José Luis Sureda responde a todo

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Entrevista exclusiva de María del Rosario Martinez para Energía&Negocios

Hacía más de 15 años que un alto funcionario de Energía no hablaba con la prensa de todos los temas que interesan a la industria: exploración, producción, mercados regulados, subsidios, combustibles líquidos, concentración de la producción y sobre todo, de la búsqueda de previsibilidad para una industria que requiere reglas de juego claras en el largo plazo

Entre 2008 y 2015 el abastecimiento de energía al Estado le costó 61.000 millones, Cuánto le está costando hoy?

Esa suma.  Pero si  sumamos todos los subsidios: energía eléctrica, al gas natural, las asistencia  a las distribuidoras, el gas licuado y el Programa Hogar, el promedio está en el orden de los U$S 8.000 millones por año, dependiendo de cómo están los precios de la energía. Pero si uno suma todos los subsidios de toda la energía  más todo lo que se importó, desde el  1 de enero de 2008 al 31 de diciembre de 2015,  el total es de U$S 95.000 millones.

¿Qué presupuesto van a manejar para el año que viene?

Para el año que viene estimamos que vamos a estar todavía en el orden de los  U$S5.000/6.000 millones pero disminuyendo paulatinamente. Porque cada año vamos a ir ajustando los precios, por lo tanto, vamos a ir bajando la carga de los subsidios.

Hay muchos problemas y mucho déficit. Cómo los están abordando para dar soluciones? Quién lo va a solucionar ¿el Estado o el mercado?

Hoy estamos en una situación donde el Estado no solamente tiene una fuerte injerencia porque tiene el control absoluto, operativo del sistema energético en la Argentina —porque todavía hoy seguimos comprando el combustible para las usinas—  porque todavía tenemos que darle asistencia a las distribuidoras, importar el gas natural licuado y hay que importar el gas de Bolivia. Ahora, lo que nosotros vemos como un futuro deseable es que en el final del 2019 la ley del gas natural (24.076) vuelva a regir plenamente y también el marco regulatorio eléctrico (24.065), es decir, que sean los privados los que se hagan cargo de la gestión.

Y la infraestructura también a cargo de los privados?

Si. La infraestructura también. La operación del sistema energético que la hagan los privados. Y lo que vamos a hacer nosotros es regular y evitar abusos porque el mercado de oferta energética en la Argentina es bastante concentrado. No es muy diverso. Vamos a controlar que no haya abusos de poder monopólico, vamos a seguir operando a través de tarifas reguladas en los servicios y eso lo van a seguir regulando los entes autárquicos (ENARGAS Y ENRE), como era antes. Pero no vamos a comprar más combustibles ni vamos a subsidiar más a la actividad. La actividad va a tener que sostenerse a través de oferta y demanda.

Pero ¿cómo van a incentivar la actividad? ¿Podría pensarse para el gas algo similar  a lo que se hizo con el plan Renovar?

Hoy tenemos el famoso Plan Gas con los U$S 7,50. Entre este momento el plan y el momento en que la oferta y la demanda regulen los precios sin intervención del Estado hay un camino para recorrer. Ese camino lo estamos haciendo de la siguiente manera: por un lado, haciendo que los precios que paga la demanda supongan paulatinamente un menor nivel de subsidios. Es decir, que la demanda comience a remunerar los costos reales de abastecimiento de energía. Entonces el Estado se va retirando económicamente en  forma paulatina. A partir de ahora y hasta el final del 2019. A partir de ahí los incentivos van a estar dados por oferta-demanda, por libertad para comerciar, para importar y para exportar. Vamos a tener un mercado abierto. Quien quiera exportar sin poner en riesgo el autoabastecimiento del país lo va a poder hacer y va a haber libre competencia en los precios. Esto es lo que va a promover que la actividad sea sustentable y hoy no es sustentable porque hay algunas fallas ya sea sea porque hay mucha concentración de oferta, sea porque hay problemas de tipo impositivos o problemas de tipo de cambio o problemas laborales, entonces el Estado va a intervenir y estamos interviniendo. Pero lo que estamos buscando es que la industria gane la productividad ha perdido en estos últimos 15 años.

