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El Diario AOG 2017
Lacroze: “Necesitamos un régimen impositivo que sea conducente con la actividad petrolera”
26 de septiembre
2017
26 septiembre 2017
El presidente de la filial local de Shell, Teófilo Lacroze, cree que en los próximos años el desarrollo del sector petrolero local será tan importante que cambiará de escala al negocio. Cree que es necesario adecuar el marco tributario del sector para incentivar el desarrollo de la actividad.
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El destino enfrentó a Teófilo Lacroze con un desafío múltiple y paradójico. No sólo le tocó suceder como CEO de la filial local de Shell al actual ministro de Energía, Juan José Aranguren, sino que también es el conductor del negocio en un momento de inflexión: con larga tradición en el downstream, la compañía decidió apostar fuerte para explorar y producir petróleo y gas en Vaca Muerta.

Lacroze derrocha optimismo de cara al futuro petrolero del país. Pero lejos de ofrecer una mirada complaciente, justifica su euforia en las condiciones geológicas y económicas de la Argentina. “Sabemos en qué cancha estamos jugando y cuáles son las expectativas. Esto para todo el sector energético es muy importante”, sostuvo en diálogo con El Diario de AOG. Pero aclaró: “Algunas cosas faltan. Todavía no llegamos al escenario óptimo”.

¿Cómo ve a la Argentina desde el impacto del escenario global de la industria?

Somos muy optimistas con el escenario, tanto en lo que respecta a exploración y producción de petróleo como al downstream. Creo que el país entró en una etapa de desarrollo de los dos segmentos. Están conectados, pero no depende uno del otro porque son bastante independientes. En este sentido, somos optimistas en los dos. Vaca Muerta claramente es el ejemplo para el segmento de exploración y producción. Después, el crecimiento del mercado argentino que viene de la mano del crecimiento de la economía va a llevar al segmento de comercialización a un nivel diferente del que tiene hoy.

¿Cuáles son los desafíos en este escenario?

Hoy en la Argentina tenemos un marco regulatorio claro y esto es bastante nuevo. En este sentido, sabemos en qué cancha estamos jugando y cuáles son las expectativas. Esto para todo el sector energético es muy importante. Hay algunas cosas que faltan. Todavía no llegamos al escenario óptimo. En la parte de upstream tenemos un desafío claro, que es el impositivo. No lo llamaría reforma tributaria, pero necesitamos tener un régimen impositivo que sea conducente a la actividad y esto requiere algunas adecuaciones que ya se discutieron con el Gobierno y creo que van a ser parte de esta reforma tributaria que se está discutiendo. Esto significa potenciar el sector.

Después, hay un claro desafío de costo de exploración y producción argentino, específicamente hablando de Vaca Muerta, versus otros no convencionales. El convencional va a seguir su curso y ese curso es que hay un declive todos los años. El no convencional lo debería suplir y hasta diría que podría llevar a la Argentina a ser exportador de nuevo, tanto de gas como de petróleo. Creemos que el potencial de Vaca Muerta es muy grande.

Para esto, hay tres desafíos. Uno es la infraestructura, que es muy relevante, de mediano plazo y nos va a afectar en los próximos cinco años. Y para trabajar en esos próximos cinco años hay que empezar a hacer algo en concreto en los próximos 12 meses.

Después está todo lo que tiene que ver con mejorar la productividad. Esto comenzó a atacarse este año. La adenda fue muy importante para nosotros, que estamos en etapa piloto y con todo el crecimiento por venir, ya que te da un lineamiento para el desarrollo muy claro y muy vigente en el sector energético. Tiene complejidades de aplicación, va a llevar tiempo, pero creemos que fue una señal clara para inversores nacionales e internacionales sobre la política energética que estamos buscando hacia el futuro y sobre qué reglas. Además, es muy bueno para la productividad del sector.

El decreto de importación de equipos usados es otro ejemplo positivo. Falta ver la reglamentación que estamos esperando, pero es un paso en la dirección correcta y para buscar productividad.

Debemos continuar con el foco en la reducción de tiempos no productivos que todavía tenemos. El principal es la  imposibilidad de acceder libremente a nuestras áreas. Nos pasó y nos pasa. En los últimos 12 meses hemos tenido problemas puntuales en la construcción de la planta o en alguna perforación. Esto te quita tiempo y, cuando lo sumás a fin de año, es tiempo no productivo relevante.

El tercer desafío tiene que ver con atraer nuevos jugadores en la cadena de suministros (supply chain) petrolera. Es decir, hay mucho espacio en diferentes áreas y sobre todo más para el desarrollo de jugadores nacionales que traiga mayor competencia y competitividad en sectores donde nosotros actuamos de forma indirecta (contratamos).

¿Se refiere a completación y perforación de pozos o a otras áreas?

Ahí está el midstream, que es muy relevante, pero diría que hay provisión de viviendas, infraestructura diversa para las personas que van a estar en Neuquén y para los equipos que están en áreas remotas. Es decir, toda la cadena de productos y servicios, que no es el servicio petrolero de completación y perforación donde hoy tenés los jugadores que ves en el mundo, sino otro tipo de servicios donde hoy no hay nadie.

Completar nuestra curva de aprendizaje es otro desafío. Hemos tenido excelentes resultados en lo que es consistencia de pozos. Un diseño de pozo para que sea competitivo, que maximice la producción a un costo competitivo.

¿Y los desafíos en refinación y comercialización de combustibles?

