Ricardo Markous festejó en 2020 cuatro décadas trabajando ininterrumpidamente en el grupo Techint, justo cuando transcurría la primera ola de Covid-19 que provocó el derrumbe de la economía global. Se incorporó al holding que hoy dirige Paolo Rocca como joven profesional, recién egresado como ingeniero civil de la Universidad de Buenos Aires. Siete años más tarde cursó un máster en Standford. Su desembarco en el mayor grupo siderúrgico del país se concretó en Techint Ingeniería y Construcción, en el área de control de costos. A principios de los ’90 fue designado director de TGN, la transportadora de gas que todavía es propiedad de Techint y hacia fines de esa década llegó a Tecpetrol, brazo petrolero del holding que en los últimos años protagonizó un crecimiento exponencial en Vaca Muerta a partir de la construcción y explotación comercial en apenas dos años de Fortín de Piedra, el mayor yacimiento no convencional de gas del país. Markous pasó por distintas posiciones dentro de la empresa. Fue director de Gas y Energía, luego lideró el área de Desarrollo de Negocios hasta que en marzo de 2021 se oficializó su nombramiento como CEO en reemplazo de Carlos Ormachea, un histórico de Techint que pasó a integrar el board de la petrolera.   

Markous recibió a TRAMA en una sala contigua a su oficina en el piso 12 de una de las torres de Retiro donde el grupo Techint tiene su comando de operaciones. Distendido, aunque preparado para la entrevista con una serie de apuntes en papel, durante casi 50 minutos repasó los distintos ejes que integran la agenda de la industria: el lanzamiento de la construcción del gasoducto Tratayén-Salliqueló, proyecto en el que se presupone que el grupo Techint tendrá un rol central con Tenaris, único fabricante de tubos sin costura en el país, y  la constructora Techint IyC; la licitación que deberá lanzar el gobierno para llenar de gas la nueva infraestructura de transporte; los planes en Fortín de Piedra para elevar todavía más la producción del fluido; y los nuevos horizontes productivos que empezará a explorar la compañía con unidades específicamente dedicadas a la generación de energía nuclear y a la promoción de nuevos negocios (Ver aparte). 

¿Qué escenario visualiza hoy para la industria de Oil&Gas en Argentina? 

—A nivel global nosotros vemos que, si bien ha empezado una transición energética, hay petróleo y gas por muchos años todavía. En ese sentido, Tecpetrol va a estar en las dos ramas: en la transición energética y en el negocio tradicional del Oil&Gas. En América Latina nos encontramos muy bien posicionados. Estamos en Perú, como socios de Camisea; también en Bolivia en el proyecto Ipati y Aquio, que es un área que produce 11 millones de metros cúbicos por día (MMm3/día). Es un bloque donde somos el operador y tenemos una participación del 20%, pero que va a declinar a fin de 2023. En Ecuador operamos un campo que está produciendo cerca de 10.000 barriles por día y en Shushufindi producimos 50.000 barriles por día. Adicionalmente, en Colombia hemos puesto en planta un proyecto que va a producir cerca de fin de año alrededor de 10.000 barriles por día. También nos hallamos en México, en Bloque Misión, donde somos productores de gas para Pemex. 

¿La declinación del campo en Bolivia es irreversible? 

—Sí, es un yacimiento que tiene mermas comprobadas y va a tener un agotamiento a partir del año que viene, como han declinado todos los reservorios de Bolivia. 

¿Las inversiones de la compañía pueden variar en función de esta disparada del precio internacional del petróleo y el gas? ¿O ya existe una hoja de ruta que van a respetar? 

—Trataremos de acelerar donde se puede aumentar la producción de petróleo con estos precios, pero ya teníamos una hoja de ruta. El proyecto en Colombia lo pusimos en marcha y claramente con estos precios está muy bien. El desarrollo con Pemex está un poco más frenado, hasta que se aclare el tema de la Ley de Reforma Energética, pero está muy bien. Además, en México operamos una central térmica de 1000 megawat (MW), que da energía al grupo. 

