El ministro de Energía neuquino adelantó los lineamientos del nuevo Régimen de Promoción de Hidrocarburos, mencionó las obras que faltan en Vaca Muerta, habló del aumento de tarifas, el gas en invierno, el gasoducto a Brasil, el Tren Norpatagónico, las pymes y el boom de las energías renovables.
Aumento de tarifas, abastecimiento de gas en invierno, gasoducto a Brasil, Tren Norpatagónico, oleoducto trasandino, el rol de las pymes y el boom de las energías renovables. De todo eso habló Monteiro en esta entrevista. Veamos:
Periodista: ¿Cuál es el nivel de actividad hoy de Vaca Muerta? Muchos hablan de una reactivación…
Alejandro Monteiro: Sobre el último trimestre del año pasado, con la demanda de combustibles a nivel nacional, bastante normalizada, aunque no al 100%, se retomó la actividad de fractura, y es lo que vemos en enero y febrero, llegando a casi 700 etapas, el récord que tuvimos en 10 años de desarrollo no convencional en Neuquén.
Periodista: Ahora hay más fractura que perforación…
A.M.: En el transcurso del año pasado se retomó la perforación, y sobre fin de año la fractura fue incrementándose. Se han fracturado más pozos de los que se ha perforado, y de alguna manera se está consumiendo el stock. YPF es el principal acreedor de esos pozos, con una cantidad importante antes de la pandemia, que van manejando según la demanda y capacidad de tratamiento de hidrocarburos para conectarlos.
P.: ¿Cómo impactó el lanzamiento del Plan GasAr?
A.M.: A partir de la puesta en funcionamiento la actividad de perforación y terminación de pozos de gas se reactivó y lo vamos a ver a fines de abril y principios de mayo, cuando los pozos que se fueron fracturando y conectando van a empezar a mejorar la producción de gas en Neuquén, donde se produce el 65% del gas total del país.
P.: ¿Cree que está garantizada la provisión de gas en el próximo invierno?
A.M.: Una vez fracturado el pozo se conecta y en las primeras semanas produce más agua que hidrocarburos, por la limpieza. Recién a los 30 o 45 días tiene un nivel de producción interesante y a los 60 o 65 días tiene producción plena de hidrocarburos, con un pico a los cuatro o cinco meses desde que se puso a producir. La secuencia de los pozos está dada para llegar a los compromisos del inicio del invierno, en mayo y junio, cuando la demanda es más importante, y son las curvas que las empresas comprometieron en el plan GasAr.
P.: ¿Cuántos equipos están activos hoy?
A.M.: Veníamos con 23 o 24 equipos de perforación, y en la última semana llegaron a 27, el mejor valor de febrero del año pasado.
P.: ¿Se puede sostener hasta fin de año un nivel de 700 fracturas por mes?
A.M.: Es un buen nivel, aunque no es el de desarrollo de Vaca Muerta. Pero para lo que es la industria y la incertidumbre que hay por la demanda de hidrocarburos y la cuestión sanitaria, mantenerlas sería muy bueno. Pero no sé si es factible que se mantengan a ese nivel hasta fin de año. Al retomar la actividad en los pozos, la producción de gas sigue la estacionalidad de la demanda en invierno, y a partir de septiembre y octubre disminuye, salvo que la Argentina puede generar contratos de exportación en firme, que están previstos en el plan GasAr, a pesar que son menores a la caída de la demanda local. Es probable que la producción disminuya pasado el invierno. No va a ser cero, pero no será el mismo ritmo previo al invierno, cuando se busca llegar al pico con la mayor producción posible.
P.: ¿Cuánto influyó el precio internacional del petróleo (por arriba de u$s61) en la reactivación de Vaca Muerta?
A.M.: El petróleo a estos precios internacionales genera mucho interés en la medida que se puede reconocer. A nivel interno ese precio no se paga, y hoy es imposible trasladar ese precio al surtidor. Pero el incremento de producción permite exportar volúmenes y eso sí se paga a precio internacional. Por eso hay interés de distintas compañías, que si tienen volúmenes de exportación, también pueden asociarse para contratar un buque que les reditúe un precio interesante.