40% más o menos?

Más o menos. Tal vez un poco menos. Lo que estamos buscando es ganar productividad por dos vías: primero generando un mayor nivel de inversiones que aumenten el nivel de ocupación del personal y que impulsen los servicios que están en la Argentina. Es decir, que haya más equipos de perforación funcionando durante más tiempo. Esto tiene que traer una baja de costos importante. Estamos revisando los impuestos a los hidrocarburos, una vez que tengamos una relación laboral más equilibrada donde los gremios aporten el nivel de competitividad que nosotros pretendemos para que la industria se sostenga, si además hace falta algún estímulo impositivo, entonces lo vamos a dar. Los costos de producción tienen que bajar necesariamente y, por lo tanto, los precios necesariamente también van a bajar.

Tenemos yacimientos de shale comparables a los mejores de Estados Unidos. ¿Cómo se atrae a un inversor que en Estados Unidos tiene costos de casi U$S 2 contra los altos costos de Argentina

Es lo que estamos tratando de hacer. Allá están viendo U$S 2 / 2,5 de acá al 2019 van a ver u$s 7,50. Pero una vez que se desregule  —si para entonces no llegamos al autoabastecimiento y no creo que lleguemos hasta el 2019— una vez que los precios se desregulen el precio en el mercado interno va a tender a converger con el del GNL, con lo cual el precio en el mercado interno va a quedar flotando  alrededor del precio del GNL hasta que el país recupere el autoabastecimiento.

Pero ese inversor no ve precios mucho mas altos en la Argentina del que ve en los Estados Unidos. Además, estamos trabajando muy fuerte para aumentar la productividad. Y eso va a ocurrir, porque los gremios tienen claro y por lo menos en Neuquén colaboran para lograr una industria mas eficiente, porque saben que eso implica más trabajo. Y en la medida en que los proyectos de desarrollo en no convencionales empiecen a ser masivos, (cuando termine la etapa de modo piloto de Vaca Muerta, hay proyectos de 100 pozos) en 2 o 3 años más empiezan muchos de esos proyectos pilotos a convertirse en desarrollo masivo. Y lo van a hacer con precios más altos y con mucha mayor productividad de la que hay hoy. Por lo tanto hay suficiente incentivo como para que vengan. De hecho hay muchísimos inversores interesados.

El Orejano y el de Pichana de Total dieron muy buenos resultados…

Excelentes.  La productividad de los pozos del oeste de Aguada Pichana estarían a la altura el top five del  Eagle Ford de Estados Unidos que es la cuenca más productiva

¿Por qué están demoradas las inversiones?

Creo que la confianza es algo que se pierde rápido y se recupera lento. Si uno dijese que en este momento se confía plenamente en el país exageraría.

Creo que está empezando un cambio, pero de ahí a pensar “este país es otro” no creo. Todavía hay un trecho por recorrer y un montón de tareas que cumplir. Tenemos que bajar la inflación aún más, tenemos que reducir el déficit fiscal, tenemos que darle señales a un mercado que empieza a pagar por la energía lo que la energía vale y no depende de un subsidio.

Un subsidio de parte del Estado no es un incentivo para invertir. Porque sabe que el subsidio es algo arbitrario que hoy está y mañana no. De manera que este es un sendero para llegar al mercado con precios desregulados hay que transitarlo, y en la medida que lo vamos transitando el inversor va a ir, de a poco, ganando confianza. Tenemos que aprovechar las ventajas. Vaca Muerta es un yacimiento de clase mundial que está ubicado en una zona muchísimo menos poblada de lo que están en Estados Unidos los desarrollos no convencionales y el impacto ambiental es menor. Y tenemos agua. Esas dos condiciones son muy importantes a favor de la atracción que puede ejercer la Argentina para los inversores. Las grandes empresas están aquí, ahora tenemos que tratar de traer compañías independientes americanas o canadienses que sean de tamaño medio. Estas compañías mucho mas tomadoras de riesgo y mucho mas agresivas en su trabajo  que las grandes compañías internacionales .

