SI HAY ALGUIEN IDÓNEO para analizar el presente y el porvenir del gas natural en el país es Daniel Ridelener. No en vano lleva –como director comercial de TGN- casi dos décadas al frente de la empresa responsable del transporte del 40% del fluido inyectado en los gasoductos troncales de la Argentina.

Desde ese lugar, el ejecutivo aboga por la recontractualización del sector, un proceso que define como imprescindible, y al mismo tiempo, reclama al Gobierno la misma voluntad de empuje que demuestra con las energías renovables para favorecer el desarrollo a gran escala del gas de Vaca Muerta.

Formado como ingeniero industrial en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA), Ridelener cuenta con un Máster en Administración de Empresas del Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT, por sus siglas en inglés). De su paso por Estados Unidos importó un concepto que desgrana en la entrevista con Revista TRAMA. «Siempre admiré la capacidad de los norteamericanos para moverse como nación. De ellos aprendí el ‘think big’, el ‘pensá en grande’. La Argentina debería actuar de ese modo», asegura.

El directivo arrancó su trayectoria profesional en Techint, en 1982. Diez años después se incorporó a Transportadora de Gas del Norte (TGN). Tras desempeñar varias funciones, en 1997 ascendió al cargo de gerente general. Y el 1º de enero de 2008 fue designado director comercial de la empresa. «Hoy nos toca a nosotros pensar en grande», enfatiza.

La Argentina inyecta en la actualidad alrededor de 100 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día) que se extraen desde sus campos locales. «A futuro y partiendo de esa cifra, perfectamente pueden vislumbrarse tres escenarios distintos», propone.

El primero, precisa, permitiría reemplazar la mayor parte del consumo del gasoil que consume el parque termoeléctrico durante el invierno y un porcentaje del Gas Natural Licuado (GNL). Eso implicaría elevar de 100 a 110 ó 115 MMm3/día. En el segundo, agrega, la sustitución abarcaría a todo el gasoil y a una parte mayor de GNL, situación que abriría las exportaciones de gas en los huecos estacionales del verano, que aparecen en el período noviembre-abril. «Así, pasaríamos a un nivel de entre 120 y 130 MMm3/día. Y nos llevaría a discutir el sentido de instalar 4000 ó 5000 megawatts (Mw) de origen renovable», teoriza.

Pero cabe proyectar un tercer escenario, expone, todavía más ambicioso. «Con los recursos de gas no convencional existentes, técnicamente el país podría estar produciendo 200 ó 250 millones de m3 por día. Y dado que ese volumen supera la capacidad del mercado actual, deberían desarrollarse industrias gas-intensivas para generar un proyecto exportador. Al fin y al cabo, ¿por qué la Argentina no puede ser un país que exporte GNL en 10 años?», interroga.

Dentro de un siglo o tal vez de 50 años, imagina, el mundo consumirá preponderantemente fuentes renovables. “Pero está claro que en las próximas dos o tres décadas habrá un mayor consumo de gas natural, que es el combustible de la transición”, sentencia.

PROYECTO PAÍS

En esa línea, Ridelener defiende abiertamente la postura de delinear un «proyecto país» en el que se desarrolle «todo el gas que sea necesario».

«Si vamos a pensar en GNL, tenemos que aceptar la idea de competir internacionalmente, y ‘commoditizar’ el gas para exportar significa mirar la cotización del Henry Hub (el precio de referencia en EE.UU.). Frente a eso, la pregunta sería: ¿qué debe hacer la Argentina para que en el largo plazo el gas en boca de pozo cueste 3 dólares por millón de BTU a fin de viabilizar las exportaciones? Me encantaría que hoy alguien estuviese liderando ese proyecto», confiesa.

Ese «alguien» debería, obviamente, desempeñar un rol en el Estado. «Estoy hablando de un beneficio para todos, no sólo para mi empresa. Un beneficio para el país, en primer lugar, y para la industria, en segunda instancia», afirma.

Aún así, admite, esa discusión a largo término no es tan fácil de dar. «El Gobierno está intentando (y logrando) dar un importante salto de calidad en lo institucional. Pudo resolver problemas acuciantes en su primer año y medio de gestión. Pero me parece que últimamente le está costando un poco salir de la emergencia y mirar el largo plazo», advierte.

