“Me siento muy orgullosa de formar parte de un equipo que con tan poco hizo tanto”

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Energía&Negocios conversó con Marta Jara, presidenta de ANCAP quien confirmó que Shell sigue negociando de manera exclusiva sobre los avances de la controvertida regasificadora Gas Sayago y anticipó la Ronda Uruguay 3 que licitará nuevos bloques off-shore.

marta jaraLa regasificadora es una de las obras mas imponentes de infraestructura que mandó a construir Uruguay a través de Gas Sayago, una empresa de derecho privado creada entre las estatales UTE (Usinas y Trasmisiones Eléctricas) y Ancap (Administración Nacional de Combistibles Alcoholes y Portland) por un monto varias veces millonario.

La obra había sido adjudicada a GDF Suez  junto con la japonesa Marubeni pero por su viabilidad fue puesta en tela de juicio y se detuvo en 2015.

A partir de ahí quedaron paralizadas las obras porque el proyecto se presentaba inviable, para el Uruguay por carecer de mercado interno y para Argentina – su mercado natural– por la falta de contratos que hiciesen el proyecto sustentable.

Hoy la negociación se mantiene de manera exclusiva con Shell  que sigue interesada teniendo en cuenta que en los picos de demanda la argentina importa casi un 30% de sus necesidades.

Sin la cercanía de la regasificadora uruguaya, con un gas boliviano mucho más barato pero insuficiente y que prioriza al mercado brasileño, el año pasado el Ministerio de Energía y Minería comenzó a comprar GNL en el norte de Chile revirtiendo el flujo de uno los dos gasoductos que unen los nortes de ambos paises y que duermen el sueño de los justos.

La licitación la ganó ofertando us$ 6,9 el millón de BTU por un total de 5 millones de m3 por día durante tres meses.

Pero  Shell  que está en plena expansión de sus negocios se interesó por  Gas Sayago y a fines del año pasado,  integró una garantía  a la empresa pero solicitó seis meses para hacer un due deligence. La confirmación del interés pactado a finales de 2016 lo confirmó a Energía&Negocios, Teófilo Lacroze, titular de la compañía en Argentina, “Shell continúa negociando de manera exclusiva con Gas Sayago los términos y condiciones para reservar capacidad de regasificación y almacenamiento de la Terminal de LNG que se encuentra en desarrollo en Punta Sayago, Montevideo.

La oferta que Shell presentó está sujeta a un número de condiciones, que incluyen una evaluación exhaustiva del proyecto. Tanto las operaciones como el abastecimiento de GNL deben poseer una estructura de costos competitiva. A precios atractivos, el proyecto podrá asegurar la demanda a través de contratos estables de largo plazo con clientes finales.

Shell continuará trabajando en conjunto con la empresa para asegurar el éxito del proyecto.”

¿Cuál es hoy la realidad de la regasificadora Gas Sayago?

Una vez que se retira NG y cobramos la garantía de los  u$s 100 millones porque no pudo concretar el proyecto se abrió la posibilidad de replantearlo dado que habían pasado tres años desde la concepción original.

Ese proyecto tenía, en primer lugar, unas premisas de cuál era la necesidad de respaldo térmico para el Uruguay, que eso se actualizó en función del éxito tan importante que tuvieron las eólicas.

Después, en el momento que se había concebido el proyecto original, la tecnología ship to ship para una terminal off-shore ,era nuevo bastante cuestionado por muchos de los proveedores de GNL mayores.

Entonces todo el planteo de que queríamos una entrada de gas segura para garantizar el abastecimiento continuo, abundante, competitivo se nos iba  casi por la borda si  restringíamos el portafolio de proveedores porque no aceptaban el ship to ship.

Eso llevó a una especificación del proyecto bastante conservadora, con una disponibilidad muy alta, con una infraestructura de protección portuaria muy importante y con un volumen de almacenamiento también importante que nos llevó a seleccionar un barco regasificador de tamaño kiomax y luego como perfil de riesgo que estábamos dispuestos a asumir como país era anclar el proyecto y apostar al abastecimiento de Argentina desde Uruguay donde la mayor parte del tiempo iban a haber excedentes de gas. Cuando se replantea el proyecto, además de todas estas actualizaciones que tienen que ver con la parte técnica, también hay un replanteo de si Uruguay está dispuesto y quiere asumir el riesgo de demanda de Argentina.