En Argentina tenemos un foco importante dado que estamos en tres cuencas productivas (Neuquina, Golfo San Jorge y Noroeste). Nuestro proyecto principal es Fortín de Piedra, donde este año alcanzamos una producción de 17 MMm3/día de gas, y estamos preparándonos para llegar a los 20 millones en invierno.

¿Cuáles son los próximos pasos en Fortín de Piedra? 

—Este invierno llegaremos a la producción máxima que puede procesar la planta con los tres trenes trabajando. Son 20 MMm3/día a 9300 Kcal. Ahora estamos evaluando una inversión de infraestructura más chica para optimizar la producción y sobre todo para poder procesar más wet gas (gas húmedo). En ese caso, podríamos incrementar un 7-10% nuestra producción para el invierno de 2023. A partir de ahí, hay que invertir para poder aumentar la infraestructura, lo cual va de la mano con lo que ocurre en el país con respecto al gasoducto (Néstor Kirchner).

Transporte de gas

¿Cómo analiza la implementación del proyecto para la construcción del gasoducto Tratayén-Salliquelo? 

—Creo que finalmente con la publicación del DNU y con el armado del grupo de trabajo dentro de Ieasa, el proyecto está en marcha de manera concreta. Las noticias que tenemos es que pronto se hará la licitación de la cañería (NdR: se oficializó una semana más tarde) y más adelante se publicará el pliego de la construcción. Creo que se tratará de colaborar para que el caño esté operativo en el invierno de 2023. Va a ser desafiante, pero en algún momento, dentro de ese periodo invernal, va a estar.
Es un proyecto que, aunque llegue a mediados del invierno, los beneficios se van a ver durante esa estación y también en el verano, dado que, hoy en día por la declinación de Bolivia, tenemos que importar líquidos inclusive durante los meses de calor. Lo que tenemos que ver es que una vez que se lance
el gasoducto, el Gobierno va a tener que llamar a licitación para un plan de gas más amplio.

Dada la incertidumbre que existe sobre el suministro de gas desde Bolivia, que se suma a la crisis hídrica, ¿existe conciencia en el gobierno de la gravedad de la situación? 

—Creo que sí. Veo conciencia por parte del Gobierno de que el gasoducto hay que hacerlo. El tema de Bolivia, la crisis hídrica, la oportunidad de exportación a Chile y Brasil son elementos que contribuyen para que este proyecto se lleve a cabo. No hay otra alternativa. También se tiene que concretar la reversión del gasoducto norte. TGN tiene estudiado el tema, con lo cual me parece que si está la decisión política, se va realizar. Para mí se va a efectuar esta primera etapa de Tratayén-Salliqueló y después se pasará a la segunda etapa uniendo Tratayén con San Jerónimo y también al norte. Es una inversión que se va a repagar con los ahorros de importación de líquidos y de LNG. Con estos precios internacionales, un nuevo caño troncal se paga muy rápido. 

La transición energética lo que generó fue un aumento de precios tanto de petróleo como de gas. La crisis política en Europa lo mismo. Hay una oportunidad para la Argentina de desarrollar Vaca Muerta ahora. Veo un escenario positivo en cuanto a precios y a pesar de las dificultades pienso que lo podemos aprovechar. 

Fortín de Piedra es la identidad de Tecpetrol en Vaca Muerta, ¿tienen la estrategia de posicionarse en otra ventana del play? 

—Por un lado, seguimos con la operación en El Tordillo, en Chubut, donde estamos con un rig de perforación, pero vamos a subir un segundo a principios de mayo. Y al mismo tiempo nuestra idea es empezar con un proyecto de petróleo en Vaca Muerta. Ahí estamos en Los Toldos II perforando, en dos meses vamos a fracturar. 

En los últimos meses hubo mucho ruido con relación a Oldelval y los cuellos de botella del sistema de transporte. ¿Cómo analiza esa agenda? 

