En una larga entrevista, Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía habló con el presidente de Shell sobre la agenda energética.

¿Qué piensa del proyecto de ley de Hidrocarburos que impulsa el Gobierno?, preguntamos a Aranguren.

Primero quisiera aclarar que el gerente de Relaciones Institucionales de YPF sostuvo (en una publicación en un diario nacional) que esta ley le da rango de ley a los Decretos promocionales 929 y 927/2013. Y que de esa manera se les otorga seguridad legal a esos esquemas de promoción.

Sin embargo, el proyecto de ley instruye al Poder Ejecutivo a cambiar ciertos parámetros de esos decretos, haciéndolos más beneficiosos para el sector, por medio de una baja del nivel mínimo de inversión a u$s 250 millones y de una reducción de 5 a 3 años del plazo para obtener esos incentivos, a fin de llegar al 20% o el 60% de lo exportado sin retenciones y con la posibilidad de enviar ese dinero fuera del país. Por otro lado, el Decreto 927 ya tenía carácter de Ley por el mismo Código Aduanero, que establece que está en la cabeza del Ejecutivo poder poner esquemas promocionales de desgravación impositiva y reducción de derechos de importación. O sea que, en realidad, esta Ley va en la línea contraria a lo que dijo el directivo de YPF.

¿Es necesario que se sumen nuevos actores al upstream?

Siempre puede haber más. Creo que lo que se necesita es un marco de previsibilidad y que no se materializa solamente en una Ley de Hidrocarburos, sino que está vinculado con la situación macroeconómica del país. Para eso, se precisa tener certeza de que cuando uno va a ingresar dólares, después podrá sacarlos cuando tenga el rédito correspondiente; que si una empresa solicita dólares al Banco Central con los pesos que generó en el mercado interno, obtendrá las divisas para pagar la importación de un equipo o el alquiler de tecnología.

Ahora, también es cierto que cuando uno tiene más competitividad, se optimizan los procesos. Normalmente, una empresa necesita una masa crítica a los efectos de poder llegar a un nivel de costos medianamente razonable. Pero cuando se exagera esa presencia en un determinado mercado con el razonamiento de que “cuanta más masa crítica o mayor volumen, más puedo bajar mis costos”, también se empieza a aumentar el riesgo, y surgen problemas ligados a si la compañía tiene posición dominante o no.

Creo que la cantidad de recursos que potencialmente se pueden transformar en reservas en la cuenca Neuquina o en el país amerita que haya más empresas en la Argentina, y la experiencia comparada en otros países, especialmente en Norteamérica, es que se necesitan más jugadores por multiplicidad de razones. En especial, porque se debe cubrir lo más rápido posible la superficie a explorar. Si todo lo hacemos a partir de una empresa (en alusión a YPF), ese operador va a tener prioridades y no va a haber competencia.

¿Qué implicancias podría generar esta ley sobre las empresas que ya están en el upstream local de hidrocarburos?

Hay un dato para tener en cuenta: la mayoría de los actores que están en la cuenca Neuquina (la de mayor potencial en lo que se refiere a los yacimientos no convencionales) también tienen intereses en otros lugares del país. Hay empresas que se hallan en esa cuenca y cuentan con desarrollos off shore muy relevantes y que necesitan financiar su desarrollo en el mar. También hay jugadores en Neuquén que, a su vez, tienen que afrontar inversiones en el Golfo San Jorge.

O sea que, si uno lo piensa desde la óptica del dueño de los recursos de la cuenca Neuquina, la pregunta sería cómo se puede atraer a nuevos inversores que se dirijan exclusivamente al desarrollo de los yacimientos no convencionales para que el proceso sea más rápido. Porque también hay que pensar que a medida que se van explorando los campos de shale oil a nivel mundial, el precio del crudo puede llegar a bajar. Hoy está ocurriendo eso.

