LA JUVENTUD de Hugo Eurnekian contrasta con la templanza con la que se expresa. Habla tranquilo, seguro de sus palabras. Si cinco años atrás le decían que festejaría su cumpleaños número 35 en Río Gallegos, y que esa ventosa ciudad patagónica se convertiría en un destino frecuente en su agenda, probablemente no lo hubiese creído. «Disfruto viajar a Santa Cruz, me gusta recorrer los yacimientos», comenta el presidente de Compañía General de Combustibles (CGC), brazo petrolero de Corporación América, el holding que lidera su tío Eduardo.

La de CGC no es solamente una historia de la refundación de una empresa, sino que involucra también la revitalización de la Cuenca Austral, un play eminentemente gasífero que durante años estuvo olvidado por los jugadores locales del upstream de hidrocarburos.

«Si miro para atrás, la visión que teníamos y los drivers que nos llevaron a apostar por Santa Cruz fueron un acierto. Compramos CGC en 2013 (de manos de Southern Cross, el fondo de Norberto Mortita, que había adquirido la empresa algunos años atrás en el concurso de Sociedad del Plata), cuando el incremento del precio del gas no estaba en los papeles de nadie. Los productores locales recibían alrededor de u$s 1 por millón de BTU. Pese a eso, compramos CGC por sus activos en una cuenca gasífera subexplorada y subdesarrollada», explica Eurnekian, que recibió a Revista TRAMA en su oficina del segundo piso del laberíntico edificio de Corporación América de la calle Bonpland, en pleno Palermo. Sobre la mesa principal se despliega un gran mapa de Santa Cruz; éste identifica las concesiones de la petrolera que, con una oferta de 3,5 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas, se metió en el top-five del ranking de mayores productores, según estadísticas de septiembre del IAPG. Y la apuesta es duplicar su producción de gas en dos o tres años.

Una foto con su pequeño sobrino (hijo de su hermano mayor Martín, que conduce los hilos de Aeropuertos Argentina 2000), un imponente monitor Mac, dos cuadros de génesis impresionista y una botella de agua mineral son parte del elenco estable de su ámbito laboral.

A fines de octubre, CGC firmó un acuerdo con la compañía británica Echo Energy, hasta ahora desconocida en estas tierras, para invertir u$s 150 millones en la exploración de cuatro áreas – Fracción C, Fracción D, Laguna de los Capones y Tapi Aike–, que la petrolera de Eurnekian opera en el sur de Santa Cruz. La noticia fue una bocanada de aire fresco para la provincia y para el negocio del upstream en general. Es la primera vez en la década que una petrolera independiente lleva adelante un programa de inversión tan ambicioso destinado íntegramente a la exploración pura de hidrocarburos. Para poner en blanco sobre negro el proyecto, basta decir que la inversión anunciada equivale al presupuesto de exploración de YPF, el mayor jugador del mercado, para 2018.

«Son áreas muy grandes, que prácticamente no cuentan con estudios de sísmica 3D. En total, vamos a correr una campaña de más de 3.000 kilómetros de sísmica. En la Cuenca Austral hay mucho espacio para crecer. En 10 años, ésta puede ser como la Cuenca del Golfo de San Jorge o la Cuenca Neuquina. Podrían trabajar decenas de empresas cuando hoy estamos trabajando sólo tres o cuatro. El gran desafío de la industria es lograr un mayor dinamismo para atraer más jugadores. Si bien hoy Vaca Muerta es una gran oportunidad, no es la única», advierte Hugo, que en su tiempo vacacional disfruta de la práctica de windsurf.

¿Cuáles fueron los primeros pasos en la industria hidrocarburífera?, preguntamos al empresario.

Empezamos a invertir en petróleo y gas alrededor del 2007, cuando creamos Unitec Energy y armamos un primer equipo propio con geólogos y reservoristas. Tuvimos algunas áreas en la Cuenca Neuquina y en la del golfo San Jorge. Fue una primera etapa prospectiva, de conocimiento y de empezar a entender la industria. De ese análisis, la conclusión fue que debíamos posicionarnos en la Cuenca Austral porque había poca inversión, escasas empresas trabajando y se trataba de una cuenca subexplorada y subdesarrollada, más bien gasífera. La Argentina tenía el 52% de su matriz energética apoyado sobre el gas e importaba GNL (gas licuado) a u$s 17 por millón de BTU, cuando el precio local era de u$s 1. Era evidente que la situación resultaba insostenible, porque ese desbalance era uno de los mayores causantes del déficit fiscal.

Cinco años atrás, el sur de Santa Cruz sufría por su alta conflictividad sindical, con muchas empresas que querían salir de la provincia. ¿Cómo evaluaron esa situación en el momento de comprar CGC?

Cuando compramos la empresa, veíamos dos grandes riesgos. Uno es que no éramos operadores y para hacer lo que queríamos hacer teníamos que serlo. Petrobras era el socio operador. Y el otro punto era el sindical. Hablamos con algunas petroleras con actividad en la cuenca y nos decían: «¿Están seguros de lo que van a hacer?».

Desde que entramos, tardamos dos años en comprar la participación a Petrobras y, por ende, tomar la operación de los campos. Al ser socio no operador y ver cómo se manejaba con los sindicatos, era obvio que había problemas. La persona (de la petrolera brasileña) que se ocupaba de esto no tenía poder de decisión. Hoy me ocupo del tema personalmente, al igual que la primera línea de CGC. Además, por el tamaño de la empresa, contamos con una mayor agilidad para tomar decisiones. También nos ayudó el cambio de época. El Plan Gas (tal como se conoce en la jerga petrolera el Programa de estímulo a la inyección excedente de gas que lanzó el gobierno de Cristina Kirchner en 2013) contribuyó a viabilizar el desarrollo de campos de gas que Petrobras había cerrado porque no eran económicos. En esos yacimientos, sólo tuvimos que reabrirlos y realizar un mínimo de inversión para conectarlos al sistema. Lo que veíamos como proyección se fue verificando en la práctica.