Pero el problema de la Argentina es que necesita un abastecimiento de 15.000 millones de m3 y el caño tiene una capacidad de  6.000 millones de m3…

Es así pero hay inversiones que se pueden hacer para aumentar esa capacidad. A través de loops por ejemplo, y hay algo que se puede hacer del lado argentino para que ingrese el gas en esos volúmenes, pero no es algo infranqueable. Si Argentina tiene que poner otras regasificadoras lo que yo pensaría como comprador de gas es ¿cuál es la alternativa con todos los costos que haya que hacer de inversión y de operación es atractivo?.

Es carísimo…

No lo sé. Porque hacer un puerto nuevo en Bahía Blanca…

Pero hay proyectos de instalaciones de nuevas regasificadoras en Argentina no sólo en Bahía Blanca

Hay un portafolio de opciones que creo que Argentina lo tiene que mirar

Está por cumplirse el plazo de estudio solicitado por Shell para la regasificadora  ¿siguen interesados?

Es así. Después que hacemos todos esos replanteos se hacen nuevos procesos para relanzar el proyecto Uno de esos procesos fue una temporada abierta que la ganó Shell el año pasado.

El resultado de ese proceso es que Shell entró en un período de negociaciones exclusivas para mirar el proyecto. En primer lugar ver  si desde sus capacidades, si como proveedor tecnológico podía optimizar alguna cosa, para reducir costos, por ejemplo.

Y, por otra parte, armar toda la parte contractual y comercial y ver qué riesgos puede asumir en relación al mercado argentino. Creo que el mayor desafío es tener confianza suficiente de que van a poder vender gas en el mercado argentino. Hoy las condiciones regulatorias no son optimas en ese sentido

El plazo de Shell expira en dos meses más?

Teóricamente sí, pero ya pidió una prórroga

Pero creo que más complicado es comprarle el gas a Chile

Alguien que tiene que asumir un compromiso de largo plazo –porque la infraestructura ya está– para anclar infraestructura normalmente se busca un cierto contexto regulatorio que te de la mayor confianza posible. Me parece que parte del trabajo que ellos están realizando tiene que ver con eso. Por supuesto hay cosas que tienen que ver con el transporte, las características técnicas del proyecto en Uruguay, pero también tienen que ver cómo se estructura la parte comercial. Los vemos muy activos. Además nos parece que el GNL complementa el sistema de gas en Argentina, sobre todo por la estacionalidad que tiene y va a seguir teniendo. Y por la demanda latente que hay no me queda claro si con una planta de regasificación es suficiente. Nuestras estimaciones son que el potencial para reemplazar gasoil es muy grande y puede pagar fácilmente la estructura que hace falta.

La realidad es que el barco es un leasing  y los fletes tuvieron una caída brutal desde el 2012 a hoy. Entonces se puede contratar en otras condiciones.

¿Y la parte de la infraestructura portuaria?

La original era una infraestructura cara que costaba como u$s 500 millones y se estudia una optimización, establecimientos comerciales, industrias pequeñas. Un volumen muy chiquito pero para nosotros es muy importante tener continuidad. Si uno renuncia a tener menos operatividad, se puede hacer  una planta de menor costo.  Todo eso se está mirando y tengo confianza en que Shell tiene todo el músculo como para optimizarlo.

Hacer una obra de esta magnitud presupone que hubo un acuerdo previo entre gobiernos, Si no ¿cómo se embarca a hacer semejante obra un país que tiene un mercado muy chico de gas? ¿Esto es así?

Un Memorando de Entendimiento no hay. Lo que hubo fue voluntad de los presidentes. Yo me pregunto si ahora que empieza el frío Uruguay tuviera una regasificadora al precio correcto  ¿no lo podría venderde la misma manera que lo vende Chile?. Hay entidades comerciales que tienen la capacidad de asumir ese riesgo y así los hemos visto hacerlo en muchos lugares del mundo.

