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Gonzalo Márquez (Mega) y Karina Damiano (MBP Partners)
La visión de dos jóvenes abogados de la industria energética
Lun 28
junio 2021
28 junio 2021
Márquez y Damiano conversaron con Trama sobre la situación que atraviesa el sector y los principales desafíos profesionales que han debido enfrentar desde que desembarcaron en la industria.
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Gonzalo Márquez (39 años) y Karina Damiano (32 años) son dos jóvenes abogados que decidieron desarrollar su carrera profesional en la industria petrolera local. Márquez nació en Comodoro Rivadavia y desembarcó en el sector casi por herencia familiar. Su bisabuelo y su abuelo trabajaron en YPF, mientras que su padre se dedicó a la geología en el sector minero. «Empecé a trabajar en la petrolera Roch asesorándolos en temas superficiarios en 2007. Fueron 10 años muy intensos hasta que en 2017 me incorporé a la petroquímica Mega», relata. Damiano, en cambio, no tenía antecedes familiares en la industria energética, pero se interesó en el derecho empresarial y apenas comenzó a ejercer asesoró a varias empresas del sector, a tal punto que terminó formando parte del proceso que llevó a la creación de la petrolera Capetrol, en la que trabajó hasta comienzos de abril. Ahora integra el estudio MBP Partners, donde llegó para ayudar en la creación del departamento de hidrocarburos. En diálogo con TRAMA, ambos reflexionaron sobre la situación que atraviesa el sector y sus principales desafíos profesionales. 

Gonzalo Márquez

¿Cuáles son los principales desafíos regulatorios que enfrenta siendo parte de Mega?

—Después de la ley 27.007 que permitió adaptar la ley de hidrocarburos a la actividad no convencional,
el principal desafío de Mega es hacer lugar a un segmento del midstream que históricamente estuvo a cargo de las operadoras en Argentina y especialmente de YPF. Mega extrae la fase líquida del gas natural en yacimiento y lo transporta hasta Bahía Blanca, donde lo separa en etano, propano, butano y gasolina natural. Este segmento de la actividad petrolera, el midstream, siempre lo llevó a cabo YPF. Ahora Mega está tratando de hacer crecer ese segmento y aclarar cuáles son las herramientas legales con las que cuentan las empresas para poder desarrollarlo. Este tipo de compañías tienen un procedimiento bastante más complicado que el que posee un productor para construir un gasoducto o un oleoducto.

¿Qué diferencias tiene el midstream con respecto a las tareas que realizan transportistas de gas como Transportadora Gas del Norte (TGN) y Transportadora Gas del Sur (TGS)?

—TGN y TGS son un servicio regulado que busca transportar el metano hasta dárselo a los distribuidores o grandes consumidores en las ciudades. Las otras empresas, como Mega, Refinor o Oldelval en petróleo, lo que quieren hacer es construir las conexiones necesarias para facilitar el desarrollo de la exploración y la producción. En los momentos del pico de actividad, antes de la pandemia, faltaba capacidad de transporte, y estas empresas pueden ofrecer una solución. No solo por la construcción de instalaciones y facilities, sino por la industrialización del gas en yacimientos o cerca de ellos. Descomprimen la capacidad de transporte y permiten que se produzca más gas y vaya a otros destinos. (NdelE: TGS brinda servicios midstream en Vaca Muerta y apuesta a consolidarse en ese segmento).

¿Qué garantías se pueden ofrecer desde el punto de vista legal para el desarrollo del midstream?

—Lo que está faltando actualmente es que las empresas que no somos productoras de hidrocarburos tengamos la posibilidad de construir ductos sin tener que pasar por un proceso de concesión. Es lo que está haciendo ahora Brasil con su nueva ley del gas. Una de las modificaciones es que saca al segmento del midstream del régimen de la concesión. Lo único que se le pide es una autorización. Si una empresa se presenta ante la autoridad, demuestra que hay una necesidad y que tiene la capacidad técnica para construir un gasoducto o un oleoducto, lo lógico es que le permitan avanzar con esa construcción. No tiene sentido someter al régimen de concesión una actividad que no está explotando un recurso natural.

¿Se supone que otorgar una autorización en lugar de una concesión agilizaría la actividad?

—Sí, porque no se tiene que hacer una licitación pública. Si una refinería quiere conectarse a Oldelval para traer petróleo, tendría que ir por una iniciativa privada y pasar por un proceso de concurso público para que le den un ducto que solo va a usar esa compañía. ¿Quién más va a estar interesado en utilizar ese ducto? Alguien tiene que evaluar la capacidad técnica y económica y autorizar esa capacidad adicional de transporte. 

Full length of handsome Caucasian businessman in suit and helmet on head going down the stairs on oil tank storage.

