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GUSTAVO ALBRECHT, DIRECTOR GENERAL DE WINTERSHALL
El nivel de actividad es crítico para la rentabilidad de Vaca Muerta
Mié 21
marzo 2018
21 marzo 2018
El directivo señala que, para viabilizar la explotación comercial de los campos no convencionales, es necesario incrementar la escala del desarrollo del Play Neuquino. A su vez, analiza la reglamentación del nuevo programa de estímulo a la producción no convencional de gas.
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GUSTAVO ALBRECHT se expresa con un lenguaje conciso, de respuestas directas y sin miramientos. Su estilo no abunda en la industria petrolera. El director general de Wintershall, subsidiaria del gigante petroquímico alemán BASF, dice lo que muchos otros piensan pero no se animan a verbalizar. Y lo dice francamente, sin altisonancias. Destaca la gestión energética del Gobierno y pondera la voluntad de reconstituir el mercado del gas tras una década de intervención estatal. Pero, al mismo tiempo, advierte sobre algunos claroscuros, en especial en lo referido a la reglamentación del nuevo programa de estímulo a la producción no convencional de gas.

La petrolera europea es el cuarto jugador del mercado doméstico del gas, aunque no opera ninguno de los grandes yacimientos de los que participa, como Aguada Pichana, San Roque, Carina-Aries o Vega Pléyada, estos dos últimos en el offshore de la cuenca Austral. La empresa sí opera las áreas Aguada Federal y Bandurria Norte, donde está desarrollando proyectos piloto para testear la producción no convencional de hidrocarburos, en adición a un exitoso proyecto exploratorio convencional operado por Geopark en CN-V. «Con la estructura de costos y los precios de gas que tenemos, Vaca Muerta todavía no alcanza los niveles de rentabilidad adecuados. Es una apuesta por la economía de escala, pero alguien tiene que echar a rodar esa bola. El Estado se tiene que desentender después», advierte en diálogo con Revista TRAMA.

Cuando se viene de un sector regulado fuertemente por el Estado, que tenía sus mañas, ¿cómo se hace para empezar a liberar esa intervención gubernamental?, preguntamos al directivo.

No había mañas, había un entramado regulatorio que hacía que el Estado fuese el principal formador de precios del mercado en la Argentina. Ahora hay un período de transición. El mercado debería ir hacia la contractualización. A una definición de precios en función de oferta y demanda. Los precios de mercado son muchos más sanos para que las empresas puedan tomar decisiones a largo plazo. Lo que estamos pidiendo son señales claras de que vamos en esa dirección.

¿El productor de gas terminará percibiendo menos dinero cuando se termine el Plan Gas?

No es tan así. Si se mira particularmente el segmento residencial, no es tanta la caída. No olvide que veníamos de precios muy deprimidos, pero el Plan Gas impactaba fuertemente en los ingresos. Esto cambió desde 2016, pero no es un salto al vacío. El perjuicio se centra en proyectos de costo de desarrollo superior a los precios de mercado que se reconocían con una señal de precio alta, que al finalizar el Plan Gas no se harán.

¿No es un salto al vacío, pero hay una meseta decreciente?

Hay un salto, pero no es al vacío. El problema de perder el Plan Gas, especialmente para proyectos de elevadísimos costos como el shale, tight u offshore, es que se pierde el incentivo. Se pide que los proyectos viejos, que ya se pagaron o se están pagando, subsidien a los proyectos nuevos, pero cuando se toma una decisión de inversión como una compañía independiente, se evalúa el mérito del proyecto independiente de toda la empresa. Creo que tenemos que llegar a un precio del mercado que haga que Vaca Muerta sea rentable. Probablemente esto podría darse con precios más altos en invierno, especialmente del segmento de generación termoeléctrica, cuyas alternativas tienen un precio superior al actual. Por otro lado, otros proyectos como el offshore necesitan también de incentivos para lograr un margen de rentabilidad adecuado.

¿Qué precio sería?

Es un precio multitarget. Con la estructura de costos de hoy en día, probablemente sea muy alto. Si se desarrolla una economía de escala en Vaca Muerta, si se desarrolla la infraestructura que se tiene que encarar tanto a nivel nacional como provincial, esos costos van a bajar. Especialmente en la parte de completación y logística.

OTROS PROYECTOS COMO EL OFFSHORE NECESITAN TAMBIÉN DE INCENTIVOS PARA
LOGRAR UN MARGEN DE RENTABILIDAD ADECUADO.

¿En el corto plazo?

Se tienen que bajar, no sé qué horizonte tiene eso. No sé si en 12 meses. Lo pienso más como parte de una etapa de desarrollo. Si estamos en un desarrollo masivo en Vaca Muerta, seguramente sí.