Obviamente tiene que ver con las fuerzas de oferta y demanda, pero en el marco de la recesión de algunos países importantes en el mundo, hoy el WTI está a u$s 85 y el Brent, a u$s 91. En la Argentina, estamos pagando hasta u$s 84 por el crudo Medanito de Neuquén. Está bien, con un dólar del que podemos discutir cuál es su valor real, pero estamos a un 5% de diferencia con el precio internacional, y eso es consecuencia del cambio de paradigma que introdujo particularmente en Estados Unidos, que hoy casi no importa el crudo liviano de Nigeria por la explotación no convencional de los recursos.

Con relación a Vaca Muerta, ¿cuán lejos están de encontrar un costo de equilibrio que les permita pensar en un desarrollo masivo?

Estamos justamente en la etapa de exploración, que servirá para contestar esa pregunta. Se deben evaluar cinco factores para definir una inversión. El primero es el elemento geológico, que está dado por la calidad del recurso de la roca, algo vital para poder fracturarla y saber cómo es la formación, conocer su permeabilidad y la porosidad para constatar si es la adecuada. En segundo lugar, se debe tener acceso a la tecnología para trabajar de manera eficiente. El tercer elemento es disponer del capital para hacerlo, tanto en el plano financiero como en el humano. Es decir, contar con dinero para solventar el proyecto y gente con conocimiento, tanto desde el punto de vista de evaluar y diseñar los pozos, como para después producir y perforarlos. El cuarto está dado por el precio de los hidrocarburos, que debe permitir una operación rentable con determinados costos. El último es el marco regulatorio.

De todos esos puntos necesarios, el recurso geológico está siendo evaluado y está respondiendo bien; la tecnología se conoce y la tenemos, aunque por delante debemos hacer frente al debate con los que piensan que la fractura hidráulica puede generar algún problema en el medio ambiente. Tenemos que dar respuestas a esas dudas. En cuanto al capital humano y financiero, en el mundo existe. Hay que hablar de productividad para lograr que sea adecuado para la explotación.

En materia de precios, el Gobierno parece haberse dado cuenta de que durante mucho tiempo hemos mantenido precios aislados del mundo, lo que contrajo un boom de la demanda que hizo que las naftas estuvieran vendiéndose a una tasa de crecimiento del 8% anual durante seis o siete años. Como consecuencia, hubo mucha demanda y poca oferta, o la oferta fue cayendo, por lo que se llegó a un momento en el que para satisfacer el consumo hubo que comenzar a importar combustibles a precios internacionales. Ahora nos dimos cuenta de que es necesario revertir la ecuación de precios. En ese marco surgió el Plan Gas, que subsidia la producción adicional del fluido con un precio de u$s 7,50 por millón de BTU, porque es preferible subsidiar a ese valor que pagar los u$s 10 ó 15 que cuesta traer el gas desde Bolivia y por barco en formato de GNL.

Con relación al rendimiento de los pozos que perforaron en Vaca Muerta, están respondiendo medianamente bien.

No están respondiendo medianamente bien. Están  respondiendo bien, con calidad, están demostrando que el rendimiento de la roca Vaca Muerta se iguala o mejora al de otras rocas shale que se están explotando en Estados Unidos.

Con respecto a Vaca Muerta, ¿están conformes con las últimas participaciones que adquirieron? ¿O podrían sumar algún proyecto más?

Eso va a depender de cómo termine el proceso exploratorio que estamos llevando adelante, que servirá para constatar si aquello que nos hizo entrar a las áreas y que nos motivó a pagar el ingreso a dos bloques (firmaron un joint venture con Total por el 50% de Rincón de las Cenizas y La Escalonada) fue adecuado para desarrollar los campos. Eso dependerá de los cinco elementos que comentamos antes. A fines de 2016, que es cuando aproximadamente termina el proceso exploratorio, tendremos que tomar la decisión final de invertir.

Una compañía del tamaño de Shell, que tiene actividades de explotación no convencional en la Argentina, pero también en Estados Unidos, Colombia, Ucrania, Polonia, Sudáfrica y China, por lo que cuenta con un porfolio de negocios muy amplio, va decidiendo su inversión en función de las oportunidades que tenga.

Para leer la nota completa ingrese en el siguiente link: http://revistapetroquimica.com/la-exploracion-esta-demostrando-que-la-calidad-de-vaca-muerta-es-igual-o-mejor-que-la-del-shale-de-estados-unidos/