“EL DESAFÍO ES SER MÁS EFICIENTES”

by • 4 julio, 2017 • ArgentinaComments (0)

Entrevista a Daniel Kokogian Presidente de New Milestone

Los cambios recientes en el sector, la garantía de precios a futuro, la pelea por la productividad y el esperable boom de los no convencionales ponen al rubro energético como uno de los focos de esperanza en materia de inversiones y desarrollo. En ese marco, Daniel Kokogian, presidente de New Milestone y uno de los especialistas más valorados del sector señala –en diálogo con El Economista– que el sector podría alcanzar una actividad “dos o tres veces mayor que la actual”.

¿Qué tendencia seguirá la matriz energética argentina durante los próximos años? ¿Cuáles serán las energías “ganadoras” y cuáles las perdedoras”?

No estoy seguro de que se pueda hablar de ganadores y perdedores. Creo que planificando correctamente, el único ganador debería ser el país. Claramente, hay una intención y un plan de ir reemplazando los combustibles fósiles por los renovables. No sólo en Argentina, es una tendencia mundial y hacia allá vamos. El desafío aquí es como “tender el puente” en esa transformación. Como bien sabemos, la altísima participación del gas en nuestra matriz energética, generada hace décadas bajo la influencia de la bonanza de Loma La Lata y algunos otros grandes descubrimientos, se transformó luego en nuestro “talón de Aquiles”. Al menos por una década más, el gas seguirá siendo el principal eslabón energético del país. Mi expectativa es que tanto la producción como las reservas de gas irán incrementándose mientras se mantenga un horizonte de precio que permita la exploración y explotación del gas de manera rentable. Ese precio podrá venir ya sea del precio subsidiado a los no convencionales, de futuras contractualizaciones o finalmente de la entrada en juego del import parity. Cualquiera de esa alternativas ponen, a mi entender, el precio del gas siempre arriba de US$ 6 por millón de BTU. Eso implica que la estructura del consumo deberá adaptarse a ese costo; de lo contrario tendremos inconvenientes en incrementar la producción. Concretamente, no parece prudente hacer planificación a futuro con precios de gas decrecientes, al menos no mucho menores a esos US$ 6. Aunque un factor disruptor de ese escenario es la posible evolución a la baja, que deberá comprobarse, del GNL, si es que se concreta la declamada “inundación del mercado del gas del GNL” proveniente básicamente de Estados Unidos.

¿Cuáles son los principales desafíos de la industria hidrocarburífera hoy?

Con el horizonte de precios tanto para el petróleo como el gas, el gran desafío de la industria en nuestro país es ser eficiente y vivir con un valor del gas de US$ 5 y US$ 50 el barril de pétroleo. Si después el precio es mayor, fantástico, pero creo que esos valores son los mínimos requeribles. Ese debería ser el objetivo, los instrumentos para lograrlo pueden ser varios y variados: modificar costos internos, impuestos, logística, costos de transportes de insumos (que son exorbitantes), eficiencia de servicios, eficiencia laboral. Lo que podríamos sintetizar como alcanzar la excelencia en productividad.

¿A qué metas de producción debería aspirar Argentina en los próximos cinco o diez años? ¿Y de inversión?

Minimamente el país debería tratar de asegurar con cierto margen de exceso la seguridad energética. Mientras no se modifique drásticamente la matriz energética, lo cual llevará una década o más, sería importante alcanzar el autoabastecimiento en gas especialmente, y en petróleo.  Aunque el autoabastecimiento por sí mismo no me parece el “target” más interesante, si se lo logra de manera eficiente y eficaz, bienvenido sea; de lo contrario, lo importante es garantizar la seguridad energética. Con respecto a la inversión, viendo lo que ocurrió en los últimos años uno podría decir que fácilmente deberíamos duplicar las inversiones promedio que venimos teniendo. Sin embargo, vuelvo sobre el tema de mejorar la productividad de todo el sistema, comenzando por la productividad de los pozos. Se ha avanzado enormemente en los últimos dos años con la perforación de pozos horizontales en Vaca Muerta, pero hay que insisitir y seguir mejorando. Si se logra eso, que no es algo que se pondera especialmente en dólares invertidos, puede mejorar la eficiencia y la productividad. En realidad, el objetivo debería ser lograr más con menos necesidades de inversión; más productividad.

