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El Diario AOG 2017
Jean-Marc Hosanski: “Apuntamos a más inversiones en el offshore y en Vaca Muerta”
Mié 27
septiembre 2017
27 septiembre 2017
El máximo referente de la empresa francesa en el país anticipó que el año próximo definirán el desarrollo de un nuevo proyecto offshore en Tierra del Fuego para mitigar la declinación de sus yacimientos, que arrancaría en 2020. El objetivo es que produzca hasta 10 millones de m³ diarios.       
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El año próximo se cumplirán 40 años de la presencia de Total Austral en el país. Ese tiempo le alcanzó para convertirse en una de las mayores jugadoras del negocio petrolero local, a tal punto que su nombre es sinónimo de producción offshore. Es posible que en el futuro la empresa profundice aún más esa situación sobre la base de importantes desembolsos. Según sostuvo su director general, Jean-Marc Hosanski, en una entrevista exclusiva con El Diario de AOG, tienen el objetivo de llevar a cabo un plan de inversión en torno a los u$s 1.000 millones.

“La ventaja de la Argentina es que su industria petrolera está históricamente muy avanzada en tecnología. Eso brinda una base muy sólida para retomar el camino del crecimiento. Hoy están muy desarrollados los recursos convencionales, el midstream y el downstream de gas y de petróleo, pero hay dos ejes principales a incrementar, que tendrán más presencia y le darán mayor crecimiento al país: los recursos no convencionales y el offshore”, se entusiasma. Y va un poco más lejos: “Si la industria y las autoridades actúan en plena sinergia, el país recuperará su autonomía energética y, a mediano plazo, se convertirá en un exportador de energía”.

Con respecto al offshore, Total Austral participa activamente en ese segmento en la provincia de Tierra del Fuego, con sus socios Wintershall y Pan American. “Gran parte del dominio minero tiene muy poca exploración y allí vemos potencial. Pero se requiere mucho trabajo y se trata de exploración frontera”, sostiene Hosanski. Sin embargo, la situación global de la industria petrolera cambió mucho entre 2013 y 2014, cuando bajó el precio del crudo y también el del gas a nivel mundial. “Para las grandes empresas internacionales que tienen un porfolio mundial, como Total, este cambio significó la necesidad de adecuar sus actividades a un nuevo entorno más exigente que va a perdurar. Las empresas son mucho más disciplinadas y selectivas para definir sus inversiones. En este sentido, la Argentina dio pasos hacia ese lado, algo que permitirá que sea atractiva para empresas internacionales”.

¿Qué decisiones tomó el Gobierno argentino para normalizar el sector?

En principio, levantó las barreras cambiarias que se habían acumulado y que impedían reembolsar deudas a las casas matrices o pagar a los contratistas internacionales. Fue un paso importante y muy necesario para que las empresas consideren la Argentina un lugar donde se puede y se debe invertir.

En segundo lugar, hay cierta dirección hacia la normalización progresiva de los mercados, en particular el de gas, que es el principal, y hacia la sostenibilidad de la actividad. Aún hay mucho por hacer ya que el mercado estuvo mucho tiempo distorsionado y todavía está en fase de adecuación. Esto implica tiempo y decisiones que no son fáciles, como las que atañen a los subsidios y la forma como se contractualiza el gas. Hay muchas decisiones que tomó el actual Gobierno y que son fundamentales para el crecimiento de la industria a largo plazo.

El tercer elemento tiene que ver con lo que se hace para aumentar la productividad y bajar los costos, un tema muy importante para que los proyectos sean competitivos.

¿Qué deben hacer las operadoras para acompañar estas decisiones gubernamentales?

Tenemos que organizarnos de manera eficiente y profesional; aportar tecnología y bajar costos para que la energía sea accesible a la gente, pero a un precio competitivo. También son importantes las relaciones y los acuerdos en el ámbito laboral. Un ejemplo positivo es la adenda firmada en Neuquén. El camino no resulta sencillo, pero la dirección es la correcta.

¿Qué falta para favorecer la recontractualización del mercado del gas?

Ese mercado enfrentó un consumo creciente y una producción decreciente por falta de inversión, resultado de la falta de un entorno adecuado de precios, desde el inicio de la década pasada. Este cruce entre producción y demanda derivó en la importación de gas particularmente durante los inviernos. Entonces, la falta de negociación directa entre productor y comprador, la falta de señales del mercado sobre dónde fijar el precio y la estacionalidad de la demanda tornaron casi imposibles los contratos a largo plazo en la segunda mitad de los años 2000. Esto impidió el desarrollo de nuevos proyectos ya que, salvo en un mercado de gas maduro y líquido como en el norte de Europa o en Estados Unidos, un proyecto de gas necesita contratos de venta a largo plazo. Las autoridades entendieron la dificultad y tomaron decisiones como la del Plan Gas para fomentar nuevos proyectos y bajar la costosa importación de GNL a pesar de las distorsiones del mercado.

¿Se puede mantener esta situación a largo plazo?

