HOUSTON.- Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol, el brazo petrolero del Grupo Techint y uno de los dos principales jugadores de gas no convencional de la Argentina, participó este martes del panel “Global Competitiveness of Latin American Upstream”, que se desarrolló este martes en el CERAWeek by S&P, la conferencia de energía que se realiza en Houston.
Markous compartió panel con Joelson Mendes, jefe de Exploración y Producción de Petrobras; Gustavo Baquero, vicepreisdente de Harbour Energy; y Angelica Ruiz, vicepresidenta de BP para Latinoamérica, en una sala cubierta por 250 ejecutivos de la industria global.
Al término de su conferencia, Markous brindó una breve entrevista a EconoJournal en la que destacó la importancia de que el Congreso apruebe el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI), uno de los capítulos incluidos en la nueva versión de la Ley Bases (también estaba contemplado en la versión anterior que no fue avalada por el Poder legislativo), que de aprobarse permitiría viabilizar inversiones en grandes proyectos de infraestructura energética.
-Usted señaló que están conversando con YPF y Petronas sobre el tema LNG, ¿qué puede surgir de esa negociación?
-Creo que el proyecto de licuefacción de LNG tiene que ser cooperativo. Hay temas que deberían ser comunes, como el gasoducto y el puerto. Después nosotros estamos abiertos a las dos tecnologías. La tecnología que usan YPF y Petronas es a través de barcos con almacenamiento en el barco, dos barcos grandes, mientras que nosotros estamos viendo las instalaciones modulares onshore.
-Lo de Petronas puede tener que ver con los dos barcos que tiene en el mar de China donde está declinando la producción.
-Entiendo que no. Se ha lanzado la prefit para la licitación para fabricar dos barcos nuevos, cada uno de 4,2 millones de toneladas. Entiendo que va a haber conversaciones para participar en esos proyectos. Nosotros tenemos que analizar eso contra lo que estamos estudiando nosotros, que son los módulos onshore, y ahí se verá.
-El pronóstico de precio de LNG de 5 a 10 años son 6/7 dólares.
-Si son 6 dólares por millón de BTU, la Argentina no llega. Con la Ley de incentivos, con el RIGI, uno puede llegar a un proyecto en el límite, a 8 dólares, y podés competir.
– ¿El board de la compañía lo aprueba?
–Va a ser un proyecto donde habrá que tener parte del financiamiento porque la tasa de retorno va a ser baja.
– ¿Por qué el RIGI es tan importante?
-Es fundamental. Una planta sin RIGI te puede costar entre 4 y 5 dólares por millón de BTU y con el RIGI se puede bajar dos dólares con la misma tasa de retorno.
– ¿Qué diferencia hay con los decretos de del ex ministro de Economía Sergio Massa?
-Este es un proyecto mejor que la Ley de Massa específica de LNG, pero además me parece bien que no sea exclusivamente de LNG. Los proyectos de cobre demandan 5000 o 6000 millones de dólares y el proyecto de NGL’s (líquidos de gas natural) demanda 2000 millones de dólares.
Proyecto de LNG
– ¿Cuán malo es para la Argentina no tener un proyecto de LNG que pueda estar capturando los líquidos del gas que están produciendo en Vaca Muerta?
-Debería tener visibilidad cuando se construya la segunda parte del gasoducto Néstor Kirchner porque va a llegar un momento en que la calidad de gas (la cantidad de líquidos asociados) no va a permitir producir. En la medida en que el gas convencional decline y además el gas bueno desplace un poco al gas seco te hace mayor la necesidad.
– El año pasado fue relativamente malo para los productores de gas porque fue cálido y hubo muchos pozos cerrado. ¿Qué espera para este año?
-El año pasado fue un año con temperaturas muy moderadas y con mucha agua en el sur de Brasil, en Chile y en la Argentina. Hoy estamos viendo que la situación es al revés. En Brasil la hidraulicidad está bajando. Son los vaivenes del sistema.
Declino de la producción de gas de Bolivia
Más tarde, Markous participó de una breve conferencia de prensa con colegas de agencias de noticias de Estados Unidos en la que analizó cuáles serán las alternativas que tendrá la Argentina para cubrir la demanda de gas en los picos de consumo que se registran durante el periodo invernal. En esa línea, detalló cuál es la situación que enfrenta el país ante el declino de la producción de gas de Bolivia, teniendo en cuenta que la reversión del gasoducto Norte no estará lista para el invierno.
– ¿Cuáles son las alternativas para abastecer el pico de la demanda de gas natural en el norte argentino durante el próximo invierno?
– La reversión del gasoducto Norte está en marcha porque ya se licitaron los todos los tramos. No va a estar listo para el invierno, pero sí debería estar para octubre de este año. Va a hacer falta tener gas de Bolivia para este invierno. Si no está listo el gasoducto Norte van a hacer falta entre seis y ocho millones de metros cúbicos en los picos. Ahí se puede jugar con Brasil porque podría tomar menos gas en el invierno y reemplazarlo por LNG. Brasil dijo que podía tomar menos gas de Bolivia porque tiene hidraulicidad, almacenamiento de agua, compensar con LNG y permitir que la Argentina tome más gas. Bolivia hoy produce 35 millones de m3, nosotros 24 millones m3 (sólo Tecpetrol) y con un pequeño yacimiento como es Fortín de Piedra que podría tener más producción. Pensamos que Bolivia a partir de octubre ya no va a mandar más gas a la Argentina.
¿Cómo es la relación con Bolivia?
Nosotros no operamos en Bolivia, somos socios de TotalEnergies, que está a cargo de la operación. La situación es complicada porque tenemos una deuda a favor por el gas que se vendió a la Argentina. Para el gas de Bolivia hay tres mercados. En el mercado local se paga en pesos (bolivianos). Es un mercado muy bajo porque precio del gas en Bolivia es un dólar. Al productor le quedan unos 20 centavos por MMBTU. También está el mercado de Brasil, que se paga directamente allá. Después está el mercado de Argentina que es donde Bolivia nos debe el pago de varios meses a nosotros. No paga al productor porque tiene un problema de escases de divisas (al igual que la Argentina).