¿La mejora vendría sobre la tarifa de la empresa de servicio o sobre la eficiencia en la prestación del servicio?

Por la estructura de costos, por el factor de utilización que tienen los equipos, que es extremadamente bajo. Es muy difícil que puedan bajar costos con ese factor de utilización. Si se logra un desarrollo masivo, los costos van a bajar forzosamente. Es una cuestión de escala. El nivel de actividad es crítico para la rentabilidad de Vaca Muerta.

Pero tiene que darse esa situación de desarrollo masivo.

Claro. Por eso los incentivos son importantes. Con la estructura de costos y los precios de gas que tenemos, Vaca Muerta no es rentable. Es una apuesta por la economía de escala, pero alguien tiene que echar a rodar a esa bola. El Estado se tiene que desentender después, no antes de que esa bola empiece a rodar. Las compañías privadas no siempre hacen ese esfuerzo. Wintershall, Total, YPF y ahora Tecpetrol han invertido mucha plata en Vaca Muerta a riesgo y costo propio.

¿Qué mercado de producción ve en Argentina de 3 a 5 años?

¿Dónde están los pulmones de gas de Argentina? Claramente en la Cuenca Austral, en tight gas en la Cuenca Neuquina y en Vaca Muerta. La producción a futuro es una variable que depende de las condiciones de mercado. Depende de la infraestructura, del transporte de gas, del precio del gas. Éstos son los factores que van a determinar cuál es el volumen a futuro. Cuando se lanza el Plan Gas a fin de 2012, fue una medida casi desesperada para darle impulso a un sector que estaba muy deprimido, pero el resultado fue muy favorable. En el contexto en que se largó, con un profundo descreimiento de las políticas de Estado, la producción tuvo –pese a eso– un rebote y modificó el rumbo de caída acelerada de 2012 y 2013. Me imagino que, con un Gobierno como éste, en el que hay mucho más foco en las instituciones, más credibilidad, un plan de estímulo puede tener una reacción mucho más poderosa.

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¿El modelo del Plan Gas es un modelo replicable?

Creo que es replicable. Sin dudas. Dio resultados en un contexto totalmente adverso desde lo político. Hoy en día, con mucha más credibilidad del Gobierno, tendría un impulso mucho más fuerte.

¿Incluso con un programa de estímulo que no contemple esta metodología que cubría la declinación de los yacimientos?

La Resolución 46 habla de proyecto por proyecto. La 419 la modifica e impacta negativamente en aquellas compañías que tienen producción ya existente. Es un golpe bajo. Es una diferenciación respecto de compañías que arrancan de cero. La paradoja es que una empresa sufra penalización por haber apostado al gas antes. Esto me cuesta explicarlo, especialmente con inversores. Esperábamos que llegara un envión, y de repente pusieron un freno. Creo que hace falta tomar conciencia de eso. Porque, además, el Estado igual va a gastar plata en importar complementos de LNG con precios superiores al costo de un plan de incentivos.

¿Cuál es el mensaje que se envía a los inversores? ¿Cómo se les explica?

El mensaje es: la Argentina se encuentra en un proceso de reacomodamiento y transición. Si bien es necesario realizar ajustes y revisiones, las proyecciones son auspiciosas.

Se va hacia un mercado más atado a la estacionalidad. En invierno con mejores precios, en verano con precios de venta menores. ¿El mercado tiene que readecuarse?

Es una discusión económica, sin dudas, porque tiene un impacto directo, pero son las políticas de mercado. En el mundo pasa eso. Cuando hay falta de demanda, el precio baja. Si vamos a un reordenamiento de mercado, a políticas de mercado, los precios de referencia máximos también se eliminan. Terminamos pactando un precio que sea el precio del mercado. Pero, insisto, esto es una transición.

¿Ve una transición de dos o tres años?

Espero que sea antes. Mucho depende también de la oferta de gas. Si hay un mercado fuertemente desbalanceado, eso implica que siga cierta intervención del Estado.

¿Cree que Vaca Muerta se consolidó como play y es atractivo para jugadores de afuera?

Veo que hay cada vez más interés por entender las opciones que hay en la Argentina a partir del clima político. No obstante, se necesitan mayores impulsos a través de la estabilización del marco regulatorio y de la macro, que otorgarán mayores atractivos para la inversión.

Se refiere, por ejemplo, al déficit fiscal y la inflación.

Sí. Es un punto que se está viendo.

¿Qué debería pasar con la macro para justamente empezar a alejar estos factores de riesgo?

La macro no se acomoda de inmediato, requiere un proceso gradual y sostenido, además de compromisos multisectoriales. A través de los ajustes que se están promoviendo y los que se necesita hacer, el factor de riesgo se minimizará.