Suponiendo que todo llegue a un buen fin y sea exitoso el proyecto Gas Sayago, ¿qué pasa con la térmica que se iba a hacer en Punta Tigre?

Esa planta está terminándose. De hecho acabamos de renovar el contrato de gas con Enarsa que justamente arranca a fin de abril.Ese contrato abastece hoy a los domiciliarios- Nosotros lo necesitamos y estamos muy contentos de que se haya establecido un nuevo permiso de exportación justo a tiempo pero también pone de relieve nuestra vulnerabilidad. Por eso para nosotros este proyecto de la regasificadora, si bien parece como un proyecto demasiado ambicioso hay que ver cuál es la alternativa. No estamos muy cómodos con un suministro tan chiquito hoy y que se dependa de un solo proveedor que tiene sus propias necesidades y es lógico que las atienda primero que nada.

Parte de ese contrato incluye volúmenes para probar la planta de Punta de Tigre. Es una planta dual que funciona también con diesel.

¿Cuántos metros cúbicos de gas consume el Uruguay?

En nuestro pico son 150 mil m3 pero abastece a 55 mil hogares que tienen gas natural y que alguna alternativa hay que darles

¿Harían ductos para llevar gas al interior?

Si hubiera un suministro seguro eso es un planteo natural. Acá hay mucho secado de granos mediante GLP que es un energético que también tiene sus complicaciones. La logística del GLP no es la del gas natural.

Fue una sorpresa enterarme que se va a lanzar la Ronda 3 en la cuenca off-short

Esa era la idea. Que fuera una sorpresa.

Estaba convencida de que después de la entrega de bloques por parte de Total, YPF, BP no había habido descubrimientos ¿qué pasó en el medio?

Uruguay no tiene hidrocarburos. Si bien no es condición suficiente, es condición necesaria para explorar. Hoy hablaba con una persona de una petrolera que consideró muy prospectiva el bloque pero tuvo que devolverlo pero porque se le terminó el plazo.

El año pasado estábamos muy enfocados en respaldar ese esfuerzo de Total que fue magnífico, a mi criterio, que consiguió perforar en un país virgen el pozo récord del mundo, 3.404 metros del tirante de agua.

Con una inversión de Total de u$S 200 millones…

Fue un esfuerzo institucional enorme para conseguir los permisos ambientales, de importación, la logística, la concesión en el puerto para plantas de lodo.

Hubo que traer helicópteros que no había para tener todos los planes de contingencia.

Lamentablemente no encontramos ahí hidrocarburos pero todo lo que tuvo que ver por encima del suelo que lo que podemos controlar eso salió muy bien.

Los que estamos en suelo, por decirlo de alguna manera, la tecnología, la seguridad, las instituciones, el marco regulatorio, las negociaciones, los contratos, Todo eso funcionó muy bien.

El año pasado dijimos “paremos un poquito. Tenemos que terminar esto y aprender y ver que hay que cambiar”. Si hubiera sido un descubrimiento también habría sido algo también difícil de manejar.

Nos parece que ahora las condiciones están dadas.

Lo dejó en un momento de precios muy bajos…

Pero Total invirtió cuando en el pozo de los precios. En el momento más difícil de los precios del petróleo.

Y lo hizo porque asumió su compromiso pero también porque del lado uruguayo tuvo una flexibilidad muy interesante que permitió que el período exploratorio que terminaba se le diera una extensión justamente reconociendo que en ese ambiente de precios era muy difícil para una empresa llevar adelante tremenda inversión.

Con la extensión del plazo ellos lograron gestionar mucho mejor sus costos, esperaron a que se enfriara todo el mercado y se consiguió un resultado donde ganamos todos. Uruguay porque se hizo el pozo y Total porque no le salió tan caro.

Creo que esto es bastante interesante de rescatar que en nuestro país compensamos el riesgo geológico porque somos de frontera  con gran pragmatismo y ganas de trabajar con las empresas para que la industria pueda progresar. Me siento muy orgullosa de formar parte de un equipo que con tan poco hizo tanto.

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