- ¿Cómo impactó en la producción de la compañía el Plan Gas?

- Fue muy desafiante. El Plan se puso en marcha recién a finales del año pasado y el compromiso era que la producción que íbamos a comprometer por cuatro años tenía que estar disponible a partir de mayo. Era poco tiempo. Significaba aumentar en cinco meses en más de 5 millones de metros cúbitos.

Al momento de las ofertas, a diferencia de los otros planes, fue un proceso de licitación competitivo. Antes eran finalmente precios subsidiados que tenían un determinado valor y las compañías que producían bajo las condiciones de estos planes lo hacían a ese precio. Acá todas las compañías tenían la libertad de ofertar todo el volumen al precio que quisiesen.

A nivel actividad fue vertiginoso, tuvimos que poner en producción todos los yacimientos y los frutos se notaron significativamente en las últimas dos semanas. Cuando se veía la producción de lo que va a acumulado del 2020-2021 no se vieron volúmenes significativos de producción hasta recién entrado el mes de junio. Esto mismo sucede con el resto de las compañías.

Apuntábamos a mayo pero con el problema de cortes que hubo en Neuquén se paralizó la actividad. En términos de cinco semanas, YPF pasó de 26,6 millones de m3 a más de 30 millones de m3. El cambio fue muy importante a nivel producción país. Todas las compañías reaccionaron bien a las señales de precios, a poder tener demanda ‘contractualizadas’ a cuatro años, que es una gran ventaja. Los datos en el primer y segundo trimestre eran preocupantes, con una sensación de escasez de gas que veníamos trayendo de otros años. Pero en mayo y junio la actividad creció significativamente.

- Se hablaba de una tormenta perfecta, con menor producción de Bolivia, el sistema hídrico en sus niveles más bajo, ¿cómo cambió ese escenario?

- Había preocupación. Si el Plan Gas no reaccionaba, no había demasiadas alternativas. El barco regasificador de Bahía Blanca es algo que también hubiese convenido el año pasado. Los precios relativos del GNL frente a los combustibles líquidos históricamente dieron a favor del GNL. Cuando llega el pico de demanda de invierno, la mejor alternativa que tiene la Argentina, si no tiene gas propio, es utilizar GNL. El barco de Escobar, que siempre tuvimos, más el de Bahía Blanca fue ahorrar tanto fiscalmente, por el costo que hubiese significado traer combustible líquido, y también desde el punto de vista de divisas.

- Pero los buques regasificadores tienen mala fama.

- La matriz energética argentina tiene una enorme ventaja porque está muy volcada al gas, que desde el punto de emisiones de CO2 es muy bajo. El consumo de gas de Argentina es el más importante de toda Latinoamérica. Tenemos una demanda estable durante todo el año de alrededor de 100 o 110 millones de m3 pero en invierno se puede disparar en días puntuales hasta 180 o 185 millones de m3. ¿Tiene sentido desarrollar gasoductos, troncales y producción propia solo por tres meses al año o conviene importar para suplir ese pico estacional? No es una cuestión dogmática, es analítica. Si una inversión que va a costar USD 2.000 millones y la tengo que monetizar en solo tres meses al año, ¿la ecuación justifica esos precios locales o mejor importarlo? La mayoría de los países importan durante el pico invernal o tienen almacenamiento subterráneo, que en la Argentina tenemos muy poco desarrollado.

- Se prevé una nueva ronda del Plan Gas, ¿cómo lo están analizando?

- Todavía no vimos los frutos finales del presente plan. Estamos en esta transición espectacular, exponencial que hemos tenido. Ya estamos con más gas en este invierno de lo que tuvimos el año pasado. A nivel país, en todas las cuencas, la producción argentina la semana pasada estaba en 118 millones de m3 y el año pasado estábamos en 113 millones. En Neuquén es más notable: alrededor de 79 millones de m3 contra 72 millones del año pasado. No me sorprendería que durante julio y agosto llenemos la capacidad de los ductos troncales desde Neuquén a la zona Buenos Aires. Por eso, hay que ver la necesidad de licitaciones adicionales. Así como el Gobierno hizo bien en planificar a largo plazo, una sugerencia es que esperen un poco antes de una nueva licitación. Es importante generar la oferta que el país necesite porque con una sobreoferta vamos a estar pagando sabiendo que hoy los precios que se pagan en las tarifas no son los precios que se pagan a las productoras. Hay una diferencia, que es un subsidio. Generar un subsidio para una oferta que es mayor a la demanda mucho sentido no tendría.

- Con un excedente en la producción, ¿se retomarían las exportaciones?

- El sistema está respondiendo bien. Yo no creo que haya escasez estructural de gas en los próximos cuatro años. El Plan Gas lo va a blindar. Esos 110 millones de m3 de gas que necesita en promedio —primavera, verano y otoño— va a estar producido en la Argentina. Yo creo que vamos a estar muy cerca de llenar los gasoductos durante este mismo invierno y ver cuál es la oferta adicional que se necesita. El panorama cambió radicalmente. Revisé datos históricos de cuando habíamos tenido un “ramp up” de producción como tuvimos en las últimas cinco semanas y no lo encontré, al menos en los últimos 20 años. Hace un mes, las compañías informaron sus ofertas y licitaciones para el mercado chileno. Este verano, ya vamos a tener ventas de gas de Argentina a Chile por estos 3,7 millones de m3 adicionalmente de las ventas spot que puedan existir. Es una muy buena señal. Con la calidad de roca que tenemos en Vaca Muerta, que es de clase mundial, una de las mejores del mundo, y con los costos que se fueron bajando. Todavía queda un trecho por recorrer pero los precios que tiene la Argentina son muy competitivos.

- ¿Esa exportación se podría dar en el corto plazo?

- Con ese nivel de precios y la abundancia de recursos que tenemos con Vaca Muerta, sin lugar a dudas el siguiente paso es volver a ser un exportador neto de gas. Como primer paso a la región (con los siete gasoductos que tenemos con Chile, dos con Uruguay, el gasoducto con Brasil) y hay que volver a ser un proveedor confiable y ganar de nuevo esos mercados y tener contratos en firme, no solo durante el verano sino durante todo el año. Y la tercera etapa, el sueño que tenemos, es poder exportar al mundo a través de una planta de GNL. Esas ya son inversiones multimillonarias porque hay que hacer un gasoducto dedicado con una planta de separación de líquidos, un puerto, pero la Argentina tiene posibilidades de concretar un proyecto de esta envergadura. Hoy los volúmenes que tenemos en Vaca Muerta son inmensos y podríamos no solo abastecer de gas a la Argentina por 100 años sino a los países de la región y exportar al mundo. Desde el punto de vista de recursos, la Argentina tiene un potencial inmenso.

- ¿Qué perspectivas tiene la demanda de gas en un momento de transición hacia energías renovables?

- El gas es un combustible muy bueno desde la transición energética porque al combustionarlo emite la menor cantidad de CO2. Es el combustible mejor posicionado para ayudarnos en la transición. Cuando uno utiliza energías renovables, eólica y solar, alguien tiene que abastecer el backup de esa energía. Cuando no hay sol o viento, el gas natural es la que más rápidamente se activa como sustitución. Cuando más energía renovable haya, más energía se va a necesitar como backup. Hasta que podamos desarrollar baterías y almacenamiento.

Ricardo Markous, CEO de Tecpetrol