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Alberto Saggese, presidente y CEO de Gas y Petróleo de Neuquén
«No creo que ningún gobierno vaya en contra de Vaca Muerta»
Lun 21
octubre 2019
21 octubre 2019
El ejecutivo afirma que la formación no convencional «ya no es un activo que se pueda parar». Defiende el rol de la empresa como facilitadora del desarrollo de áreas a través de la alianza con socios internacionales y propone incentivar la irrupción de «independientes argentinos».
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Alberto Saggese asumió la dirección de Gas y Petróleo del Neuquén (GyP) en 2014, cuando Vaca Muerta daba sus primeros pasos y no era aún la promesa de una «segunda Pampa Húmeda» que significa hoy para el país. Con más de cinco años al frente de la petrolera provincial creada en el gobierno de Jorge Sapag, afirma que la formación no convencional «ya no es un activo que se pueda parar», sin importar el color político que venga. «No creo que ningún gobierno vaya en contra del desarrollo 
de Vaca Muerta», asegura. 

Alberto Saggese, presidente y CEO de Gas y Petróleo de Neuquén

Al frente de una empresa que produce 150 m3 de petróleo por día y otros 300.000 m3 de gas, calcula que en los próximos cinco años se podrá duplicar la producción para posicionar a GyP como una petrolera de mediano tamaño. «Hoy tenemos un resultado neto que hemos mantenido entre u$s 10 y 12 millones, que se traducen en dividendos, es decir, una fuente de ingreso para la provincia. Esos dividendos van a crecer en la medida en que los proyectos crezcan. Nuestro outlook a cinco años es que GyP pueda llegar a u$s 40 o 50 millones por año de resultado neto», estimó.

Saggese defiende el rol de la empresa como una facilitadora del desarrollo de áreas a través de la alianza con socios internacionales y propone una vuelta de tuerca para aportar más dinamismo en las inversiones: la irrupción de «independientes argentinos» capaces de explotar «superficies más chicas que puedan constituir en sí mismas un proyecto de desarrollo».

¿Cuáles son los objetivos de GyP? 

—Nosotros tenemos 37 contratos activos. Hay algunos que son convencionales y otros no convencionales en proceso de exploración que pueden conducir al desarrollo de un piloto. 
Y tenemos 11 concesiones no convencionales ya otorgadas, donde empezó a correr el período de los 35 años. Dos están en desarrollo pleno y las otras nueve, en proyecto piloto con planes nacionales presentados, donde las compañías han estimado que, de cumplirse todas las condiciones, iniciarán entonces el desarrollo pleno. El primer objetivo es seguir acompañando a nuestros socios de las 11 concesiones ya otorgadas. Cuando digo acompañando, quiero decir que GyP tiene una función de inspección y monitoreo de las actividades de los concesionarios, no desde el punto de vista de la autoridad de aplicación, sino de socio. Nosotros tenemos un 10% en todas las concesiones, que es muy importante porque le genera a la provincia, como accionista de GyP, un ingreso que poco a poco está creciendo. En los últimos años, el resultado neto se ha mantenido entre u$s 10 y 12 millones, que se traducen en dividendos para la provincia. Esos dividendos van a crecer en la medida en que los proyectos crezcan. Nuestra intención a cinco años es que GyP pueda llegar a u$s 40 o 50 millones por año de resultado neto. GyP es una empresa que produce 150 m3 de petróleo por día y aproximadamente 300.000 m3 de gas diarios. Nosotros calculamos que a cinco años vamos a estar produciendo algo así como 600.000 m3 por día, lo cual posiciona a GyP como una petrolera de mediano tamaño y con un interesante cash flow. Por otro lado, buscamos seguir adelante con nuestra función principal, que es la de poner en valor todos los yacimientos de la provincia que hoy no tienen operación. Estos son los dos ejes de nuestra actividad.

¿Eso implica seguir con este plan trimestral de apertura de áreas que tienen?

—Exactamente.

Es difícil hacer futurología en la Argentina, y más en este contexto, pero ¿cree que, sea cual sea el resultado de las elecciones, en marzo o abril del año que viene puede haber un mayor interés de las empresas en entrar a estas áreas?

—Las elecciones inciden, pero no tanto. A mi juicio, Vaca Muerta ya tiene pasado, presente y futuro. Se puede acelerar o se puede retrasar, pero no va a dejar de avanzar. Avanzará a pasos agigantados o a pasitos, pero el color político no incide de una manera gravitante. No creo que ningún gobierno vaya en contra del desarrollo de Vaca Muerta. 