¿En qué estado se encuentra el proyecto para ampliar la capacidad de producción de Mega?

—El proyecto sigue en estudio. Se están haciendo las ingenierías. 

¿Esa ampliación es independiente de la discusión regulatoria en torno a cómo ampliar la capacidad
de transporte?

—Sí, lo que hablábamos antes es para agilizar esas construcciones, pero hay alternativas y de hecho los desarrollos igual se hacen. No es que esa discusión bloquea el avance. 

La producción de gas ha pasado de generar notables expectativas en la década del 90 a retroceder sin pausa en los 2000, hasta que Vaca Muerta hizo resurgir de nuevo una actividad que ahora aparece jaqueada por la pandemia, ¿cómo enfrenta esas idas y vueltas una compañía que depende del gas para proyectar su expansión?

—Es un desafío, porque inversiones de cientos de millones de dólares necesitan una seguridad mínima del abastecimiento del gas. No obstante, el mercado desea y está confiado en que lo que está pasando sea responsabilidad del COVID-19 y que una vez que esto se supere se va a volver a la vía
del desarrollo y la inversión. Vemos con mucha esperanza el Plan Gas, el proyecto de ley de estímulo que se está pensando y el decreto que incentiva a potenciales inversores a apostar por la actividad.

¿Ese es el decreto 234/21 de Fomento de la Inversión para las Exportaciones?

—Sí, ese decreto recupera una idea que ya se había propuesto hace algunos años cuando se dio uno
de los principales impulsos a la actividad no convencional, al asegurarles a las empresas que parte del dinero que ingresaran a la Argentina lo iban a poder devolver luego a sus casas matrices. Muchas veces esa salida de dinero se ha visto bloqueada por los problemas macroeconómicos que enfrenta la Argentina. Mediante este decreto se busca blindar esa situación, exigiendo determinadas condiciones de montos y plazos, para que las empresas tengan la seguridad de que pueden ingresar el dinero y lo van a poder sacar en la medida en que produzcan la ganancia que todos esperamos que produzcan. 

Esas garantías se le ofrecieron a Chevron cuando se asoció con YPF para desarrollar Loma Campana, pero después no se terminaron cumpliendo. 

—A mí no me consta qué fue lo que sucedió. He recibido algunos comentarios, pero no tengo datos sobre cómo se cumplió finalmente. Hubo varias empresas, no solo Chevron, que se suscribieron
a ese programa cuando se fue bajando el monto exigido para la inversión, pero no tengo datos oficiales sobre qué es lo que terminó ocurriendo con eso.

¿Y el nuevo decreto puede ayudar?

—Es la garantía que puede dar el Estado. Aporta una señal. También quieren ir en esa dirección con el proyecto de ley de estímulo, lo que daría una seguridad adicional a partir de una jerarquía legal superior. Además, porque ese decreto no es solo para la actividad hidrocarburífera. 

Con una macroeconomía tan inestable, ¿los incentivos regulatorios pueden hacer la diferencia o están irremediablemente supeditados a que se supere la crisis?

—Aunque los instrumentos de promoción sean perfectos, en un país donde la macroeconomía no está estable siempre va a faltar una pata, pero eso no significa que no haya que avanzar con esas alternativas. Necesitamos el gas y el petróleo, y es la oportunidad con la que tenemos que avanzar.

¿Qué componentes exportan y cuáles destinan al mercado interno?

—El proceso es el siguiente: el etano, el propano, el butano y la gasolina natural se extraen del gas en la planta separadora de Loma La Lata. Esos cuatro elementos recorren 600 kilómetros por el poliducto hasta Bahía Blanca y ahí se separan. El etano se lo vendemos a Dow Chemical, el propano y el butano se consumen en el mercado local y también se exportan, y la gasolina natural se exporta en su totalidad. 

Karina Damiano

Usted comenzó en un estudio de abogados y luego terminó formando parte del proceso de creación de la petrolera Capetrol, ¿cómo fueron los cuatro años desde la creación de la compañía hasta la actualidad?

—La industria petrolera resulta fascinante porque es enorme tanto en la complejidad de temas como en la cantidad de profesiones que involucra: requiere la participación de ingenieros, geólogos, especialistas en finanzas, administrativos, abogados. Todos esos eslabones son necesarios para poder extraer el recurso hidrocarburífero. 

¿Cuáles son los principales desafíos regulatorios que enfrenta el sector?

—Uno de los principales temas en auge es el ambiental. Muchas veces el petróleo es visto como algo malo, pero está bien explotarlo en la medida en que la actividad esté regulada y se lleve adelante de modo responsable. Otro tema clave a resolver es el que tiene que ver con la duplicación de los registros nacionales y provinciales. Muchas veces los registros se replican. Hay un aspecto regulatorio –que viene desde que el tema pertenecía
a la nación y se reconoció la soberanía a las provincias– que se debe revisar, sobre todo para no duplicar información y que cada organismo ejerza su control de acuerdo con sus competencias, porque si no nadie sabe bien qué tiene que hacer. 