P.: ¿Es inviable Vaca Muerta sin exportaciones?
A.M.: Son fundamentales e indispensables. Si se piensa en desarrollar Vaca Muerta, dado los recursos que tiene tanto en petróleo y gas, el foco está puesto en la exportación porque es lo que te da escala, y te permite seguir siendo más competitivo, eficiente, reducir costos y atraer capitales. Si se piensa en un solo bloque, porque ejemplo el último que otorgamos a Phoenix, necesita una inversión de u$s2.300 millones para desarrollo total, con 180 pozos, una planta de tratamiento y oleoductos. Si se pretende atraer el capital para desarrollar ese bloque, tenemos que pensar en producir lo más eficientemente y rápido posible, para vender la producción a precios internacionales.
P.: ¿Usted cree que están dadas esas condiciones?
A.M.: Sí, faltan las condiciones macro del país que permitan traer las divisas, invertirlas, poder exportar, tener disponibilidad de esas divisas, y en unos años repagar el financiamiento que se haya obtenido y remitir las utilidades que el proyecto haya generado. Las otras cuencas del mundo van mejorando en eficiencia y competitividad, y si uno piensa en desarrollar Vaca Muerta hay que seguir trabajando en ese sentido. Gran parte de la mejoras te la da la escala. Si solo producimos para abastecer el mercado interno, la escala es muy pequeña, y seguramente tengamos muchas deficiencias, no seremos competitivos y no tendremos retornos de capitales. El volumen de recursos a desarrollar y explotar es tan grande que debemos trabajar en ese sentido.
P.: La nueva Ley de Hidrocarburos llega para aportar la certidumbre que falta…
A.M.: El borrador que se está trabajando desde el Gobierno nacional va en ese sentido, de aprovechar la ventana que pueden dar los hidrocarburos en las próximas décadas para ser explotados, porque si no es una riqueza que va a quedar en el subsuelo. Como bloque de provincias hidrocarburíferas nucleadas en la Ofephi hemos tenidos contactos con la Secretaría de Energía, acercamos líneas y conceptos que deberían formar parte del régimen de promoción.
P.: ¿De qué se tratan esos aportes?
A.M.: Son reglas o condiciones generales que hay que darle a las inversiones del exterior para aislarlas de la situación macroeconómica, porque sino no se van a concretar, y a nivel local no existe ese volumen. Ese marco tiene que generar esas condiciones. Después hay condiciones particulares, según las tecnologías de explotación, como la convencional para la Cuenca del Golfo, Cuyana, Noroeste y Austral; la no convencional de la Cuenca Neuquina, la offshore, la recuperación terciaria en cuencas maduras. Hay que buscar las condiciones generales y particulares para tratar que toda la industria hidrocarburífera pueda tener mejores condiciones para desarrollarse, y eso irá luego en función de la potencialidad de cada cuenca. Todas las cuencas tienen todavía cosas para dar, y eso se planteó desde la Ofephi.
P.: ¿Qué impronta le quiere dar a la Ofephi?
A.M.: Hay mucho para trabajar en términos de administración de los recursos que llevan adelante las provincias. La administración se transfirió en el 2007, luego de la ley corta, y las provincias fuimos avanzando, cada una a su ritmo. En 2008, por ejemplo, Neuquén avanzó en las prórrogas de las concesiones, y luego otras siguieron el mismo camino. También hay mucho de fiscalización y control que se puede trabajar en conjunto para mejorar. En términos de normativas también, en general es bastante vieja y hay cuestiones novedosas en cuanto a la explotación no convencional. Y también hay que revisar las medidas de cuidado ambiental, que se van modificando.
P.: ¿Cómo impacta el aumento de tarifas del gas en la producción?
