A Dominic Marion le encanta viajar. Desde que arribó a Buenos Aires para asumir como director general de Total Austral, hace ya un año y medio, aprovechó cada oportunidad que le ofreció su apretada agenda para conocer junto con su mujer distintos puntos turísticos en el interior del país. Su itinerario incluyó las sierras de Córdoba, la Puna y varias paradas en la Patagonia. Se vale del anonimato para disfrutar de los destinos naturales de la Argentina. Aunque, por momentos, su palpable parecido a Mauricio Macri ha interrumpido su perfil bajo. «Hace unos meses, en Mendoza, una chica me confundió con el Presidente y me pidió una foto», recuerda con gracia. Marion transmite serenidad y autocontrol. Amable, en los 40 minutos de entrevista con TRAMA repasó con franqueza los puntos más salientes de la agenda energética.   

En 1990 empezó a trabajar en el grupo Total, una de las cinco empresas petroleras más grandes del mundo. Por ese entonces,  no era un ejecutivo de primer nivel sino solo un joven francés interesado por la geología. Se había recibido de ingeniero en la Escuela de Geología de Nancy y había completado un Doctorado en Física de Rocas en la Universidad de Stanford. Desde que se unió a Total, se desempeñó no solo en Francia sino también en África, Reino Unido y Medio Oriente. A la Argentina llegó en la previa de una de las crisis que periódicamente suelen afectar a esta nación. Al principio se sorprendió al contemplar la naturalidad con que en Argentina se tomaban las tres devaluaciones, los tres cambios de secretario de Energía y las impredecibles condiciones de mercado. Lo que más le gusta de Buenos Aires es la cultura y el trato de la gente. También disfruta jugando al tenis y al golf y no duda en salir de paseo por la ciudad. En un lenguaje que combina el castellano recientemente aprendido con un acento francés imposible de anular, el director de Total Austral contó a TRAMA cómo analiza el escenario argentino y se manifestó en contra del decreto de congelamiento del precio de los combustibles por 90 días: «Para asegurar que tenemos un proyecto económico y para invertir necesitamos tener previsibilidad a largo plazo, no se toman decisiones sabiendo que un decreto puede cambiarlo todo», enfatizó.

Desde que empezó a operar en 1978 en Tierra del Fuego, la compañía francesa se dedica a la exploración, producción, transporte y distribución de hidrocarburos, y desarrolla activos de energías renovables. Actor clave en la Cuenca Austral, Total tiene en producción los yacimientos onshore y offshore Hidra, Kaus, Ara Cañadón Alfa, Argo, Carina y Aries y Vega Pléyade. Es el segundo operador que más gas produce en la Argentina. Sólo por detrás de YPF.

¿Cuál es la visión que Total tiene de Argentina a mediano y largo plazo?

—Tenemos una historia de más de 40 años y conocemos bien la Argentina. Sabemos cómo trabajar en el país y nuestra posición es fuerte en los sitios de operación; contamos con una base de una gran cantidad de empleados que trabajan en nuestra empresa desde el principio. También tenemos un porfolio de proyectos desde hace muchos años, que es el resultado de la historia, y lo importante es que podemos llevar a cabo eso en el futuro. Entonces, tenemos la gente, tenemos el porfolio y tenemos historia. Esos son los ingredientes que definen la modalidad de trabajo del grupo en el país. Contamos con todos los recursos para contribuir en Argentina, pero la pregunta es ¿qué hacemos? Por el momento, nos interesa mantener el nivel de actividad tratando de crecer de manera controlada, sin frenar. Además, sostenemos a través de los años niveles de inversiones muy constantes. Son regulares y es una manera de adaptarnos al entorno. Dependemos del precio del gas y del petróleo, por eso es bueno adquirir capacidad para adaptar el nivel de actividad al entorno. 

¿Cómo ve el escenario de la Cuenca Austral en los próximos años?