Parece uno de los pocos puntos de coincidencia que hay.

—Sería un tiro en el pie. Todos sabemos de qué se trata, lo que tenemos que hacer es darle cada día más impulso como para que Vaca Muerta sea realmente lo que todos esperamos que sea. 

Si se piensa en 2021, ¿cuántas áreas podrían estar  en desarrollo? ¿Cuántos de esos permisos podrían  convertirse en concesiones?

—De los permisos, calculo que entre cinco y seis todavía están en período de exploración. O sea, no hay apuro de las compañías para declarar la comercialidad de los yacimientos. Pero hay dos o tres que tienen muy buenas posibilidades. 

¿Cómo se puede contribuir a cierta aceleración de los tiempos lógicos de exploración, de risqueo, de puesta en producción de estas áreas? 

—GyP es la empresa provincial que desde el 2011 ha iniciado el proceso de apertura de todas las áreas libres de la provincia de Neuquén. Gracias a GyP, hay empresas como Exxon y Shell que tuvieron acceso a áreas. Somos la compañía que más socios internacionales tiene en la cuenca. Y a nuestros socios internacionales les facilitamos todo lo que podamos, si bien es cierto que GyP les genera un cierto costo en cuanto al carry, que hace que ellos tengan que invertir el 100% y nosotros nos quedemos con un 10% posterior. De todas maneras, hay un repago de esa inversión. No hay ninguna necesidad de decir que esto es gratis. Hay un repago. Pero a los socios internacionales no les resulta pesado este procedimiento, con lo cual tratamos incluso de colaborar todo lo posible con las empresas, estamos activos en los comités operativos para facilitarles el acceso a las zonas. 

En 2013 o 2014, cuando GyP empezó a tener relevancia  en la discusión del carry, se puso el acento en cuál era realmente la capacidad de inversión que tenía la empresa  y en la estructura de recursos humanos. Sin embargo, hoy GyP se posicionó como un elemento creativo que ayuda  a que haya nuevos jugadores. ¿Qué balance hace de ese rol?

—Me encontré con una empresa que era para promocionar, mediante la asociación con otras internacionales o nacionales, las áreas no convencionales, pero a la vez GyP operaba un área, que era Aguada del Chañar, y tenía la pretensión de seguir operando áreas. Una de las primeras cosas que traté de cambiar fue justamente eso. Las empresas provinciales no están para operar yacimientos en un mercado donde los costos y las inversiones que hay que realizar son millonarias, con el riesgo propio de las actividades. Entonces, le dimos otro perfil a GyP, que fue justamente el de viabilizar el ingreso de inversiones. Estamos hablando de áreas sin derisquear, las áreas que nosotros entregábamos tenían muy poca información técnica. No se sabía bien qué era lo que había. Hay un elemento que fue muy complicado en Estados Unidos, denominado entry cost. O sea, entrar a un yacimiento sin derisquear tiene un valor y entrar a un yacimiento derisqueado tiene otro. Si pretendemos que una empresa ingrese sin derisquear y, a la vez, cobrarle un costo de ingreso muy alto, lo que se hace es destruir el proyecto. Así quebraron muchísimas compañías chicas independientes en Estados Unidos. Entonces, si bien es cierto que la provincia de Neuquén exige el pago de un bono de ingreso, ese bono nunca es lo suficientemente pretencioso como para destruir los proyectos. Hay compañías que han entrado con un costo muy bajo, y eso les permitió ingresar al proyecto muy rápidamente.

¿Qué se puede hacer para que en las concesiones que hoy están otorgadas haya una mayor agilidad, teniendo en cuenta que Argentina está en un momento difícil?