A.M.: El precio del gas ya se estableció en las subastas del plan GasAr, y terminó alrededor de u$s3,50 por MBtu. En función de las audiencias públicas, el Gobierno y el Enargas definirán las tarifas y reconocerán cuál es el costo de gas trasladable a cada usuario, y el diferencial será lo que el Estado deberá afrontar como subsidios. Creemos que en la Argentina dada la situación socioeconómica no se puede hacer un traslado del costo de la energía al usuario, pero sí creemos que se puede trabajar en tarifas segmentadas, según la capacidad que tiene el usuario. No creemos correcto o justo que los usuarios que tienen posibilidad de pagar el costo de la energía por lo que vale estén subsidiados de la misma manera que una familia que tiene salarios bajos y que no puede hacer frente al coste energético.
P.: O sea, sería necesaria una segmentación por usuario, aunque esa no es la decisión de ahora, sino para más adelante…
A.M.: Sería bueno una segmentación de tarifas en función de la capacidad de pago, porque además hace al consumo racional de la energía. Si tenés una vivienda de tamaño considerable, tenés capacidad de pago, y si encima el gas o la electricidad te cuesta menos del 50% de lo que debería, es muy probable que tengas un consumo excesivo para las necesidades que tiene. Los que pueden hacer frente al costo de la energía lo deben pagar.
P.: ¿La calma cambiaria del dólar beneficia a la actividad en Vaca Muerta?
A.M.: En esta cuestión entran a jugar los distintos tipos de cambios. En la Argentina no hay un solo tipo de cambio. Por más que tengas estabilidad cambiaria, si producís y exportás energía, lo harías al tipo de cambio oficial, pero después muchos de los costos se ajustan por otro tipo de cambio, que es mayor. Lo ideal es que haya estabilidad macroeconómica y que se tienda a tener un solo tipo de cambio, y en la medida que se puede ir reduciendo o eliminado la inflación. Hasta que no logremos eso siempre se genera una complicación.
P.: ¿Qué obras de infraestructura faltan en Vaca Muerta?
A.M.: El nuevo gasoducto a Brasil y la ampliación de los existentes son fundamentales. Hoy Neuquén podría producir mucho más gas del que produce, inclusive mejorando la cobertura de la demanda del país, pero no puede hacerlo por falta de capacidad de evacuación. Con un cuarto gasoducto que salga de Neuquén podríamos producir el gas rápidamente para llenarlo. También hay que generar una alta capacidad de uso, como exportar a Brasil. Para eso hay que trabajar en desarrollar ese mercado. Hoy Brasil importa LNG a valores que seguramente son el doble que el costo del gas desde Argentina. Pero para hacerlo, hay que generar esa infraestructura, que por un lado da más cobertura en picos de demanda de invierno y genera un canal de exportación adicional, con la generación de divisas. Además, es producción nacional que se exporta y el Estado nacional y los provinciales se ven favorecidos.
P.: ¿Y en el caso del petróleo?
A.M.: En ese caso no tenemos cuello de botella. El petróleo de la Cuenca Neuquina puede llevar hasta Puerto Rosales a través del sistema OldelVal (Oleoductos del Valle) unos 260.000 barriles por día, así que tenemos una capacidad de crecimiento de 30% o 40% por delante, que podría ser transportable sin inconvenientes. Pero también está la reactivación del oleoducto trasandino, que tiene una capacidad de 100.000 barriles por día, que permitiría ante un incremento importante de la producción salir a las refinadoras de Chile o exportar desde el Pacífico, y llegar más rápidamente a Asia.
P.: ¿Y en qué estado se encuentran las obras del oleoducto trasandino?
A.M.: De lado argentino se hicieron todos los trabajos de adecuación. Está prácticamente listo para usarse. Restan algunas inversiones menores del lado chileno. Del lado chileno el titular es Enap y del argentino es Oleoducto Trasandino S.A., que es YPF, y tenemos entendido que en la última visita del presidente Alberto Fernández a Chile hubo conversaciones con Sebastián Piñera para que se hagan los trabajos de reactivación, para cuando Chile tenga demanda de crudo o como canal de exportación al Pacífico.
P.: También es necesario el Tren Norpatagónico, que unirá Añelo con el puerto de Bahía Blanca.