—R: Sí, nosotros tenemos un 2%. Debería ser una agenda sencilla en el sentido de que se necesita una inversión relativamente menor. Oldelval después de que termine el proyecto Vivaldi incrementará su capacidad de transporte de 42.000 m3/día a unos 80.000 metros. Se requiere una inversión de 400 millones de dólares. Es una inversión muy chica para todo el beneficio que genera, dado que permite duplicar el sistema actual. Se va a hacer, yo no tengo dudas, hay que encontrar el mecanismo, tiene que extenderse la concesión de Oldelval (sujeta a una decisión del Estado nacional) y también resolver el tema de Ebytem (la terminal que opera Oiltanking). La cuenta que hacemos nosotros es que Vaca Muerta, que hoy tiene una producción no convencional de 210.000 barriles, si mantiene 20 equipos perforando, llegará a una producción de 600.000 en 2025. Para lo cual tendríamos que pasar de 20 a 24 equipos. Es decir, aumentando un poco la cantidad de equipos, con estas productividades, deberíamos estar en 3 o 4  años en 600.000 bbl/día de crudo. Hay que ampliar Oldelval y también lo del oleoducto de exportación a Chile (Otasa), que entiendo que YPF lo está haciendo. 

En ese proyecto, ¿Tecpetrol no está involucrado?

—No, no tenemos nada que ver pero claramente sería bueno que se haga porque se podría evacuar 100.000 bbl/día más. Lo que se habla es de ponerlo en marcha para noviembre de este año. 

Antes comentó que van a sumar un equipo de perforación en El Tordillo. Algunos actores de la industria advierten que productoras del Golfo están transfiriendo recursos hacia Vaca Muerta. ¿Cuál es la visión de Tecpetrol en Chubut? 

—Para nosotros una cosa no quita la otra. Claramente el crecimiento importante de producción de la Argentina lo veo desde Vaca Muerta, pero eso no significa descuidar lo que estamos haciendo en el Golfo, razón por la cual digo que dado la productividad que estamos encontrando últimamente, vamos a levantar un equipo más. En Comodoro estamos explorando para ver si tenemos un play no convencional. Allí perforamos un pozo a la D-129 que estamos ensayando, todavía no tenemos resultados. Perforamos, fracturamos y después tuvimos que pasar un coiled tubing porque se había tapado de arena. En este momento está produciendo agua. Tenemos que esperar cuatro meses como mínimo para saber el resultado en la D-129. Eso podría cambiar la perspectiva a futuro. 

¿Puede precisar algún detalle del desarrollo en Los Toldos II?

—Por ahora estamos cumpliendo con los compromisos de inversión, perforando. Después vamos a fracturar y a partir de ahí evaluaremos. Simultáneamente estamos con el proyecto «Puesto Parada» en Los Bastos, donde también estamos haciendo tres pozos para luego fracturar y evaluar. Dependerá de las condiciones si encaramos un proyecto o los dos. 

¿Cómo explica que en el invierno también necesiten exportan gas desde Neuquén hacia Chile? 

—Para mí es muy importante tener un mercado asegurado para todo el año porque el día de mañana Argentina va a tener gas suficiente para el mercado interno y para exportar.  Si no hay transporte para el mercado argentino, hay que cerrar la producción. Por eso, tiene sentido aprovechar y capturar un mercado en Chile los 365 días al año. Hoy se está exportando por la región Centro unos 6,5 MMm3/día de gas a través de Gas Andes. Eso significa que Santiago consume un 40-50% de su demanda vía LNG. Hay un mercado para capturar ahí y también el del mercado de carbón en el norte. 

Cuando se planteó la ampliación del sistema de transporte de gas, el gobierno filtró que en una segunda etapa se buscará financiamiento privado. Si eventualmente esa opción se concreta, ¿evaluarían participar?  

—Dependerá de qué se plantee. En algún momento podríamos participar como productor de gas si hay algún requerimiento o esquema de financiación de una parte de ese proyecto. El sistema argentino no funciona como un esquema de libre mercado. Pero no descarto que haya una posibilidad de un cofinanciamiento, algo de privados para la segunda etapa. 

¿Cuán importante es la ampliación del sistema de transporte para viabilizar otros proyectos como la exportación de gas a Brasil o algún proyecto de licuefacción? 

