenemos que completar los estudios. Uruguay empezó con una dimensión muy grande como proyecto. Creemos que se debe readecuar a lo que nosotros creemos va a ser la realidad de oferta y demanda de gas en la región principalmente Uruguay y Argentina que son los mercados que se pueden abastecer desde Uruguay.

Pero la necesidad de Uruguay es poca comparativamente…

Por eso. En realidad está la demanda argentina y hay que ver qué tipo de planta se va a necesitar. Todo eso está en análisis y lleva tiempo por eso pedimos las extensiones pero seguimos evaluando el proyecto. Hay una parte que se construyó y otra que es el alquiler, el gasificador flotante que es un buque. Pero dependiendo de la dimensión del buque será el alquiler que se va a pagar y lo que estamos discutiendo es cuánta capacidad o cómo podríamos tomarlo nosotros como privados de ese proyecto.

Evalúan tres proyectos de regasificadora, pero ¿optarían por una sola ?

Podemos quedarnos con una o con ninguna. Porque acá hay que estudiar costos. Si el costo con el que llega el gas es inviable, no tiene sentido.

Hay mucha competencia. Entonces la pregunta es a qué precio llega el gas y a dónde. Es muy difícil hablar hoy de cuál va a ser la condición de precio y de competitividad del gas argentino para transportar en 2030 y la verdad es que hay que ver cómo se comporta el gas acá, es decir, la dinámica, cómo evoluciona la tecnología y cómo evoluciona el equilibrio de oferta y demanda en el mundo.

Creo que el mercado argentino va a seguir teniendo una estacionalidad inmensa. Hay muy pocos mercados que tienen esa característica. Nosotros operamos 80 100 y en invierno vamos a 150 ó 170.Y cuando se invierte en invierno cortas industria, es decir, hoy nosotros nos sentimos más seguros de discutir regasificación que lo inverso.

Shell avanzó mucho respecto de las importaciones de petróleo para la refinería en el último año y medio ¿Esto es así?

No mucho. No es muy diferente al año pasado. Importamos entre 4 y 5% del total que procesamos. Nosotros tenemos un compromiso de procesamiento de crudo local.

¿Cuál es el techo del precio del crudo que conviene importar?

Eso va a depender mucho de las calidades del crudoal que tengamos acceso en la Argentina y qué calidades de crudo podría importar para procesar. Es decir, para la refinería de Shell teniendo en cuenta que es una refinería donde producimos, entre otras cosas, asfalto, básicos y lubricantes. No cualquier crudo permite esa producción y algunos crudos argentinos son muy buenos para eso. De manera que nuestra importación no se va a alterar más del 5% de lo que procesamos.

Aún así se sube mucho….

Lo que hay que pensar es en qué momento empezamos a traer producto, no sólo crudo. Es decir, la optimización de una refinería es una ecuación de producto terminado y crudo. En general, en un mercado libre se maximiza la utilización de la refinería pero hay ventanas específicas de importación de producto. Nosotros importamos diésel porque no se produce todo el que se consume en el país e importamos crudo alrededor del 5% de la producción. ¿Va a variar mucho? No creo. Podría variar un poco pero se quedará en esos niveles. Shell es un gran comprador de crudo argentino.

¿A quién se lo compran?

Tenemos diez proveedores que son muy relevantes. No tenemos producción aún. Si se piensa en otros refinadores están mucho mas equilibrados entre producción propia y refinación. Shell procesa 90 mil barriles por día y producimos 3.500. Compramos 85 mil barriles para procesar todos los días.

¿En qué quedó la venta de la cadena de estaciones?

Seguimos en la revisión estratégica del downstream y esto significa evaluar cuál es el mejor modelo de  negocio para el crecimiento del mercado de comercialización que creemos que va a ser muy positivo en los próximos años. Estamos evaluando el modelo actual o si se requiere incorporar un socio nuevo. Estamos en el final de la etapa de estudio pero no hay ninguna decisión tomada. Lo que si está claro es que la marca sigue.

La Argentina cambió mucho y en la medida que haya crecimiento macroeconómico en el país la demanda de combustible crecerá más que el PBI. Shell va a ser parte de ese crecimiento y a recuperar lo que no realizamos en la última década.

Somos muy optimistas, por eso pongo en contexto el tema de la revisión estratégica que es simplemente definir cuál es el mejor modelo porque creemos que se vienen años de crecimiento continuado en la Argentina y queremos ser parte de ese crecimiento porque tenemos una marca muy respetada en la Argentina y mucho espacio para crecer y esto es lo que queremos realizar en el área de comercialización.

¿Cómo les fue en el año?

Nos fue  bien. Adquirimos dos áreas nuevas en Vaca Muerta,  Coirón con Pluspetrol y Bajada de Añelo con YPF. Esta última es la primera área que se da en operación para un tercero —Shell—  lo que significó un hito dentro de la industria local con lo cual nos pone en la responsabilidad de hacer un desarrollo muy bueno en Bajada para demostrar cuál es el valor que pone Shell al no convencional en Argentina. E YPF como socio también contribuirá con su experiencia ya que es el que más pozos tiene en la cuenca para el desarrollo conjunto del área que nosotros operamos. Inauguramos la planta de 10 mil barriles, que pretendemos completar a fines del año que viene.

Tenemos la discusión del oleoducto para conectar Sierras Blancas y Cruz de Lorena con el troncal que es muy relevante para los desarrollos de los próximos  2/3 años o más, perforamos a hoy 7 pozos nuevos y nueve pozos si contamos los que conectamos que perforamos  a fin del año pasado, es decir, mucha actividad y mucha más este año que en el 2016. Hoy tenemos cuatro pozos que están entre los diez mejores de la cuenca, por eso somos tan optimistas con Vaca Muerta.

 

¿Y en comercialización?

Lanzamos, por ejemplo Shell Latam pass siguiendo con nuestro plan de lealtad con Latam, ahora incorporamos al Banco Francés y aumentamos nuestra participación de mercado en 2,2 %. Esto es mucho en el sector de estaciones de servicio. Seguimos creciendo en el sector mayoristas. Tuvimos un buen año y nuestro plan es seguir por ese camino en los próximos años.

Con la apertura la Argentina puede ser un mercado de oportunidad para grandes jugadores…

Hoy el mercado ya esta abierto. Creo q el mercado argentino puede ser atractivo para importadores y tendrán que competir con los refinadores locales. El margen de refino debería dar un incrementa positivo más allá de lo atractivo. En 2017 se importó más productos de terceros esto puede seguir creciendo y nosotros tendremos que competir.

No hay ninguna otra alternativa ya lo hemos hecho y lo tendremos que seguir haciendo. La red de estaciones de servicio es un elemento crítico de esa ecuación creo que vamos a estar bien. Donde entran primero esos volúmenes importados es en el canal mayorista y eso lo vemos todos los días.

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