¿Qué rentabilidad aspiran?

Creo que en términos generales, estarían felices de tener  10%

¿Pueden prometer  concesiones?

Las concesiones las entregan las provincias no el Estado Nacional. Lo que hacemos desde el Estado es generar las condiciones, el ambiente de negocios que promueva que las provincias puedan negociar con comodidad con el inversor. En ese sentido tenemos muy buen equipo de trabajo con Neuquén. El Estado Nacional pone las condiciones generales y la provincia lo que tiene que hacer en ese clima de negocios tratar de acordar y atraer las inversiones

¿Pueden bajar regalías?

La provincia si tiene que bajar algún punto para atraer inversores lo va a hacer. Pero por el momento las regalías no son un problema.

Hay muchos anuncios pero todavía no parece que se mueva el sector…

No en gas. En Neuquén en gas no es un mal año.  Es un mal año en petróleo en todo el país.  Ninguna  de las empresas establecidas en Vaca Muerta ha desacelerado inversiones en gas. Ni Total ni Dow lo han hecho. Están todas en modo piloto, entendiendo cómo funcionan esos yacimientos. Ese proceso termina para todas las compañías entre finales del 2018 y comienzos del 2020. Ahí es cuando hay que tomar la decisión de hierro: o voy o no al desarrollo masivo. Estamos trabajando para que a partir de ese momento digan: “vamos al desarrollo masivo”. Y si no son ellas vendrán otras.

La importación también forma parte de una disyuntiva. ¿Cómo podría bajarse la importación de GNL o gas natural?

Aumentando la producción. No hay otra alternativa Pero lo que nosotros queremos bajar primero es importación de gasoil que es el combustible mas caro. No queremos quemar gasoil en el sistema eléctrico. Este año quemamos hasta 35.000 m3 por día. Esos son 1.000 camiones por día dando vueltas por todo el país distribuyendo gasoil. El primer objetivo es ese.

El objetivo del autoabastecimiento, como tal, a nosotros no nos dice demasiado. Nuestro primer gran objetivo es lograr que la Argentina tenga toda la energía que necesita, venga de donde venga a precios competitivos. Es decir, que si quiere radicarse una industria sepa que hay energía y a un precio que le permita producir. Ese es el primer paso. Después vendrá el autoabastecimiento o vendrá un país que importa y exporta permanentemente como hacen los Estados Unidos, o Canadá u Holanda. Pero para nosotros el objetivo más importante es que haya energía firme en todo el territorio de la Argentina para poder desarrollar la potencialidad del país.

Los contratos de GNL se hacen spot, pero si sube el barril, este combustible va a subir

Por supuesto. Pero tenemos una forma de comprar que para el mercado es difícil de interpretar, es un mercado muy ambiguo. Hoy en día estamos realizando compras tratando, principalmente,  de aumentar la cantidad de oferentes.

Cuando empezamos la lista que tenia ENARSA eran de seis, hoy tenemos veinte oferentes. Es mucha más competencia. De manera que tenemos un nivel de competitividad mucho mayor. Además estamos comprando con derecho a reprogramar. Por ejemplo, habías programado en agosto comprar muchos barcos pero no hizo frío. Entonces reprogramamos para el año que viene. Hago un contrato con esa cláusula al mismo precio. No en todos los casos, pero lo hemos podido hacer. Estamos empezando a trabajar de esa manera, pero como tenemos mucha oferta se van logrando beneficios comerciales.

Por otro lado estamos operando de otra forma todo el sistema eléctrico, porque cada barco parado nos cuesta u$S 35.000. Las compras de respaldo las estamos tratamos minimizar ¿haciendo qué? tenemos fuel oil argentino, producción de gas natural propia, entonces cuando apenas cede el invierno —como pasó este año en la segunda mitad de agosto— programamos considerando que el menú de oferta fuel oil, más gas natural argentino, más importado, más Bolivia, más LNG.  Y el LNG es la última variable de ajuste. Lo que nos falte después de utilizar el fuel oil y el gas natural nuestro y el de Bolivia, lo suplimos con LNG.