Al mismo tiempo, pusimos el foco en armar un mejor equipo técnico. Eso nos permitió, muy poco tiempo después de tomar la operación, viabilizar ciertas tecnologías y desarrollar el tight gas, que hoy es el proyecto más importante que tenemos e incluye pozos horizontales, direccionales con monogor, sin tubing, y fracturas de gran magnitud que viabilizaron el desarrollo de tight gas, que explicará buena parte del crecimiento a futuro que vemos.

¿Hay espacio para que se incorporen nuevos jugadores a las áreas que opera CGC?

Hay mucho espacio. Podrían trabajar decenas de empresas cuando hoy estamos trabajando tres o cuatro. Desde mi visión, el gran desafío de la industria hoy es mayor dinamismo y más jugadores. Si bien hoy Vaca Muerta es una gran oportunidad, pareciera que es la única, y eso no es así. No debemos actuar con ceguera, porque Vaca Muerta es un proyecto para grandes jugadores. La industria necesita, a su vez, duplicar o triplicar la cantidad de jugadores en todo tipo de campos. Tiene que haber desarrollos de petróleo en campos maduros, someros, profundos, tight, convencionales e inversiones en exploración.

¿Qué medidas debería adoptar el Estado para avanzar en esa dirección?

El Estado tiene que dar reglas claras de juego y está marcando un norte evidente. ¿Hacia dónde vamos? Hacia el libre mercado. Esto lo comprende todo el mundo. En el corto plazo podemos discutir sobre cómo llegamos a ese lugar; es difícil pasar de donde estábamos a una apertura total, es una transición complicada, y cada uno puede tener su opinión al respecto. Pero está claro hacia dónde nos dirigimos, y no me caben dudas de que esto atrae y genera más dinamismo en el mercado, que es lo que necesitamos.

¿Está maduro el mercado para que eso suceda?

Todavía no, está inmaduro.

¿Y aun así se puede convencer a un inversor externo para que apueste en el negocio petrolero?

Bueno, nosotros hemos avanzado. Acabamos de cerrar un acuerdo para que venga una empresa (Echo Energy) e invierta u$s 150 millones en exploración.

¿Y por qué no es una tendencia que se repita en la industria?

Porque, en general, hay pocas empresas (en el upstream local) y porque hay una idea de que el negocio de Oil & Gas en la Argentina es igual a Vaca Muerta. Cuesta mostrar otras cuencas.

¿Les preocupa el cambio en el programa de estímulo al gas (asentado en la Resolución 46 del Ministerio de Energía), que otorga subsidios sólo al gas no convencional, y no a toda la producción, como el plan anterior?

No, por los números que trazamos. Las áreas que compramos a Petrobras llegaron a producir 6 MMm3/d. A principios de este año, estábamos en 2,2 MMm3/d y hoy estamos en 3,5 MMm3/d. Subimos la producción un 50% este año.

¿Pueden aumentar más?

Sí, tenemos que llegar a 6 o 7 MMm3/d en dos o tres años.

GAS POR RENOVABLES

Corporación América fue el primer desarrollador de energías renovables en Uruguay. Llevó adelante dos proyectos eólicos que hoy cubren buena parte de la demanda eléctrica del país vecino. Sin embargo, el año pasado, la empresa tomó la decisión de desprenderse de esos activos.

¿Vendieron esos proyectos para apostar por el gas de Santa Cruz?

Nos desprendimos de la energía eólica en Uruguay porque era un excelente negocio hacerlo. Tuvimos la idea de replicar y seguir con el modelo (renovable) aquí en la Argentina. Pero nos encontramos con precios que, a nuestro entender, eran bastante más bajos de los que hacían sentido. Participamos, perdimos y no seguimos participando. Así que nos enfocamos en continuar este desarrollo del gas. Esto no significa que no creamos en las energías renovables, creemos que se vienen y tenemos que estar atentos porque es un desafío fenomenal para la industria. Todavía es una tecnología muy complementaria por la característica de la intermitencia. El desarrollo de las baterías para almacenaje de la energía aún no es económicamente viable, pero eso se viene.

Las mejores mentes del mundo y fondos gigantescos están dedicados a la investigación de ese tipo de tecnologías. El día que eso (la cuestión del almacenamiento) se destrabe será un desafío gigantesco para nuestra industria.

¿Cómo valorás la gestión del ministro de Energía, Juan José Aranguren?

Lo evalúo como una persona que tiene que salir de un laberinto muy complicado. Es difícil hacer todo al mismo tiempo, de manera rápida y sincronizada. Es realmente muy difícil. Además, no se trata sólo de la energía, sino que también precisás herramientas en lo fiscal. Es un gran desafío.

¿Qué rol jugará CGC dentro del grupo Corporación America?

CGC es la nave insignia de nuestra incursión en energía y está tomando un rol cada vez más relevante como unidad de negocios. Hoy en día, está la unidad que maneja los aeropuertos y después viene energía. Hace unos cuatro años no era así.

¿Cuánto más vale hoy la petrolera?

Te puedo decir que, cuando compramos CGC, tenía un EBITDA de u$s 30 millones, y cuando sacamos el bono (en noviembre de 2016), estábamos en los u$s 100 millones; apuntamos a duplicar esa cifra en tres o cuatro a partir de los desarrollos en upstream. ×