—Nosotros hacemos estimación y miramos globalmente. Ya estamos en Brasil como industria con lo cual miramos a ese país. Hay una oportunidad para exportar energía eléctrica a través de la Central Térmica Uruguaiana. Eventualmente se podría prorrogar el gasoducto Uruguaiana-Porto alegre, pero sería en una segunda etapa. La otra opción es aprovechar en algún momento el gasoducto Bolivia-Brasil, es decir, exportar gas argentino a través de Bolivia. 

¿Eso se puede hacer? 

—Físicamente se puede hacer sin ningún problema, comercialmente todos tienen que evaluar cuánto se paga por el transporte. TGN debe hacer sus estimaciones por la reversión del gasoducto. Y después analizar cuánto se paga por el transporte en Bolivia, cuánto por el trayecto Bolivia- Brasil y llegar a un precio competitivo. Por eso digo que lo primero es aprovechar la parte eléctrica y la Central Térmica de Uruguaina. 

El gasoducto Néstor Kirchner también puede leerse en esa clave porque parte del volumen de gas que transporte no va a ser para todo el año. Es un tema que habrá que tener en cuenta cuando se saque la licitación hasta que se desarrolle todo el mercado de exportación y que nos permita amortiguar el exceso de gas que pueda haber durante el verano. Parte de ese gasoducto se va  a llenar sólo cinco meses al año; un aspecto que habrá que tener en cuenta a la hora de proyectar expectativas de precio. 

Una primera buena señal fue el haber diferenciado en el Plan Gas 4 el precio de invierno del precio de verano. Cuando el Gobierno, después de que lance el gasoducto, salga a comprar gas por licitación, los productores competiremos entre nosotros, como ocurrió en el último Plan gas para el invierno. Veremos cómo se llenan esos cinco meses. 

Además del gasoducto, seguramente habrá que sumar capacidad de tratamiento. El gas de Vaca Muerta es muy rico, por lo que hay que ponerlo a especificación, para lo cual existe la necesidad de realizar ya sea una ampliación de Mega o un Mega II o un proyecto Tratayén de TGS. Lo concreto es que deberá hacerse una ampliación importante del sistema de tratamiento para poner el gas en condiciones, además de las inversiones que tiene que hacer cada productor. En el caso de Tecpetrol, nosotros podemos procesar 20 MMm3/día y si queremos ir a más vamos a tener que hacer una nueva planta de Dew Point.

¿Qué nivel de madurez ve en la industria para encarar, de forma conjunta, la ampliación del sistema de midstream? 

—Creo que es incipiente, pero que se está planeando. Nosotros mismos estamos mirando diferentes alternativas de cómo poner esto en condiciones y hacer una planta que actué como hub para tratar el gas. En algún momento habrá que instalar una planta como la de Mega que va a requerir 1000 millones de dólares de inversiones porque además va a requerir seguramente
un gasoducto nuevo. 

Transición energética

Respecto al mercado global, la pandemia en un primer momento funcionó como un catalizador para acelerar la transición, pero ahora parecería haber un freno, y más después de la invasión rusa sobre Ucrania. ¿Le sorprende ese movimiento zigzagueante? 

—Creo que la EIA tal vez fue demasiado optimista al principio. Planteó que si uno quería llegar al 2030 con cero emisiones necesitaba determinada cantidad de inversión, pero esos valores eran imposibles de conseguir, entonces me parece que hay una realidad que se va adaptando. Pusieron un objetivo, pero cuando uno analiza lo que se debía hacer para llegar a él se da cuenta de que era irrealizable. Ahora, más allá de eso, nosotros creemos que  la transición energética es necesaria y a pasar.

Cuando el grupo habló sobre la transición enrgética siempre lo hizo priorizando el desarrollo del gas de Vaca Muerta, pese a que la Argentina tiene un potencial muy grande también en energía renovables. ¿Cuál es la visión actual? 