¿Qué cantidad de pozos deberían ser perforados por año para lograr estos objetivos?

Dependerá de la “performance” de los pozos. Pero un valor que podría pensarse como target es el de duplicar o triplicar los pozos, con igual o mejor performance que los últimos en Vaca Muerta. De todos modos, sería un error mayúsculo concentrar todos los esfuerzos en los no convencionales. Deberían ser parte de la solucion, no la única solución. Hay cuencas, como el Golfo, con millones de barriles de petroleo in place con un factor de recuperación, a mi entender, bajísimo. Adicionar sólo pocos puntos porcentuales de recuperación es un volumen inmenso de petróleo. Claro que para lograr ese objetivo debería haber cambios, quizás mayúsculos, en la estructura del negocio, que no sólo necesitará el involucramiento de la industria, sino de toda la sociedad, incluidos por supuesto gobiernos y sindicatos. Respecto del gas, espero que tengamos más gas viniendo de cuencas afuera de la neuquina, básicamente la Austral.

Más allá de su inmenso potencial futuro, ¿cuándo podremos hablar de Vaca Muerta como una realidad? ¿Cuándo podrá concluir el de-risking y pasar a producción a gran escala los proyectos concesionados actualmente para exploración?

El de-risking quizás no concluya nunca. Siempre va a existir la posibilidad de mejorar. Creo que se avanzó muchísimo, especialmente desde que se comenzó a perforar pozos horizontales, en los últimos dos años. En ese período, se sumaron otras compañías al esfuerzo de investigación de Vaca Muerta que inicialmnete fue asumido fundamentalmente por YPF. Convengamos que esa primer etapa estuvo más ligada a un objetivo político que técnico. Algunos mencionan a esa etapa como el período de “curva de aprendizaje”; si así fuera en el mejor de los casos, es uno de los más caros de la Historia. Creo, sinceramente que la verdadera curva de aprendizaje se da en los últimos tres años aproximadamente. En 2018 vamos a ver varios proyectos de shale en etapa de desarrollo, quizás 4 o 5; pero para alcanzar un full development quizás deberíamos estar mirando a un quinquenio; asumiendo que se mantengan las condiciones apropiadas para generar esas inversiones, que como ya sabemos por experiencia en nuestro país, la mayoría de ellas son “externas” al negocio propiamente dicho. Hay altas posibilidades, además, de que gran parte del gas venga de los “tight”, que muchas veces están “mezclados” con los shale. Incluso hoy producen bastante más que Vaca Muerta propiamente dicha.

¿Cómo se modificará la fisonomía del sector una vez que esas metas se logren y qué correlato tendrá en variables macro como empleo, PIB o exportaciones?

Creo que claramente el sector debiera ser muchísimo más eficiente de lo que es hoy, una actividad dos o tres veces mayor que la actual. El impacto en las variables macroeconomicas excede a mis conocimientos, solo imagino que sería sumamente favorable. Respecto de las exportaciones, no creo que debiera ser un objetivo en sí mismo. Si se llegara a dar, fantástico, y en ese momento tendremos que tener muchismo cuidado en no tropezar dos veces con la misma piedra. Ya nos paso que construimos múltiples gasoductos para exportar un gas que era bastante difícil de sustentar con reservas probadas. Luego ese error mayúsculo fue de alguna manera mimetizado con las horrendas condiciones de mercado que se impusieron durante años, pero la industria  nunca realizó un análisis o autocrítica de lo realizado en esos años, construyendo infraestructura que hubiera quedado obsoleta en el corto plazo de cualquier manera. Es altamente posible que Argentina tenga gas excedente, en verano especialmente, sin necesitar de importaciones; eso dejaría un excedente que bien podría ser exportado. La pregunta sería en qué condiciones de precio. Si asumiéramos por un momento que como se dice, el GNL proveniente de Estados Unidos “inunda” el mercado y presiona el precio a la baja, entonces difícilmente tengamos excedentes exportables; quizás muchas de nuestras reservas en ese ambiente de precios se transformen en recursos. Volviendo sobre mi punto inical, creo que incrementaremos nuestra producción de gas lo suficiente como para no de pender de importaciones, al menos de GNL; pero la generación de saldos excedentes no solo dependerá de nuestra habilidad para generarlas sino de condiciones macro-globales que difícilmente podamos controlar.

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