—Hicimos inversiones. Este año ampliamos las plantas Cañadón Alfa y Río Cullen en Tierra del Fuego. Se instalaron nuevos equipos que permiten la ampliación de la capacidad de compresión al pasar su producción de media a baja presión y estamos al nivel máximo de producción en Tierra del Fuego. Asimismo, fue necesario el tendido de un nuevo gasoducto de 27 km de extensión entre las plantas y de una línea de exportación de gas de 2 km de longitud, que permite conducir el fluido en condiciones comerciales hacia el gasoducto de transporte General San Martín. El último desarrollo que hicimos fue en Vega Pléyade; se trata de un yacimiento offshore para el que ya desarrollamos las plantas. En Tierra del Fuego nuestra estrategia consiste en mantener un plateau de producción a largo plazo. Hoy en día, para determinar inversiones miramos de cerca la evolución del precio del gas y la competencia que hay entre Tierra del Fuego y Neuquén. Es decir, entre proyectos 
off shore y shale que tienene economías diferentes. Hay que buscar nuevos mercados para el desarrollo de Tierra del Fuego. Puede ser LNG, petroquímicas o bien considerar la exportación a Chile. En el mercado local hay competencia y no hay un incentivo para desarrollar offshore a un precio bajo.

Hace años que Tierra del Fuego busca oportunidades para agregar valor al gas con proyectos LGN o petroquímicos y terminales de licuefacción de gas, ¿ve a Total liderando alguno de esos proyectos?

—Total puede proveer el gas a una compañía petroquímica. Somos líderes en LNG en el mundo y tenemos interés en desarrollarlo. 
Lo que hacemos es verificar que el proyecto tiene la rentabilidad que necesitamos en comparación con otros proyectos que tenemos en el mundo. 

Con unidades pequeñas…

—Un pequeño proyecto puede funcionar con posibilidades de exportar. Un proyecto grande no, porque las economías para el desarrollo de este tipo de proyectos en TDF hoy no lo justifican. Además, hay que estudiar la competencia entre proyectos. Por otro lado, son iniciativas necesarias para decidir si vamos a desarrollar Fénix.

Fénix es un proyecto que estuvo cerca de concretarse y finalmente cayó por motivos circunstanciales de la Argentina, ¿cree que hay chance de reflotarlo en los próximos 2 o 3 años? 

—Es un proyecto sólido, pero tenemos que asegurar las condiciones del mercado a mediano plazo. Debemos decidir el desarrollo 
y eso depende de la situación política en el país. Es un proyecto que vale la pena si las condiciones están acá. Si vemos una ventana de rentabilidad con exportaciones, podría concretarse sin problemas. 

¿Qué lectura hace del mercado de gas en Argentina teniendo en cuenta los años de congelamiento de tarifas y la intervención del gobierno?

—Lo que pasa con el precio del gas no es una sorpresa. Al tener exceso de oferta, naturalmente, la consecuencia es una baja del precio. Es algo que vemos en Estados Unidos con el desarrollo 
del shale. Es un tema preocupante porque necesitamos un precio del gas mínimo para desarrollar onshore y offshore. En términos de dólares, la baja del precio es más importante de lo que pensamos. La pesificación de una parte del mercado puede afectar nuestras inversiones. En Total teníamos la idea de que  el precio del gas fluiría a un mercado libre; sin embargo, estamos dentro de un mercado semi-regulado y no sabemos qué dirección va a tomar en el futuro. 

En cuanto a la Cuenca Neuquina, hay proyectos no convencionales en Rincón de la Ceniza y La Escalonada,  ¿cuál es la posición de Total en Vaca Muerta? 

—En Vaca Muerta tenemos una posición favorable. Hay instalaciones, plantas y capacidad de producción disponible. Operamos los yacimientos de Aguada Pichana Este, San Roque, Rincón de la Ceniza, Pampa de las Yeguas y La Escalonada. La estrategia de Total es compensar el declive de la producción de convencional por la producción no convencional en el gas con Aguada Pichana Este. Vamos a desarrollar hasta alcanzar la capacidad. Pero el ritmo de desarrollo depende del precio. Aguada Pichana Este fue uno de los primeros desarrollos de la Resolución 46. En 2017, tras un acuerdo entre Total, YPF, PAE y Wintershall se dividió el bloque gasífero y somos la empresa operadora. Allí tenemos un precio garantizado, pero en el futuro el proyecto va a depender del precio del gas, de nuestra capacidad de exportar y del ritmo de crecimiento. Hoy en Vaca Muerta estamos creciendo en gas. Gran parte de la producción de gas que tenemos viene de Neuquén, del shale gas. Los resultados son buenos, pero tenemos que mejorar la productividad, sobre todo si el precio está bajando. Debemos hacer un seguimiento muy fino. 