En lo que es refinación y comercialización de combustibles, el desafío es otro. El primero es ir a mercado; actualmente es el momento ideal para hacerlo, porque el diferencial entre el precio de crudo internacional y local es el más bajo de los últimos dos años. El 1 de enero de 2018 es la fecha en la cual esperamos que esto ocurra, si no hay ninguna discontinuidad muy grande en el mercado global. La diferencia es muy poca hoy, pero es importante como regla de juego a futuro.

Después están las inversiones de calidad de producto, que son muy significativas. Estamos hablando de inversiones de miles de millones de dólares para la industria sin un barril adicional de capacidad de refino. Esto es básicamente reducir el contenido de azufre, de naftas y diésel en dos etapas (2019 y 2022). El desafío para la industria es la manera en que se realiza esto de forma sostenible para el negocio.

El otro desafío en el parque de refino argentino tiene que ver con cómo preparar las refinerías para procesar crudo de Vaca Muerta, que es un crudo mucho más liviano que el actual y que necesita adaptaciones.

¿Pero ésa es una agenda para cuándo?

Calidad de producto es para 2019 la primera etapa y 2022 la segunda. Después hay algo más inmediato, que es cómo satisfacer de forma más eficiente el crecimiento de la demanda y las necesidades de nuestros clientes. Hay crecimiento de productos destilados medios – jet, diésel y naftas–, pero también hay un crecimiento muy grande en la demanda de asfaltos.

La otra parte de la agenda inmediata, que en comercialización es muy importante principalmente en esta etapa de una Argentina abierta al mundo, es la transformación del propio cliente que emigra de calidad a lealtad y a innovación. Presentar productos/servicios para satisfacer estas necesidades en constante evolución es clave.

¿Oficialmente qué actividades tienen en upstream y downstream?

Nosotros vamos a invertir en la Argentina u$s 300 millones anuales en promedio durante los próximos 4 años, es decir, 2017, 2018, 2019 y 2020.

En Vaca Muerta, hoy tenemos puntualmente toda nuestra nueva campaña de perforación en Sierras Blancas y Cruz de Lorena, que ahora empalma con la campaña de perforación en Bajada de Añelo (nueva área anunciada este año), que va hasta fin del año que viene.

Adicionalmente, tenemos el desarrollo de infraestructura para mover toda esa producción. En abril de este año, inauguramos la planta de separación de gas y petróleo en Sierras Blancas de 10.000 barriles por día. En el futuro cercano, el objetivo es ampliar la capacidad de esa planta y también la planta de gas que tenemos en nuestras áreas no operadas en Rincón la Ceniza y La Escalonada, que opera Total.

¿Tienen que realizar instalaciones nuevas o ampliar existentes?

En el corto plazo, ampliar infraestructura existente. En el mediano plazo, realizar instalaciones nuevas. Adicionalmente, en Sierras Blancas y Cruz de Lorena necesitamos un oleoducto para utilizar la planta actual en toda su capacidad. Éste es el objetivo inmediato para los próximos 12 meses.

¿Qué importancia tiene Vaca Muerta para Shell?

Creemos en el potencial de Vaca Muerta, creemos que vamos a poder producir petróleo y gas muy competitivo en el contexto mundial. Realmente Vaca Muerta es muy relevante en nuestro porfolio global de no convencionales. Tenemos recursos en Canadá, Estados Unidos y Argentina. En este sentido, estamos siempre buscando áreas y socios nuevos. Bajada de Añelo (con YPF) es un buen ejemplo y Coirón Amargo sudoeste (con Pluspetrol) también. Todo lo que sea ventana de wet-gas es prioritario a futuro.

¿Cuánto falta para el momento de tomar la decisión de avanzar a algo más masivo?, ¿puede ser el año que viene?

Depende del área específica. Sierras Blancas y Cruz de Lorena están más avanzadas porque nuestro piloto es más avanzado, con lo cual toda esta campaña y la del año que viene son críticas para poder tomar esa decisión. Bajada de Añelo está un poco más adelante y Rincón de la Ceniza y La Escalonada, parecido; estamos llegando al final de la etapa piloto, donde tenemos que tomar la decisión final de inversión, de desarrollo.

Para aumentar la producción de gas y poder venderlo a un precio de entre u$s 7,50 y u$s 6 (el millón de BTU) de acuerdo con el Plan Gas, se necesita tener acceso a infraestructura existente. Va a haber compañías y áreas que están cerca de infraestructura existente donde tendrán un gran desarrollo de gas. Nuestras áreas específicas de gas, como Rincón la Ceniza, el desafío adicional que tienen es que no hay infraestructura ociosa existente, hay que desarrollarla.

Al contrario, nuestras áreas de crudo, como Sierras Blancas y Cruz de Lorena, tienen acceso a infraestructura existente para mover la producción.

¿La Argentina todavía tiene que avanzar en el tema de costos para poder ser eficientes en este contexto de precios?

Si el desarrollo de infraestructura, si los avances de productividad como la implementación de la adenda, del decreto, la reglamentación, se dan, Vaca Muerta puede ser muy competitiva a nivel mundial, como lo es hoy el desarrollo de Permian. Estamos lejos todavía, pero nos encontramos en el camino correcto. Creemos que da para cerrar esa brecha. En lo que depende de nosotros, que es curva de aprendizaje, absolutamente, porque hoy estamos teniendo mejores resultados de los que esperábamos en comparación con la curva de aprendizaje que tuvimos en Estados Unidos.

 

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