Por ejemplo, ya entró el último barco  y hasta marzo no tenemos más barcos porque vamos a privilegiar al fuel oil nuestro, porque tiene la ventaja de que el único demandante es CAMMESA y si no compra, baja la corrida en las refinerías. Ahí hay un equilibrio que conservamos con distintos objetivos: que la refinería no baje mucho la corrida al punto de afectar la oferta de gasoil y nafta del mercado interno y minimizar el consumo de LNG. Estamos haciendo reuniones semanales entre mi Secretaría, CAMMESA, ENARSA y ENARGAS y entre todos se hace el programa de abastecimiento de energía para las próximas semanas. Esta dando muy buenos resultados.

¿Están reduciéndose las importaciones de gas de Bolivia?

Si, aumentó la demanda interna en Bolivia, en el orden de los 13 millones m3/d. A igualdad de producción hay menos oferta para Brasil y para Argentina. Hoy en día cuando Brasil toma los 31 millones de m3 a los que tiene derecho, a la Argentina no le quedan más de 14 millones de m3 porque no hay suficiente oferta. Nosotros hemos aplicado la penalidad “delivery or pay”.

Ante la falta de gas se privilegia a los residenciales antes que a la industria…

Debemos balancear, no podemos cortar el GNC, porque si lo cortamos sube violentamente la demanda de combustibles líquidos. El GNC suple 8 millones de litros de combustibles líquidos y si cortamos el GNC esa demanda se reflejará en las refinerías. En invierno, que es cuando se debe cortar, la demanda de gasoil es la máxima porque se suman las usinas y el campo. Entonces habría serios problemas. Podemos cortar hasta 1 millón de m3 por día de GNC. Este año hicimos una prueba testigo, cortamos el GNC en algunos lugares a aquellas estaciones que tenían servicio interrumpible y el resultado fue que esos clientes se desplazaron a las que tenían GNC firme. La demanda no cayó. Lo que aumentaron fueron las colas de coches. Lamentablemente no tiene mucho sentido.

¿Cómo van a salir del precio nacional del crudo?

Lo que tenemos hoy en la Argentina es una especie de mercado blue de crudo que tiene un precio superior al internacional, pero de a poco se va a acoplar. En el momento que el precio del barril se aproxime lo suficiente al precio internacional se terminó el problema y acoplamos. Calculo que puede ser en dos o tres meses. Es una combinación. Podemos acelerarlo por ejemplo modificando los precios de los combustibles líquidos dando más incentivos. Si dijera que vamos a bajar los combustibles líquidos las refinerías pagarían menos por el crudo argentino.  Pero si subimos los precios de los combustibles líquidos, las refinerías pueden pagar más por el crudo argentino y cerrar más esa brecha todavía. Entre el precio internacional y los locales. Esto lo estamos monitoreando entre productores y refinadores permanentemente. Y es un equilibrio muy flexible donde todos entendemos que estamos conviviendo en esta incertidumbre y la vamos llevando.

¿Planean aumentar el corte de biocombustibles en las naftas?

Estamos pensando que quisiéramos llegar a tener una auto del tipo flex como tienen en Brasil o Estados Unidos. Autos que pueden funcionar con un gran rango de mezcla de alcohol o con alcohol puro. Ese es un proyecto que creemos nos puede tomar cinco años. Estamos haciendo análisis técnicos, tratando de estudiar la experiencia del mundo y hablando con las fábricas de automotores. Tiene que ser una acción donde todos ganen: las refinerías, las automotrices y el público.

¿Tenemos producción como para hacerlo?

Tenemos  que aumentar la producción de caña. Tenemos producción de etanol a partir del maíz con lo cual Argentina tiene la capacidad de incrementar la cantidad de alcohol como para llevar adelante esa idea. Hay algunas dificultades. Hay que poner en las estaciones de servicio un isla adicional sólo para el etanol. Logísticamente no es lo mismo para una refinería comercializar dos productos.  Hay que lograr que haya una mejor conexión entre las refinerías y los productores de alcohol. Hoy en día esto está muy regulado. Nosotros le damos los cupos a cada cañero les decimos cuánto tienen que producir y le fijamos el precio. Todavía no es un mercado. Está todo muy regulado por el Estado.

