DANIEL BOSQUE

Tras la exitosa colocación de ON por US$ 500 millones en los mercados internacionales, el director general de Transportadora Gas del Sur (TGS), Javier Gremes Cordero explicó a EnerNews los planes de expansión previstos por la compañía en su plan quinquenal. Las inversiones tras la revisión de tarifas, el gasoducto para Vaca Muerta, el mercado del gas y la apuesta fuerte de TGS al crecimiento del midstream.

Javier Gremes Cordero es contador público (graduado en la UCA), MBA (de la Universidad Francisco de Vitoria de Madrid) y hace tres décadas que es un manager del oil&gas. Comenzó en Pérez Companc, en los ’90, en la etapa de las privatizaciones argentinas, cuando el grupo además  se expandió a Latinoamérica. Antes de recalar en su actual rol fue gerente general de Petrobras en Ecuador. Una trayectoria que le permite valorar mejor respuestas como la obtenida en la colocación de TGS. “Cuando el marco regulatorio es claro y hay previsibilidad y confianza en los planes de una compañía, los inversores responden”, destaca

-TGS vuelve a ser noticia. Hace pocos días presentó su gasoducto para Vaca Muerta y ahora tuvo sobredemanda para su ON.
-Es que estamos transitando un camino importante tras las medidas del gobierno argentino para recuperar el sector energético. En la revisión tarifaria integral para el negocio regulado de transporte que se inició en 2016, TGS comprometió un plan de inversiones muy importante que estamos ejecutando. Son unos US$ 500 millones, unos US$ 100 millones por año en operación y mantenimiento en gasoductos y en plantas compresoras. Queremos poner todo el sistema en condiciones para el crecimiento de la oferta y de la demanda.

TGS tiene un poco más de 9.000 km de gasoductos en el Sistema Sur, desde Neuquén, el Neuba 1 y el Neuba 2, y desde Tierra del Fuego el San Martín 1 y San Martín 2, pasando por Bahía Blanca y luego a través de los tramos finales hasta el anillo de la Ciudad de Buenos Aires. Tenemos 32 plantas compresoras, que son las que van impulsando el gas por toda la línea y 8 bases de mantenimiento.

-El plan apunta a la expansión del mercado
-Sí, es mantenimiento y puesta en condiciones de todo el sistema para el gas incremental que ya estamos viendo en el sistema y que implica una mayor exigencia para las máquinas compresoras que ahora tienen más horas de marcha. En estos últimos años venimos viendo un crecimiento en la producción y se va cubriendo la capacidad de transporte que teníamos disponible. Aún con el incremento de la oferta de gas todavía tenemos una capacidad de transporte disponible de aprox. 14.000.000 m3/día durante el verano y de unos 5.000.000 a 7.000.000 m3/día en el invierno en nuestro sistema desde Neuquén. Es bastante, nuestra capacidad de transporte total en el Oeste es de 45.000.000 m3/día.

En el futuro el gas incremental vendra del desarrollo de Vaca Muerta, en algún momento cubrirá la capacidad de transporte disponible mencionada y recién entonces tendremos que planificar con anticipación las ampliaciones, que no descartamos, pero que no creemos que sucederán en lo inmediato.

 - ¿Cómo se inscribe en este plan la inversión en el gasoducto para Vaca Muerta?
-Adicionalmente, TGS con el apoyo de sus accionistas ha decidido encarar esta inversión a riesgo. Es un nuevo concepto. En general en Argentina  cada productor hacia su gasoducto y su planta de acondicionamiento para entrar después en el sistema regulado de transporte. Nosotros haremos un gasoducto de captación, como este que hemos presentado, de 92 km y  36”, es un gasoducto importante para recolectar el gas fuera de especificación de todos los productores de la zona. Este primer proyecto es en el área Rincón La Ceniza, de Total, Shell y GyP. 
Con la idea a futuro de incorporar otros productores de la zona en el Noroeste de Neuquén, que atraviesa Vaca Muerta, con los que ya estamos en conversación, para tomar su producción y pasar por una planta de acondicionamiento en Tratayén previo a la entrada al sistema regulado de transporte, tanto al Centro Oeste de TGN como al Neuba 2 de TGS, para acondicionar el gas, industrializarlo y ponerlo en situación de poder ser entregado a hogares o industrias. Así,  los productores no tendrán que hacer sus gasoductos y plantas de acondicionamiento en yacimiento. Tratayén tendrá en una primera  etapa una capacidad de 5.000.000 m3, pero será ampliable en módulos de 5 millones de m3/día con ampliaciones óptimas para recibir a todos los productores. El gasoducto tendrá 56.000.000 m3. El proyecto que hemos presentado contempla en esta primera etapa US$  250.000.000 entre la inversión en el gasoducto y la primera etapa de la planta. Podremos llegar hasta los US$ 800 millones. Será ampliable al compás de los desarrollos de los productores.