—En la Argentina el desarrollo de Vaca Muerta empezó al revés que en Estados Unidos. Allí el gran dinamismo del desarrollo de las cuencas no convencionales vino de la mano de las empresas chicas, con una gran agilidad y maniobrabilidad. Luego, esas empresas chicas empezaron a tener problemas porque habían pagado a los propietarios de las tierras valores más altos de los que podían soportar. En la Argentina se empezó totalmente al revés, un poco por nuestra historia. YPF, propietaria del 50% o 60% de las superficies explotables de Vaca Muerta, hace que esto sea un poco más lento, porque es una sola empresa que no tiene tanto músculo para llegar ahí. El resto de las áreas están distribuidas entre 9 o 10 empresas. Algunas son empresas internacionales que comparten los proyectos con los que tienen en su casa matriz. Al competir con esos proyectos, muchas veces el dinero va a otros más interesantes, por más que Vaca Muerta hoy sea la estrella de las formaciones no convencionales. Lo que puede generar alguna actividad nueva es el desarrollo de independientes argentinos. Esos independientes argentinos tienen que tener la posibilidad de ingresar a campos, que hoy están en manos de estas 10 o 12 empresas, para hacer algún tipo de acuerdo y acelerar el desarrollo con un dinamismo, dándoles superficies más chicas que puedan constituir en sí mismas un proyecto de desarrollo. En Estados Unidos se confía en los grupos de trabajo que tienen la capacidad técnica como para generar una organización y conseguir financiamiento para un proyecto concreto. El proyecto es lo que genera el crédito, no el crédito lo que genera el proyecto. 

¿Se pueden segmentar áreas de 2.000 o 3.000 acres y encontrar operadores independientes locales o con  un socio local?

—Con una pata local. No digo que tienen que ser locales, lo que veo muy poco probable es que un independiente americano venga a invertir a la Argentina cuando puede invertir en su país. O sea, esto es como si uno pudiera sembrar en su jardín y en lugar de hacerlo se va a sembrar a un jardín a 14.000 kilómetros de distancia.

¿Esta es la discusión que se viene a corto o mediano plazo?

—No la veo instalada. Veo proyectos políticos de cualquier color yendo a soluciones diferentes que solo consolidan la posición de las empresas mayores. Pero no están pensando en ampliar esto, como si te dijera que el campo únicamente es para productores agropecuarios que poseen más de 20.000 hectáreas. No, hoy tenemos cientos de chacareros, cientos de emprendimientos de superficies mucho más chicas , y eso genera dinamismo. ×

Revisar el sistema de concesiones 

Saggese abre un debate de tintes técnicos para señalar otro tema que está pendiente en lo político y que es, a su entender, la revisión del sistema de concesiones. «Fue estructurado por la Ley 17.319, en el año 1967, cuando no existía ni la más mínima remota posibilidad de hacer explotaciones no convencionales», planteó el titular de GyP. Si bien reconoció que la Ley 27.007 de hidrocarburos de 2013 cambió un poco eso para diseñar cómo iban a ser las concesiones para no convencionales, evaluó que el momento actual demanda repensar nuevamente el sistema a la luz de las nuevas técnicas. «Hoy la predictibilidad de la existencia de hidrocarburos juega más con conceptos informáticos que con geología. En Estados Unidos ya se ha demostrado que esta predictibilidad hace que vos puedas eliminar el riesgo geológico en gran medida en los yacimientos no convencionales. Estamos hablando de una cosa que está en el medio de la industria tradicional y la minería. Entonces, cuando vos podés determinar la existencia de hidrocarburos por otros métodos, la utilización de conceptos que son utilizados por la ley debe ser revisada».

¿Qué propone?

Hoy la ley establece claramente que las concesiones deben ser otorgadas sobre la trampa de estructura productiva. Este concepto no se aplica más en los yacimientos no convencionales. Entonces, al no poder determinar la existencia de una trampa de estructura productiva, en no convencional la única manera que hay de demostrar la existencia de hidrocarburos es perforando un pozo, y ese pozo tiene una limitación física que es hasta dónde llega la fractura. Porque estás fracturando una piedra. Entonces, la fractura llega hasta equis cantidad de metros y, para poner en valor lo que está al lado, tenés que perforar otro pozo, y así sucesivamente. El problema es que cada pozo cuesta u$s 10 millones, no es que estás haciendo pozos de escaso valor. Entonces, si se piensa desde un punto de vista industrial, como lo pensó Techint, cada 28 o 30 días, o lo que dure la perforación de un pozo, estás generando una planta industrial en ese pozo. Entonces, no se le puede pedir a una empresa que tiene la posibilidad de poner 700 plantas industriales que ella sola empresa ponga 700 plantas industriales, una por mes. Tiene que venir otro que ponga equis plantas industriales dentro de la misma superficie, habida cuenta de que ya se sabe que debajo de esa superficie existe el recurso. 

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