A.M.: Es importante por varios motivos. Reduce el costo logístico que hoy tiene Vaca Muerta respecto de la arena, pero también de otros insumos que se necesitan. Pero también para reducir el impacto que genera la actividad en la región, con la cantidad de transportes con camiones. Con un tren que llegue a la zona de Añelo mejoraría mucho el impacto de la explotación actual. Y está también el proyecto del Tren Transandino, que uniría el puerto de Bahía Blanca con el de Concepción (Chile), y permitiría el ingreso de insumos desde el Pacífico de manera más directa y la exportación de productos desde Argentina, ya sea a China, o también a Perú o Colombia, la zona americana del Pacífico.
P.: Las pymes proveedoras de bienes y servicios de Vaca Muerta aseguran que tienen una reactivación despareja, ¿cuál es la situación?
A.M.: La actividad fue mejorando, pero no está a los niveles de prepandemia. Todavía resta ver de qué manera podemos mejorarlos. El desafío es pensar cómo será la actividad con esta nueva normalidad y los cambios que trajo la pandemia, que muchos son permanentes. Al haber tan poca actividad los que venían con contratos comenzaron a trabajar más rápido que otros. Hoy, en general, todas las empresas están con actividad, quizá alguna con mayor nivel que otras. Hay que seguir trabajando en hacer más competitiva toda la cadena de valor, que esté tecnificada, actualizada, con mejoras todo el tiempo en sus procesos.
P.: ¿Y eso cómo se logra?
A.M.: Es algo que venimos planteando a las operadoras. Si todos pensamos que va a haber un régimen de promoción de hidrocarburos, donde los niveles de inversión podrían incrementarse, lo mejor que puede hacer la industria es desarrollar una cadena de valor con la calidad y eficiencia que se necesita. Es algo que las operadoras deben asumir, y obviamente el Estado no se desentiende de eso.
P: En Neuquén se impulsa una nueva ley de compre neuquino…
A.M.: Se trabajó una actualización de la ley que busca ampliar la oferta de bienes y servicios que se denominan neuquinos, con una mirada más regional, para dar posibilidad a los operadores obligados a mejorar sus niveles de cumplimiento. De ninguna manera busca generar sobrecostos, sino darle una posibilidad de mejora a las ofertas para el caso de las ofertas locales que en un concurso o licitación hayan tenido un sobrecosto de hasta 9%. Ante igual bien o servicio, de igual calidad ofrecido, pero a mayor costo, la empresa local tiene posibilidad de mejorar su oferta para igualar a la mejor oferta y llevar adelante el trabajo. Sino lo hace el otro.
P.: ¿Cree que el boom de las energías renovables va a en detrimento de los hidrocarburos?
A.M.: Estamos en una transición energética. El mundo requiere cada vez mayores de volúmenes de energía para movilizarse. Gran parte de esa energía viene de energías muy contaminantes como el carbón, y también de hidrocarburos, que es menos contaminante pero genera su nivel de emisiones. Esa transición debería ser muy rápida para el carbón y más lenta en combustibles líquidos y en el gas, que creo que va a tener un mercado por muchos años, como fuente de energía primara base para cubrir las intermitencias de las energías renovables. No veo que en el corto plazo se pueda desarrollar un sistema de almacenamiento tal que pueda hacer que un país o una región funcione al 100% con renovables. El gas natural es la mejor fuente, la más económica y limpia, para cubrirlas. Hay mucha complementariedad en términos de generación energética entre renovables y el gas natural, y por un par de décadas, también con los combustibles líquidos.
P.: Con el gas natural de Argentina, Neuquén puede ser protagonista global de esa transición…
A.M.: Argentina tiene el segundo mayor volumen de recursos de gas no convencionales del mundo. Si estamos pensando en una transición con un gas natural como combustible por excelencia, y no somos capaces de llevar adelante el desarrollo sustentable de lo que tenemos, estamos perdiendo una oportunidad enorme. Un país como el nuestro necesita desarrollarse y crecer, y en definitiva, va a generar cada vez más energía competitiva y abundante, para el mercado local y exportable.