-Sin dudas, un escenario optimista.
-Es el crecimiento que vislumbramos. Ampliar la planta de acondicionamiento porque si hay productores más al Norte que necesitan llegar hasta el gasoducto podemos ampliarlo. Este tramo que se acaba de anunciar es lo que llamamos el tramo norte. Estamos también trabajando también en el proyecto del tramo Sur, en principio previsto en una progresión del gasoducto de El Mangrullo, donde está Pampa Energía, que estaría pasando por El Mangrullo, Rincón del Mangrullo, La Calera, hasta conectarse con el gasoducto Norte.
Este proyecto es a riesgo de TGS, está fuera de lo que es el negocio regulado de transporte. TGS tiene como principales líneas de negocio el negocio regulado de transporte, la producción de GLP en Bahía Blanca, una segunda línea de negocio donde producimos propano, butano para las garrafas, etano para el polo petroquímico y gasolina natural que se exporta. Y este nuevo concepto de negocio que es dar este servicio a los productores desde el yacimiento hasta la conexión con el sistema de transporte, que se fondea con la generación de fondos de TGS con la decisión del accionista de invertir en este negocio a riesgo.
Por eso nuestras acciones han tenido una evolución positiva importante. Lógicamente hay turbulencias en el mercado internacional y eso afecta el valor de nuestros papeles, pero cuando lo analizas en un período más prolongado, ves que han subido, por la recomposición del negocio de transporte, por la marcha de nuestro negocio de líquidos y por las perspectivas que crecimiento en otros negocios como el midstream. Hemos recuperado ese mix de negocios que teníamos originalmente, donde el transporte pasa a tener otra vez preponderancia. Nuestra facturación proviene entre un 50-60% del negocio de transporte y un 30-35% de líquidos. Nuestro plan es que crezca el negocio de líquidos, que tengamos un fuerte crecimiento en midstream, que hoy está en un 7% y se balanceen más los porcentajes. La idea es que crecerá hasta el 20% de nuestros ingresos al cabo de nuestro plan quinquenal a 2021 y en un escenario ideal del 30% a futuro.

A finales de los ’90 nos lanzamos en este segmento,  ya teníamos plantas que operábamos y manteníamos para productores. No en la envergadura que hoy estamos encarando. Eran plantas específicas para uno, dos o tres productores, como la planta Río Neuquén, o Huincul. Hoy estamos encarando otra dimensión, un gasoducto y una planta de acondicionamiento para muchos productores de Vaca Muerta, donde le daremos al productor una solución integral con la infraestructura desde el yacimiento. Además de Tratayén, trabajar sobre la infraestructura con plantas de deshidratación, o el gasoducto de conexión a lo que será el gasoducto de Vaca Muerta Norte o Vaca Muerta Sur, dependiendo de donde se encuentre el área.

- El crecimiento del midstream requiere una re-ingeniería dentro de la empresa

-Sí, este proyecto se concreta ahora, pero es algo que venimos trabajando hace un par de años. Vimos esta posibilidad, que teníamos el conocimiento técnico, la base y la gente para llevarlo adelante, el conocimiento del sistema de transporte. Y nos fuimos preparando para este momento. Lógicamente, a medida que el negocio va creciendo  trae nuevas necesidades de estructura que estamos encarando.

En cuanto a conocimiento técnicos, muchos de los técnicos en esas plantas provienen del negocio de transporte, ingenieros mecánicos, electrónicos y químicos, que en Bahía Blanca dan soporte a procesos de las plantas de acondicionamiento. La estructura da respuesta a  la operación de las plantas. Y en el gasoducto, la operación, integridad, seguridad que manejamos en el sistema de transporte y en cuanto a la planta de acondicionamiento similar a lo que manejamos en Río Neuquén con esta misma estructura. 

-¿Cómo es la proyección de transporte de gas para este invierno?
-En invierno tenemos capacidad todavía. En Neuba 1 Neuba 2 tenemos 5/7.000.000 m3/día disponibles.

- ¿En qué época de la licencia (n.de la r.: comenzó en 1992 y expira en 2027, con opción a diez años más) estuvieron a full los ductos?

-En la primera década la capacidad de transporte era una limitación. Hoy, como ya dije, tenemos capacidad de transporte disponible aunque tenemos la confianza de que con el desarrollo de Vaca Muerta la capacidad de transporte se irá cubriendo, tenemos que anticiparnos, porque solucionar esto no es un asunto de corto plazo. El gas incremental, que va a cubrir la declinación del gas convencional, provocará la necesidad de ampliaciones. Por otro lado, en verano será fundamental buscar mercados para ese gas, lo que va a incentivar  a invertir más en desarrollo de las reservas. La exportación es un camino que hay que facilitar, sobre todo en verano. 

-¿Cómo está el negocio de líquidos desde Cerri y Puerto Galván?

- Pasó por distintas etapas, en un punto estuvo muy golpeado por las retenciones a la exportación, los líquidos tuvieron 30% de retención a la exportación, hasta que en algún momento dejó de ser negocio producir y exportar. Hoy a  la gasolina natural la exportamos toda, en general a traders que lo colocan en distintas refinerías. A Brasil se le han sumado otros mercados. Unas 100.000 ton/año. Y lo que se exporta es el propano y el butano en verano sobre todo, unas 200-250.000 ton/año. Ese mercado también se realiza vía traders, en general con contratos de verano, a Brasil y África también. El etano que directamente se vende a Dow en el polo petroquímico.

-¿Cómo quedó el mapa societario de TGS?
-Pampa Energía con el 50% del grupo controlante. El grupo controlante se divide: 50% Pampa Energía y 50% que comparten el Grupo Sielecki y el Grupo Werthein, ese es el grupo de control. Y el operador es Pampa Energía. Y después dentro del paquete minoritario el ANSES tiene 23% del paquete de acciones que está en la bolsa. Los Grupos Controlantes son Grupos argentinos que tienen una decisión de invertir y crecer en el sector energético. Éstas son apuestas de riesgo, de largo plazo, y es fundamental que esto se transforme en políticas de Estado permanentes, tener previsibilidad.
Recuerdo en Ecuador, cuando empezaron los cuestionamientos y se modificaron contratos y condiciones, se frenó la inversión y varias empresas salieron del país. Es fundamental mantener esas condiciones en el largo plazo y apostar a un país...esto sí me gustaría decir, yo creo que Argentina necesita energía para crecer, estamos apostando a un país en crecimiento, estas medias que se están tomando es justamente para dar energía a una Argentina que quiere crecer.