Sus respuestas se van articulando sobre ejes que él va fundando casi de forma esquemática. Se nota que hace años ejercita ese modo de verbalización. Con más de 60 años, el presidente de Tecpetrol lleva décadas en el Grupo Techint. Fue director de TGN, la transportista de gas del holding que lidera Paolo Rocca, y pasó también por otras unidades del grupo. La entrevista con TRAMA tuvo lugar el primer lunes de abril en la sala contigua a su oficina del piso 23 del edificio de Retiro donde Tecpetrol tiene su sede central. De camisa celeste, saco azul y cabellera con aire juvenil prolijamente despeinada, Ormachea repasará distintos temas de la agenda de la empresa, pero en especial pondrá el foco en el futuro y en la oportunidad de relanzar el sector energético argentino de la mano de Vaca Muerta. 

El punto de partida, como era de esperar, es la Resolución 46 y su impacto después de que el gobierno cambiara el criterio de interpretación del programa de estímulo a la producción de gas no convencional esa disputa sigue por ahora en vías administrativas, aunque, si bien admite el golpe, advierte que «probablemente, al final del día, Fortín de Piedra (el campo estrella de Tecpetrol en Vaca Muerta, hoy el mayor yacimiento de gas del país) termine siendo un proyecto más grande que el imaginamos». En casi hora y media de charla, el ejecutivo enumerará algunas opciones que aparecen en el horizonte para robustecer el mercado de exportación de hidrocaburos, casi con seguridad el principal desafío de la Argentina en materia energética debido a su enlazamiento con la urgente necesidad de conseguir dólares para la economía. 

En esa clave, Ormachea reveló que el Grupo Techint está evaluando cuáles son las alternativas reales de exportar gas al sur de Brasil para captar el mercado industrial paulista. 

La Resolución 46 es y fue una pieza clave para que se pueda avanzar en la inversión en gas en Vaca Muerta, para empezar a mover esta rueda del desarrollo de los recursos. Sacó incertidumbre a una de las variables clave, que es el precio. Y aseguró el ingreso al menos por un período inicial de cuatro años. En el arranque del desarrollo de cualquier recurso nuevo, desconocido, los costos son muy altos. Por eso, estos proyectos sólo ocurren cuando se ve una ventana de precios altos. En la Argentina, durante los años 2015-2016, el mercado hubiera dado naturalmente esa ventana porque somos parte del Cono Sur, un área deficitaria en energía donde el gas, el combustible de suministro marginal, se importa, viene por barco, a un precio de entre u$s 8 y u$s 10 por millón de BTU. Y ése era el precio del gas en Chile, en Uruguay y en Brasil. La excepción fue la Argentina, donde el consumidor no veía ese precio del gas porque el Estado, a través de Enarsa (hoy IEASA), compraba a esos precios pero se daba vuelta y lo vendía al mercado a un precio subsidiado en torno a los u$s 4.Por eso, el desarrollo no se hubiera podido arrancar sin la Resolución 46, que trató de emular lo que podría haber sido el mercado. Nosotros consideramos que permitía arrancar. 

Y pudimos ejecutar el programa que nos propusimos. En marzo de 2017, tres semanas después de que el gobierno sacara la Resolución 46, tomamos la decisión de ir para adelante con el desarrollo de Fortín de Piedra. Nos proponíamos invertir u$s 2.300 millones hasta fines de 2019, es decir, en dos años y medio, y en ese momento esperábamos llegar a una producción de entre 14 y 15 milones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) de gas. En rigor, eso es lo que hicimos. Hoy estamos produciendo, físicamente, 15,5 MMm3/d de gas, pero como es un gas rico equivale a 17,5 MMm3/d cuando lo convertimos a gas de 9.300 kilocalorías. Hoy nos está yendo bien, un poquito mejor de lo que creíamos. Por eso decimos que Fortín es un proyecto que se ha ejecutado, se va a seguir ejecutando y va a seguir siendo lo que pensamos más allá de la 46. El hecho de que tengamos esta dificultad nos genera un impacto en el corto plazo, porque nos priva de fondos con los que contábamos, pero no modifica lo que es y va a ser Fortín de Piedra dentro de la cartera de proyectos de Tecpetrol. 