Existe una importante red de industrias y empresas de servicios, al igual que gran número de recursos humanos calificados, que podrían potenciar Vaca Muerta. «No veo por qué no ir en esa dirección con la misma firmeza que con la que avanzamos en materia de fuentes renovables», señala.

La bajada en los precios de instalación de potencia solar y eólica, reconoce, viene siendo fenomenal. «Pero en la comparación con un ciclo combinado hay que considerar el costo marginal de largo plazo. Si al valor promedio de la última ronda del Plan RenovAr, de US$ 42 por megawatt/hora (Mwh), se le suman US$ 14 de ‘subsidios’ y US$ 20 de cargo de potencia, estamos en alrededor de u$s 76, por lo que el gas sigue siendo más competitivo», compara.

En esta nueva realidad, ¿qué papel juegan los transportistas?

Nosotros venimos de una situación dramática. Desde un punto de vista de la administración de esta empresa, te diría que recién pudimos empezar a respirar este año. No sólo padecimos el congelamiento tarifario, sino que durante varios meses de 2016 ni siquiera pudimos facturar producto de varias medidas cautelares que se dieron por falta de audiencias públicas. Recién regularizamos nuestra situación de cobranza y tuvimos el primer aumento de la Revisión Tarifaria Integral (RTI) hacia fines de mayo de este año. Estamos en un proceso de recuperación. La RTI implicó de nuestra parte un compromiso de inversiones muy fuerte. Nos comprometimos a ejecutar un plan de proyectos de cerca de u$s 100 millones anuales para el próximo quinquenio.

Hay que resaltar que el aumento de la RTI se fraccionó en tres etapas: la primera la empezamos a cobrar en mayo, la segunda la cobraremos en enero y la tercera la vamos a cobrar en abril o mayo de 2018. Es decir que los ingresos vienen escalonados, pero el compromiso de inversión fue íntegro, desde el día uno. No importa, lo estamos cumpliendo en base a un enorme esfuerzo de gestión. Estábamos en hibernación y rápidamente tuvimos que ponernos en movimiento. Ahora contamos con un escenario de mayor plazo y estamos tratando de atarlo a la potencialidad de Vaca Muerta.

¿Cuál será el destino de los u$s 100 millones anuales de inversión comprometidos?

Son inversiones exclusivamente destinadas a mantenimiento de la red. No tienen como destino la expansión de ductos. El activo de TGN a reposición (todas nuestras plantas compresoras, la red de medición, los cruces de río, etc.) estaría en el orden de los US$ 10.000 millones.

El Gasoducto Norte, por caso, tiene 58 años. El nivel de mantenimiento que requiere una estructura con esa antigüedad es obviamente mayor al de un caño construido hace poco.

Recién podríamos pensar en otro tipo de inversiones si se diera el segundo o el tercero de los escenarios que planteé antes.

Cada vez que viene de dar un examen en la facultad en el que no le fue bien, mi hijo me mira a los ojos y me dice ‘no te voy a mentir’, sin agregar nada más. En este tema yo también tengo que decirte: ‘no te voy a mentir’. Realmente creo que esto recién se empezará a discutir en el segundo semestre de 2018.

Hay un paso previo, en el que ya está trabajando el Ministerio de Energía, que estriba en empujar la recontractualización tanto del sector gasífero como del eléctrico. Eso va a ser fundamental para que haya un despegue de inversiones en algún momento.

CON LOS RECURSOS DE GAS NO CONVENCIONAL EXISTENTES, EL PAÍS PODRÍA ESTAR PRODUCIENDO 200 Ó 250 MILLONES DE M³ POR DÍA. DADO QUE ESE VOLUMEN SUPERA AL MERCADO, DEBERÍAN DESARROLLARSE INDUSTRIAS GAS-INTENSIVAS PARA GENERAR UN PROYECTO EXPORTADOR.

¿Qué impacto tendría ese proceso de recontractualización para TGN?

Hoy no somos parte de la discusión, pero nos resulta absolutamente central. En todo proceso lógico -ya sea que una distribuidora amplíe su masa de clientes, que un industrial quiera instalarse o que una central térmica procure algo nuevo- lo que se necesita es desarrollar toda la cadena de contratos. El accionista que quiere poner plata y el banco dispuesto a financiar van a preguntar cómo será el autoabastecimiento de combustible y cuál será el flujo de ingresos.