¿Qué temas están complicando la recuperación de la actividad?

—La falta de financiación es un problema. Es una industria que requiere grandes volúmenes
de inversión para llevar adelante su actividady la verdad es que hoy en día hay complicaciones. Desde lo regulatorio habría que favorecer un esquema de financiación e incluso tratar de reducir el impacto impositivo sobre la actividad. 

¿Cómo impactan las restricciones cambiarias?

—El problema central es que no se le puede garantizar a un inversor que se va a llevar
los dólares que invierte. Incluso ha habido restricciones en el país que han impedido que
se giren dividendos. A eso se le tienen que sumar las regulaciones impositivas y laborales que también complican la actividad.

No pareciera que los controles de capitales vayan a desaparecer en el corto plazo.

—Es un escenario bastante desafiante. Quizás la alternativa es buscar capitales argentinos. Es una industria muy interesante, aunque es cierto que en este escenario de pandemia van a ser pocos los que se arriesguen, sobre todo por los montos involucrados. Para invertir en la industria petrolera tenemos que hablar de millones de dólares. 

También se ha intervenido recurrentemente sobre los precios del sector.

—Lo importante al momento de fijar un precio es que todas las partes intervengan en la discusión, porque muchas veces participa solo un sector de las compañías. Se consulta a las empresas integradas que pueden acceder a determinados acuerdos, pero aquellas que se dedican solo a la producción no son invitadas. No es lo mismo la posición que puede llegar a tener YPF que la posición de una empresa más chica como Capetrol. Es importante escuchar a todos porque acá nadie quiere que ninguna empresa se funda. 

¿El barril criollo sirve?

—No estoy tan en tema como para decir si estoy a favor o en contra, pero me parece complejo en un contexto de múltiples cotizaciones del tipo de cambio. Al productor no le sirve que se tome como referencia un dólar y cuando ese mismo productor tiene que comprar insumos o cumplir con contratos de servicios deba tomar como referencia otro dólar.   

¿Se puede compatibilizar la exportación con el abastecimiento interno?

—Si la demanda interna está cubierta, hay que dar mayor flexibilidad para exportar y generar divisas. Cuando estuve en Capetrol no hemos exportado, pero a los que necesitaron exportar no les ha sido fácil. ×

Formación y antecedentes de Karina Damiano

«La industria petrolera es fascinante» 

Karina Damiano se recibió de abogada en la Universidad de Buenos Aires. Se especializó en Derecho Empresarial, Comercial y Societario, y comenzó a trabajar en el estudio Bruchou, Fernández Madero & Lombardi, donde asesoraba a varias empresas del sector energético. Luego trabajó en el estudio Cabral, Nonna & Asociados, asesorando exclusivamente a industrias de Oil & Gas. En 2017 decidió dar el salto y sumarse a trabajar a Capetrol, una petrolera nueva con áreas en Chubut. «Hugo Aníbal Cabral, socio y director de Capex-Capsa, decidió crear una empresa petrolera y empezamos a montar la estructura societaria y buscar las áreas. La industria petrolera es fascinante», recuerda. Allí se desempeñó como jefa de Legales y Asuntos Regulatorios hasta que en abril de este año se sumó al estudio MBP Partners, donde van a crear un departamento de hidrocarburos para asesorar a firmas de Oil & Gas

Formación y antecedentes de Gonzalo Márquez

De Comodoro Rivadavia y con antepasados ypefeianos 

«Yo soy comodorense y en Comodoro Rivadavia se respira petróleo. Mi bisabuelo y mi abuelo fueron ypefeianos. Mi papá es geólogo», afirma Gonzalo Márquez para explicar cómo, de algún modo, la herencia familiar terminó influyendo para que desembarque primero en la industria petrolera y luego en la petroquímica. Márquez cursó la carrera de Derecho en la Universidad Nacional de Córdoba y apenas se recibió de abogado le surgió una oportunidad para trabajar en la petrolera Roch como jefe de Legales. «Cuando recién estaba empezando en Roch, se le venían dando muchos resultados. Se compraron las áreas de Chevron en Santa Cruz. Fueron unos 10 años de actividad increíble», asegura. Durante ese período también se perfeccionó al realizar una especialización en Derecho Ambiental en la Universidad Católica Argentina, otra especialización sobre el régimen jurídico de los recursos naturales en el Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) de la Universidad de Buenos Aires y un máster en Derecho Administrativo en la Universidad Austral. Finalmente, en 2017 se incorporó a la petroquímica Mega SA, donde actualmente se desempeña como jefe de Legales.   

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