Gas y Petróleo de Neuquén, la petrolera provincial, cumplirá el año que viene 15 años. En sus inicios, fue un instrumento de la gobernación que por entonces conducía Jorge Sapag para traccionar la llegada de empresas internacionales a Vaca Muerta, que en esos años era todavía un destino prácticamente ignoto en el mapa hidrocarburífero global. En esa sentido fue exitosa: de su mano desembarcaron en el play no convencional ExxonMobil y Shell, dos majors de tamaño planetario.
En diálogo con el Diario de la AOG, Alberto Saggese, presidente de GyP, detalló los próximos planes de la compañía, explicó por qué tomó la decisión de salir de las áreas convencionales en las que estaba asociada con Oilstone y adelantó algunos proyectos novedosos de la firma. Al mismo tiempo, se mostró preocupado por la falta de velocidad en la ampliación de los sistemas de transporte de petróleo y gas desde la Cuenca Neuquina. Y por el desfasaje, cada vez mayor, entre los precios locales del crudo y los internacionales. Esa brecha, a su entender, desincentiva la inversión de las petroleras internacionales.
¿Cuáles fueron los motivos que los llevaron a tomar la decisión de salir de la producción de petróleo convencional?, preguntamos al directivo.
—Hemos dejado de participar en los campos convencionales, porque eran siete campos muy viejos de YPF que no tenían objetivos exploratorios, por lo que producíamos en ellos 200.000 metros cúbicos de gas al 60% con Oil Stone. Observamos que esos campos no tenían futuro y además teníamos una cláusula de salida que era irrevocable firmada con Oilstone, que se podía aplicar a los cinco años, que fue lo que ocurrió el año pasado. Nos resultaba conveniente venderles a ellos ese 60% y hacernos de la caja con el objetivo de seguir invirtiendo en otras áreas no convencionales, ese fue el motivo fundamental.
Las siete áreas que tenemos hoy están funcionando bien. Estamos con una producción neta de más o menos 650 metros cúbicos día de petróleo, y alrededor de 130 mil metros cúbicos de gas.
En total, tenemos un producto neto de venta de alrededor de los 250 metros cúbicos diario de petróleo y unos 50.000 m3/día de gas. El dejar de participar en las áreas convencionales que teníamos hizo que nos bajara un poco la presencia en gas pero, dentro del punto de vista de la caja, el petróleo nos ha compensado con creces esa caída de facturación.
¿Cree que el resto de las grandes petroleras va a seguir el mismo camino de reducir su participación en yacimientos convencionales?
—Yo creo que hay empresas como YPF, por ejemplo, que deberían adoptar esa política en muchas de sus áreas convencionales. Respecto a las otras, en tanto el convencional le siga costando más barato que el no convencional no creo que vean sentido en extenderse. En la medida en que se tiene algo interesante sería lógico, porque a una empresa chica producir 30/40 metros cúbicos le sirve, pero a las grandes, como es el caso de YPF, no.
¿Cuáles son los temas que más le preocupan para el 2022?
—En primer lugar, la situación de mis socios internacional. Me preocupa es que aquellos que no están al 100% en Argentina no puedan conseguir capitales por la diferencia de precios que hay entre invertir en nuestro país e invertir en cualquier otro lugar del mundo.
Ese es el caso particular de ExxonMobil, Shell y Total. Aunque no es la misma realidad de PAE, Phoenix y Tecpetrol, que son empresas de capitales locales. Si nosotros estuviésemos volcados totalmente a los internacionales, estaríamos realmente complicados. El mix de GyP es bueno.
El problema vinculado a la brecha se trata, a mi juicio, de una falta de comprensión de que en realidad la incidencia que pueda tener un escalamiento del precio en surtidor no afecta tanto como el Gobierno o algunos creen. Estamos perdiendo una oportunidad histórica porque todo esto tiene fecha de vencimiento.
Existen diferentes proyectos como es el caso del gasoducto troncal “Néstor Kirchner”, que conectará Tratayen, en Neuquén, con Salliqueló, en Buenos Aires, ¿cómo caracterizaría ese proyecto?
—Para mí el gasoducto es central, pero eso supone la existencia de un tomador y un expendedor de gas, las dos puntas están, incluso no sé por qué lo tiene que tomar a su cargo el Estado. El interrogante está en si lo toma para sacrificar las tarifas en pos de un objetivo político, en ese caso va a ser muy difícil que se lo financien dado que eso implica hacer un negocio. Ojalá se realice el gasoducto, pero ahora significa un problema y tiene como consecuencia que se estanque la exploración y explotación del gas y nadie va a jugarse por una apuesta que todavía no se encuentra visible.
GyP se encuentra en hoy con una producción bruta de 650 metros cúbicos de petróleo y 130 mil de gas. ¿Cuál es la meta que establecieron para los próximos dos años?
—El objetivo 2021 eran 700 metros cúbicos. Cayó un poco porque tuvimos un problema en la planta de Shell, que tardó en calibrarse, fue algo técnico. Para 2022 calculamos 900 metros cúbicos día, así que yo lo veo como un año en el cual vamos a crecer como lo venimos haciendo desde hace siete años.
La infraestructura de transporte tanto de crudo como de gas es el cuello de botella que frena al desarrollo de Vaca Muerta, ¿hay algo que GyP pueda hacer para mejorar esa situación?
Nuestra idea es empezar a mirar un poquito más el midstream y tratar de unificar dentro de lo que son nuestros socios alguna solución conjunta para poder evacuar la producción de todas las áreas. Hoy tenemos un cuello de botella claro: no le podemos pedir a las empresas que perforen más porque no formar de sacar ese petróleo. ×
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