Se trata de un circuito de contratos donde está el abastecedor de gas, el transportista, el distribuidor y -en la otra punta- los usuarios. La contractualización a largo plazo es esencial en todo este proceso.

¿Prevén hacer una colocación en búsqueda de financiamiento para algún proyecto o para robustecer la caja?

Hace menos de un mes tomamos un préstamo sindicado de US$ 220 millones con el objetivo exclusivo de cancelar los dos bonos que teníamos vigentes, los cuales venían de una restructuración de deuda que hicimos en 2012, con la empresa en default.

Haber tomado este préstamo y haber cancelado los bonos nos permitió bajar el costo financiero de un plumazo a la mitad. Dejamos de pagar una tasa de un 9% y pasamos a pagar un 4,5 por ciento. Más allá de eso, en nuestro plan a tres años tenemos en carpeta salir con algún bono. También pensamos en una salida a mayor plazo, pero eso dependerá de los proyectos que podamos materializar.

¿Cómo ve los acuerdos que impulsó el Gobierno entre productores, distribuidores y otros actores?

Los conozco poco porque no fui parte de la negociación. Sé que se firmaron los últimos días y que tienen una vigencia de dos años. En lo personal, me gustaría que estén lanzados cuanto antes. Reconozco que en 2019 los gasoductos estarán llenos. Hoy no lo están. En la medida en que aparezca más gas, habrá un incentivo para que los productores salgan a venderlo (y para que lo hagan en el largo plazo). Entonces se dará un proceso de negociación natural entre industriales, centrales térmicas y distribuidores.

Tenemos que ser un poquito pacientes, pero tampoco demasiado. Creo que en los próximos 12 ó 18 meses, 24 como mucho, esto debería estar abierto a la negociación de partes.

¿Cuál es su balance sobre el proceso de la RTI?

Dentro de todo fue un proceso bastante bien hecho, sensato y razonable. Creo que el Enargas (Ente Regulador del Gas) se tomó bastante tiempo para estudiar los proyectos a realizar en el sector, lo que en el fondo marcó mucho el nivel tarifario.

En nuestro caso, teníamos trabajos que venían con cierto grado de atraso. Mientras que hacíamos todo lo que tenia que ver con seguridad, venía un poco más postergado lo relativo a confiabilidad. Por otro lado, la regulación es dinámica y tuvo cambios en los últimos años, lo que nos impactó fundamentalmente en los activos más viejos.

La RTI nos permite operar, como cualquier empresa. Con los excedentes de caja, probablemente me presentaré ante el Directorio y les preguntaré si prefieren el reparto de dividendos o la reinversión en la compañía. Ese proceso, lo conozco bien, porque durante muchos años se dio. Entre 1997 y 2000 un porcentaje altísimo de las utilidades de TGN se reinvirtieron en proyectos de expansión.

EL GOBIERNO ESTÁ INTENTANDO (Y LOGRANDO) DAR UN IMPORTANTE SALTO DE CALIDAD EN LO INSTITUCIONAL. PERO ME PARECE QUE LE ESTÁ COSTANDO SALIR DE LA EMERGENCIA Y MIRAR EL LARGO PLAZO.

¿Cómo evalúa el debate que se dio en la sociedad sobre los aumentos en las tarifas?

Esa discusión, como te imaginarás, la he tenido con periodistas, familiares, miembros del Directorio, etc. Inclusive con la esposa de un director que me cuestionó en alguna reunión en la que nos cruzamos.

¿En serio?

Sí, hace poquito. Pero me parece entendible, porque si a vos durante 14 años te regalaron algo, es muy difícil que aceptes que ahora te lo voy a cobrar. Cuesta bastante explicar que en ese lapso hubo una inflación acumulada del 2.000 por ciento. Pero hay que recordar cuánto se pagaba de cable o de celular por entonces, cuánto salía un jean o un litro de leche, cuánto costaba el colegio de los chicos.

Ahora bien, no te puedo cobrar el 2.000% todo junto. En lugar de 10 pesos, el mes que viene te voy a cobrar 40. De acá a seis meses, 90. El año que viene, 140. Y en algún momento te voy a cobrar los 200 pesos que tengo que cobrarte. ×