¿Qué balance hace de la gestión energética del Gobierno?

Tiene una tarea muy difícil, el reordenamiento es muy complicado. Desde mi posición, hacer una crítica sería injusto. Están haciendo las cosas para llevar el segmento de la industria al lugar que corresponde. Hay aciertos y desaciertos, pero la intencionalidad es muy buena. Las capacidades también son muy buenas. Es gente que sabe del tema. Se necesita tiempo.

Esto en el plano de las fortalezas. ¿Ve algo que pueda ayudar a que las soluciones sean más inmediatas?

Una revisión en el plano impositivo con un régimen de amortizaciones como el de países de plays petroleros similares, contemplando el escenario de Vaca Muerta, ayudaría a mejorar la perspectiva en materia de atracción de inversiones.

RENOVABLES VERSUS GAS

Hay una apuesta muy marcada hacia el sector de renovables. ¿Cómo ve la articulación entre las renovables y el gas?

Son fuentes que compiten. Renovables con las fósiles. Y hay una decisión política de tener una mayor penetración de renovables en la matriz energética. No es por criticarla, es una decisión política, no económica. Lo que sí, tiene un impacto negativo en el desarrollo de cualquier yacimiento de gas.

Entonces, ¿cómo debería darse esa relación teniendo en cuenta todo el valor que agrega el gas en el país?

Es que compite por un mercado, el de generación, que es especialmente relevante fuera del invierno. Es una decisión política tomada, y tengo que adecuar mi visión de futuro sobre el mercado de gas en Argentina sobre la base de esa política y sus consecuencias.

¿Ve un sector de renovables que va a ir queriendo comerle mercado al gas?

Absolutamente. No solamente le come mercado, sino que le baja la calidad porque le baja factor de carga al mercado de generación, incorpora volatilidad en la demanda y probablemente resulte en un aumento general de precios eléctricos.

¿El Estado debería regular esa relación entre renovables y gas o dejar que compitan?

El Estado define la política energética cuando genera un incentivo muy fuerte para que se desarrolle el mercado de renovables sin dar lugar a competencia con otras fuentes de suministro, como el gas. Son políticas de Estado, no de mercado, porque tienen ciertas condiciones que hacen que las compañías quieran venir a invertir en este sector.

¿Cree que con algo similar se podría desarrollar Vaca Muerta?

No tienen por qué ser las mismas condiciones. Algunas pueden ser. Todo lo que sea positivo ayuda.

¿Qué le aporta a Wintershall la posibilidad de sumar un socio para proyectos en Vaca Muerta?

Traigo un socio para mis áreas por un tema de know-how, por tecnologías, etcétera, pero además porque es una inversión de riesgo. Asimismo, permite la posibilidad de crecimiento. ×

 


Offshore

Wintershall integra, junto con Total Austral y Pan American Energy, el consorcio Cuenca Austral Marina 1 que explota el yacimiento Vega Pléyade. Desde comienzos de 2016, ese proyecto produce unos 9 millones de metros cúbicos de gas diarios y aporta cerca del 8% del gas que consume el país.

¿Cómo impacta esta transición en los proyectos offshore?

Es un proyecto (Vega Pléyade) que hay que verlo en su momento en función de cómo se desarrollan los principales vectores del mercado. Estoy pensando en el precio, volúmenes, qué gas aparece en Neuquén, qué gas me queda a mí en la Cuenca Austral para el mercado.

El Gobierno está trabajando en licitaciones de áreas para offshore. ¿Tuvieron charlas sobre cuál es la idea, hacia dónde se va con esto?

Hemos tenido charlas. Puede ser un proyecto interesante. Sin dudas. Ya estamos evaluando técnicamente las áreas. Estamos evaluando el potencial que tiene la zona.

¿Sería sólo Cuenca Austral?

Veríamos todo el potencial


 

0 comentarios

  1. La Resolucion 46 y la 419 tienen un efecto similar al de los «blanqueos financieros y patrimoniales», son injustas para aquellos que han puesto su esfuerzo, capital y cumplimiento, que a partir de un determinado momento, se encuentran en desventaja con quienes aparecen en la «pantalla» de los roganismos de control gubernamental, en virtud de estas Resoluciones. Tiende a desalentar el esfuerzo y la inversion, ya que la nueva camada que ingresa, en pocos años puede ser tambien «penalizada» con aperturas a nuevos compertidores mediante incentivos. Castigamos al que cumple y premiamos al que se inicia o ha incumplido. Se invierte la escala de valores con el proposito de atraer nuevos actores. Mala politica en el largo y mediano plazo.

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