Dependerá de los resultados de algunas cosas que estamos probando, como por ejemplo las fracturas de mayor densidad. Vamos a ver los resultados en los próximos meses. 

A su vez, vamos a seguir probando más de un horizonte de perforación en el campo. Y todavía tenemos que testear, además, la cantidad de contenido líquido en una zona del campo en la que todavía no hemos perforado. De la combinación de estas tres cosas, más los resultados de los avances que seguimos haciendo en el modelo de gestión, derivarán algunas decisiones que tendrán impacto incluso en el tamaño final del proyecto. Puede que, al final del día, Fortín de Piedra sea un proyecto más grande que el que nos imaginamos cuando arrancamos. 

Creo que lo que enfrenta el desarrollo completo de un recurso como el gas de Vaca Muerta, en general, es la falta de mercado, pero atrás de esta definición de mercado hay otro tema implícito, que son los costos. ¿Por qué? Si nosotros fuésemos capaces de bajar los costos de manera que terminemos siendo competitivos con el shale gas que se produce en EE.UU., el tema del mercado se resuelve en gran medida.En el camino hacia ese momento tenemos un mercado más limitado: la demanda de energía del Cono Sur. 

El gas de Vaca Muerta hoy puede ser perfectamente competitivo para suplir toda la energía que le hace falta y que todavía puede necesitar en adelante la región.

Se podría generar un mercado adicional al doméstico de entre 50 y 100 MMm3/d de gas. Durante la década pasada, Chile fue un mercado que la Argentina abasteció con hasta 20 o 22 MMm3/d en el pico de demanda. Y si Chile viese el gas de Vaca Muerta como una solución estratégica para completar su matriz energética y confiara en que nosotros vamos a poder cumplir con nuestros compromisos, en el largo plazo es un mercado interesante porque todavía posee mucho carbón para reemplazar, a pesar de tener una política muy firme en renovables. Y Brasil, que hoy es abastecido parcialmente por Bolivia, está encarando un desarrollo de gas en el pre-sal (offshore de aguas profundas), pero es un gas caro. Si pudiésemos resolver, de manera eficiente, la forma de llegar al mercado industrial de San Pablo, tendríamos otro tamaño de demanda potencial para el gas argentino. Ahí sí veo un problema de infraestructura.

Sí, hay que construir un gasoducto nuevo desde Uruguayana hasta Puerto Alegre, que en los 2000 estuvo a punto de hacerse. Y luego habría que dar vuelta el gasoducto que viene desde San Pablo y llega a Porto Alegre. Eso nos permitiría llegar con nuestro gas hasta San Pablo. Creo que son proyectos en los cuales hay que pensar rápido.

Fuimos parte importante en lo que iba a ser el gasoducto sub-brasileiro. Íbamos a invertir allí junto con Total, Petrobras e Ipiranga, con lo cual el tema lo conocemos bien. Y sí, lo estamos mirando de vuelta. Lo estamos analizando aunque no hay ninguna decisión de nada. Lo que queremos es entender cuál sería la solución para que resulte un proyecto consistente.

No sé si puedo hacer algo para no perder «este» momento. 

En el caso de Fortín, hicimos un esfuerzo gigantesco para poder llegar al plateau de producción, una inversión muy importante, muy concentrada en un año y medio. Ahora, el esfuerzo de inversión para mantener naturalmente es menor. A raíz de eso, hemos tenido que moderar nuestra inversión en perforación, básicamente por el impacto de la decisión del gobierno. Pero estamos aprovechando este momento de más tranquilidad para terminar de entender y medir los estados de otras cosas que van a impactar en cómo vamos a seguir desarrollando nuestro proyecto en el largo plazo. No es que estamos perdiendo tiempo, lo estamos ganando. Hay que utilizar este momento para consolidar las mejoras, los progresos y las eficiencias que se logran.