A largo plazo se debe tender a la convergencia entre lo que paga el consumidor y lo que cuesta llevar el gas al mercado. Si no, algo está mal. El precio no se encuentra en el nivel correcto o el sistema no está optimizado. Pero esto va a llevar algunos años más. Esta convergencia implica que los precios regulados suben poco a poco creando estabilidad y sostenibilidad para los productores. Si se fija un precio que no permite el desarrollo de los proyectos y se requieren subsidios estatales, se crea un problema fiscal. El aumento de tarifas no es popular, pero es algo que hay que hacer para fomentar el desarrollo de recursos locales en vez de importar. Pero la convergencia también significa trabajar mucho en la productividad del offshore, en el convencional y en Vaca Muerta, para que los costos sean aceptables por el mercado. Nada de esto se logra de un día para el otro, pero el nudo a desatar es cómo se vende el gas. Hay que tomar decisiones para permitir la recontractualización de largo plazo entre los actores del mercado.

Proyectos midstream

A principios de los años 2000, Total Austral invirtió en la cadena del midstream y del downstream, en el transporte de gas y en la generación eléctrica. Pero luego, cuando se complicó la posibilidad de exportar y se intervino el mercado, salió del negocio de generación eléctrica y del transporte. Actualmente, es un jugador importante en el mercado del gas. “Sabemos la importancia del midstream en el gas y, en el mundo, el Grupo está invirtiendo en ese segmento cuando los marcos regulatorio y comercial son los adecuados. Si se dan esas condiciones, invertimos en midstream o downstream para asegurar un mercado. En la Argentina, es obvio que hay retos en el midstream cuando se habla del crecimiento de la producción de gas, de la recuperación de la autonomía y hasta de la posibilidad de exportar. Esto no pasará sin inversiones en el midstream, y son temas de interés para todos los productores. Pero aún tenemos que ver si el marco regulatorio nos permitirá invertir en este segmento”, advierte Hosanski.

¿Qué significa el proyecto Vega Pléyade para la empresa y para el país?

La entrada de Vega Pléyade permitió subir la inyección del sur del país, porque pasamos de 18 millones a casi 22 millones de metros cúbicos diarios (m³/día). La capacidad de producción de Total Austral aumentó de manera significativa, y también permitió reemplazar la declinación de campos maduros del onshore de Tierra del Fuego y de los primeros proyectos offshore. En 2020, si no hacemos nada, no podremos mantener ese alto nivel de producción que, incluyendo Vega Pléyade, representa más del 20% de la oferta de gas del país. Necesitamos desarrollar otros recursos. Por eso estamos estudiando otro proyecto offshore, que se llama Fénix y es vecino de Vega Pléyade, apuntando a una capacidad similar, de entre 8 y 10 millones de m³/día. Esperamos que la decisión final de inversión se pueda tomar en 2018 para arrancar en 2020.

¿Hay que hacer sísmica o algo por el estilo?

Ya hicimos la delineación. Siempre pensamos en el largo plazo y, durante la campaña de perforación de Vega Pléyade en 2015, hicimos perforaciones de apreciación con el mismo equipo para conseguir más datos sobre el yacimiento Fénix. Eso nos permitió tener la información necesaria para la fase de diseño en la cual nos encontramos. Estamos previendo una inversión del mismo orden de magnitud que Vega Pléyade, aunque aún es temprano determinar el monto final.

¿Qué proyección ven en Rincón La Ceniza y La Escalonada?

Estamos completando un piloto de seis pozos, con resultados bastante interesantes, que nos permiten precisar la economía de esos proyectos. El objetivo es establecer una base de apreciación y delineación durante 2018 para tomar una decisión sobre cómo desarrollar esa zona a nivel industrial.

¿Qué desafíos tienen en Aguada Pichana, en la Cuenca Neuquina?

Acabamos de decidir la primera fase a escala industrial en Aguada Pichana, en la zona este del bloque, después de los resultados exitosos del piloto. El primer objetivo a corto plazo –dos o tres años– es recuperar la utilización completa de la planta que tenemos, con una capacidad de 16 millones de m³/día, pero hoy sólo producimos 8 millones, casi todo convencional. El recurso no convencional es muy diferente, porque la naturaleza misma del reservorio es particular. Hay que reinvertir buena parte de los ingresos para mantenerse y crecer. La característica principal del shale es la muy rápida declinación inicial de los pozos. Entonces, el costo unitario de la actividad de perforación y completación de los pozos es fundamental porque define a qué precio hay que vender la producción para que la inversión sea sustentable económicamente. Por esto, para alcanzar la convergencia entre el precio que puede pagar la demanda y el precio que necesita la oferta, es necesario seguir bajando costos. Hay un camino ya hecho pero queda mucho por recorrer todavía.

¿Cuánto cuesta un pozo promedio hoy en Aguada Pichana?

Esto depende mucho de los pozos. Uno de 1.500 metros de rama lateral hoy está alrededor de u$s 12 millones, pero tenemos que llegar a menos de u$s 10 millones rápidamente. Y hay que continuar bajando porque ese costo sigue siendo mucho más alto que en Estados Unidos. En Argentina se perforaron alrededor de 800 pozos de no convencional y en Estados Unidos van más de 100.000 pozos. Es decir, aquí la industria todavía está aprendiendo, la eficiencia de los operadores se va incrementando y el costo bajará por ese aprendizaje –no sólo de los operadores, también de la adecuación de los contratistas que prestan servicio– y por volumen.

Finalmente, el ejecutivo destaca que están “bastante contentos con el porfolio que tenemos en Vaca Muerta: poseemos 11 bloques con objetivos posibles y operamos seis de ellos. El enfoque inicial es en gas porque el país necesita más y porque tenemos capacidad de producción. Para el futuro vemos el desarrollo en otras ventanas».

 

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