¿Cree que no debe estar todo regulado por el Estado?

Deberíamos dejar que la refinerías negocien la provisión directamente con los productores de etanol. Si hay un abuso de poder monopólico de un lado o del otro entonces vamos a intervenir. Pero no veo que tenga nada de malo que una petrolera se ponga de acuerdo con un productor de caña para firmar un contrato de provisión de alcohol de 1, 2 ó 3 años con un precio acordado.

¿Pero eso no está permitido todavía?

No. Todos los meses publicamos una formula que contempla los costos de producción. Pero puede ser que el etanol aumente por sobre el precio de la nafta. Por lo tanto para el refinador que tiene que comprar el 10% o 12% de corte a un precio mayor y venderlo a un precio mas bajo tiene un problema.  Esas son rigideces propias de la regulación actual, el precio mensual —que hay que publicar para los biocombustibles— está calculado en función de su costo, independientemente de cuál sea la demanda. Porque no es posible sustituir algo que vale 15 por algo que vale 10. En realidad debería ser al revés. Este tipo de problema propio de una regulación como la que tenemos es que debemos corregir.

O sea que en el corto plazo…

Esto para hacerlo el año que viene no.

Según las cifras publicadas por el Ministerio entre el año pasado y este, la caída de los metros perforados fue del 33% promedio ¿Por qué cayó la perforación?

Por los precios y porque la industria argentina no tiene la capacidad de adaptarse a los cambios. La única manera que tienen de defenderse es perforando menos. En vez de tener 30 personas trabajando en un equipo lo ideal es que durante seis meses tengamos 25. “bajemos los costos, ayúdenme y yo sigo perforando”. Tenemos el problema de los altos costos de trabajo. Las horas extras de 100%, las horas de viaje, si el viento sopla mas de 30 km por hora no hay perforación, todas las ineficiencias propias del marco regulatorio argentino, con costos altísimos. En la Argentina un obrero en boca de pozo está ganando lo mismo que en Estados Unidos en dólares. Y esto es lo que estamos tratando de adaptar ahora con un excelente diálogo con una parte de los gremios.

Teniendo en cuenta que el 75% de la producción local esta en manos de tres empresas ¿Cree que el ENARGAS podrá lograr la competencia entre empresas y cuencas?

No sé si el porcentaje es ese pero sí hay una concentración. Total produce más de 30% pero no todo es gas para la compañía. Es operadora pero no propietaria del recurso. Tiene aproximadamente el 25%  de la  propiedad del gas que produce, el resto lo produce para YPF, para Wintershal, PAE. Entonces la concentración en la propiedad no es esa. Es alta todavía en la Argentina pero no tanto.  En realidad el ENARGAS no es el que tiene que lograr la competencia. Esa es una tarea que tenemos que lograr nosotros y, si es necesario, apelar a la Comisión Nacional de Defensa de la Competencia si vemos que hay abuso de poder del mercado por parte de alguno debemos intervenir.

Acá vienen a hacer sísmica para una licitación que vamos a hacer nosotros. Vamos a hacer rondas exploratorias para adjudicar bloques para explorar off-shore. Ya estamos trabajando en eso.

¿Y cuando será el anuncio?

Vamos a hacer la primera ronda seguramente a esta altura del año que viene. Queremos empezar a hacerla en el extremo sur porque es la zona donde hay más información acumulada. Ya se ha perforado ahí. Entonces se puede armar un dataroom para ofrecerlo rápidamente. El año que viene —calculamos que por abril— vamos a contratar una sísmica para cubrir el mismo recorrido que quiere cubrir YPF por su lado, prácticamente desde la frontera con Uruguay hasta  el sur de Chubut. Y vamos a hacer una licitación con esa información. Ya hay empresa interesadas en participar.

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