—La Argentina tiene ahora que aprovechar su recurso de gas. El gasoducto es una primera etapa, pero espero que podamos desarrollar, si la macroeconomía ayuda, una planta de LNG. La cantidad de reservas que hay en Vaca Muerta es infinita para la demanda de Argentina. Es un proyecto que no veo tan en el corto plazo porque nos falta un offtaker. No veo a la Argentina en un proyecto de venta de LNG spot. Veo a futuro un proyecto que cuente con un offtaker, que inclusive tome parte de la inversión a riesgo dentro de la Argentina, y de ahí hacer un contrato a largo plazo de provisión de gas con transporte incluido. 

¿La búsqueda de ese offtaker debería ser una actividad pública-privada?

—Me parece que tiene que ser un mix público-privado. Pero nosotros no lo estamos viendo hoy. 

¿Desactivaron los equipos que estaban trabajando en ese proyecto? 

—Los seguimos mirando, pero no tenemos un plan concreto ahora en el corto plazo.

¿Lo tuvieron en algún momento? 

—Analizamos dos alternativas: lo que es un plan a largo plazo, de 4, 5, 10 millones de toneladas en forma constante y por otro lado, algo más tímido, empezar con un proyecto marginal de un millón o un millón y medio de toneladas y que a lo mejor durante el invierno se baypasee para suministrar gas a la Argentina. Eso sí lo estuvimos observando, pero sólo fueron estudios, nada más. Creo que si siguen bajando los precios de unidades chicas de LNG puede haber alguna oportunidad. 

¿En Fortín de Piedra ya recorrieron la curva de aprendizaje o todavía están en un estadio intermedio? 

—Todavía seguimos aprendiendo en el diseño del largo de la rama horizontal, el distanciamiento entre fracturas y la dimensión de la factura propiamente dicha. Nosotros en cuanto al largo de rama que empezamos con 1500 metros. Encontramos que para la Argentina, con el equipamiento disponible, el óptimo oscila entre 2500 y 3000 metros. El distanciamiento entre fractura lo fuimos acortando sustancialmente y lo que estamos probando ahora son  fracturas de  high density, pasamos de 2800 a 3500 libras pie en cada fractura.

Otra de las cosas que estamos aprendiendo, que lo hicimos en invierno pasado por el efecto del paro, fue acortar la puesta en marcha de los pozos, y comprobamos que eso podía realizarse. De 60 días bajamos a 20 días. 

¿Cuál era el riesgo de acortar la puesta en marcha de los pozos? 

—Que geológicamente se complique el yacimiento. Existe el índice A raíz de K, que permite observar cómo cae la presión cuando se aumenta la producción de gas. Si cae demasiado significa que se está rompiendo el yacimiento, que se está deteriorando. Nuestros pozos hoy arrancan con una producción promedio de 500.000 m3/día. En algunos casos puntuales por necesidad pusimos en algunos días producciones más altas, cercanas al millón de m3/día, pero sólo en algunos pozos. 

¿Qué implica liderar una empresa productora de hidrocarburos en un escenario global súper incierto y con precios muy elevados? 

—No hay que marearse con los precios y hay que seguir buscando la excelencia operativa, eso me parece clave. En ese sentido, Tecpetrol tiene un ADN industrial. Lo hicimos con Fortín, le dimos los estándares más altos por más que los precios internacionales sean buenos. El tema del control de los costos operativos, el control de la mejora, las eficiencias, la optimización de los diseños de la fractura para obtener los mejores recursos, esa es la parte fundamental para nosotros. Controlamos mucho el tema de la eficiencia y eso es nuestro ADN. 

Por otro lado, me parece que vienen momentos interesantes y sobre todo para Argentina. En América latina seguimos y vamos a buscar oportunidades, pero creo que este país, con Vaca Muerta, tanto en gas como en petróleo puede dar oportunidad de inversiones muy interesantes. Estamos convencidos que Vaca Muerta tiene que ser el segundo campo de la Argentina. Si con esta situación macroeconómica se hizo lo que se hizo, estableciendo un orden y  con el acuerdo con el Fondo, se debería dar un primer paso y estar en otro lugar.  ×

Hace click y descarga Revista TRAMA completa https://bit.ly/RevistaTrama15