¿A qué precio de gas en boca de pozo es competitivo el desarrollo de Vaca Muerta?

—A u$s 3,5 por millón de BTU. Tenemos riesgo, no estamos en un desarrollo plenamente comercial porque, para bajar los costos, debemos pasar al nivel industrial. Si tenemos más visibilidad y capacidad de exportar, podemos bajar el costo a menos de u$s 3. Ahora no es el caso porque necesitamos más visibilidad. 

Total viene perforando áreas de shale oil, ¿han avanzado en el conocimiento de los pozos a niveles de productividad que los satisfagan o no lograron ese target?

—Tenemos dos pilotos: uno en Rincón de la Ceniza/La Escalonada y otro en San Roque. Los resultados son aceptables. En Vaca Muerta hay buena productividad, pero existen diferencias en la geología, fluidos CO2, agua, es decir, múltiples factores que pueden afectar la productividad. No tenemos todas las informaciones para desarrollarnos de una manera completamente optimizada. Los resultados de los pilotos muestran que podemos ir a una fase de desarrollo, pero va a haber sorpresas en el camino. En los pozos hay cosas que no esperamos y que afectan la rentabilidad. Es importante compartir con otros operadores las dificultades que encontramos. 

En el caso del petróleo, a diferencia del gas, donde está claro que necesitan un precio, hay que conocer más las áreas para decidir si se invierte a largo plazo…

—Tenemos la información en nuestro bloque y también la de otros operadores. En este momento estamos estudiando las posibilidades de desarrollo. Debemos asegurar que tenemos un proyecto económico. El problema que nos afecta hoy es la visibilidad respecto del congelamiento del precio del petróleo. No vamos a tomar una decisión a largo plazo si sabemos que un decreto puede cambiarlo todo. Necesitamos hablar con las autoridades para tener una visión de Vaca Muerta a largo plazo. Porque está claro que hablamos de inversiones importantes. 

¿Existe la posibilidad de dividir el área en San Roque, como se hizo en Aguada Pichana Este?

—Se está estudiando el desarrollo del bloque e hicimos un test de producción. La provincia tiene interés en acelerar el desarrollo y lo que se hizo en Aguada Pichana Este también puede hacerse en San Roque. Actualmente está a nivel de evaluación con los socios. 

¿Tiene sentido la construcción de una planta de LNG?

—Es un proyecto que tiene sentido, porque con los recursos de gas que tiene el país seguramente hay oportunidades de exportar a Chile y a otras partes del mundo. Pero se deben tener en cuenta el costo de la licuefacción, el transporte, la localización de la terminal y la distancia a los mercados. ¿A qué precio tenemos que producir para saber si estas inversiones son competitivas? La respuesta dependerá mucho del gas asociado al petróleo. Se podría obtener gas con un precio marginal que pueda usarse para LNG. Si el proyecto depende solo del gas seco, es más difícil.

¿Cuál es la posición de Total respecto de la ampliación 
del sistema de transporte troncal?

—Necesitamos un sistema de transporte adicional. Hoy existe un cuello de botella en el sistema de transporte. La ampliación del sistema es necesaria para evacuar el gas de Vaca Muerta. Pero es crucial pensar dónde están los mercados y en función de ello se define si el trayecto es bueno o no. Hoy no creo que la idea de la traza de ese caño pueda ser óptima en el futuro. Podría serlo en el norte, con un mercado de exportación de LNG.

¿Qué inversión se prevé para este año?

—En Tierra del Fuego no tenemos proyectos adicionales para este año. En mayo expandimos la planta Cañadón Alfa, donde se realiza el tratamiento de la producción proveniente de los siete yacimientos offshore y onshore operados por Total Austral. El proyecto empleó a 600 personas, demandó 21 meses de trabajo y significó una inversión de u$s 200 millones. Actualmente estamos enfocados en el mantenimiento. En Neuquén tenemos un plan de inversión con dos rigs por la parte operada. Dependiendo del entorno, puede reducirse a un rig que permite perforar 10 pozos por año. ×