Energía para el crecimiento - Entrevista con Jean-Marc Hosanski, director general de Total Austral

Comprometida desde hace mas de tres décadas con la Argentina, Total Austral es una de las principales compañía productora de gas del país. Jean-Marc Hosanski, su director general, opina sobre las inversiones y estrategias necesarias para que el sector de la energía pueda acompañar el desarrollo económico del país.

Perspectives, Socios  |   | Silvia Del Campo

Tener energía suficiente se ha vuelto crucial para el crecimiento de la Argentina. Total Austral tiene casi cuatro décadas de presencia en el país y contribuye en gran parte al abastecimiento de gas a nivel nacional. ¿Cómo fueron sus inicios?

Total Austral comenzó sus actividades en la Argentina en 1978, en lo que entonces era el Territorio Nacional de Tierra del Fuego (pasaría a ser provincia en 1991), con desarrollos off-shore y on-shore, incluyendo pozos de largo alcance y pozos submarinos; Hidra fue el primer yacimiento costa afuera de petróleo. Luego fuimos descubriendo cada vez más gas, y hoy día el 90% de la actividad de la filial en Tierra del Fuego es de extracción de gas, concentrada en los campos off-shore Carina, Aries y -desde febrero- Vega Pléyade. La producción se genera a partir de plataformas no habitadas, ubicadas a una distancia de entre 20 y 70 kilómetros de la costa, y donde las aguas registran una profundidad de entre 50 y 80 metros.

¿Cuántos años se tarda en llegar a la puesta en producción de un campo del tipo de Vega Pléyade?

El primer descubrimiento de Vega data de 1990 y recién este año está entrando en funcionamiento. Son muchas las etapas para desarrollar un campo de gas: primero hay que asegurarse de que haya suficientes reservas, luego se construyen las instalaciones para producirlas, incluyendo plataforma, pozos de producción, gasoducto y planta de procesamiento para el gas producido -que es metano, principalmente- en condiciones para venderlo. También hay que asegurar el transporte desde la planta hasta el mercado y, no menos importante, lograr un mercado que pague el gas a un precio adecuado. Todo esto representa inversiones muy importantes y requiere tiempo. Por lo tanto, si bien este campo fue descubierto hace más de 15 años, fue recién a fines de 2012 que se pudo empezar el desarrollo en el marco del Plan Gas, que garantizaría un nivel de precio suficiente para rentabilizar la inversión. Vega Pléyade es un yacimiento cuyo desarrollo, junto con nuestros socios Panamerican Energy y Wintershall (sociedad alemana, filial dde BASF), significó una inversión que rondó los mil millones de dólares.

¿Qué opina del anuncio que hizo el gobierno de Macri respecto del relanzamiento de la exploración off-shore?

Total Austral es casi la única empresa en la Argentina que trabaja off-shore. A lo largo de estas últimas décadas hubo poca exploración, debido a que las condiciones son complicadas tanto por razones climáticas -por la latitud- como logísticas, por la falta de infraestructura portuaria. Entendemos que el objetivo del gobierno es lanzar una licitación para bloques de exploración off-shore que cubran en parte la meseta continental y, en parte, el deep off-shore (500 metros o más de profundidad), una zona casi virgen de exploración. La Argentina espera tener el mismo éxito que se registró en Brasil… Es muy temprano para hacer predicciones, pero lo único cierto es que hablamos de una exploración frontera y muy costosa.

¿El gas producido por Total Austral en Tierra del Fuego representa una parte importante del abastecimiento del país?

Tenemos dos plantas -Río Cullen y Cañadón Alfa- que tratan el gas y el petróleo, respectivamente, que llegan de los campos off-shore antes de inyectarlo en el gasoducto San Martín, que va desde Tierra del Fuego hasta Buenos Aires. Cada día, entregamos desde Tierra del Fuego 20 millones de m3 al mercado: es decir, un quinto de la producción doméstica de la Argentina, que alcanza los 100 m3 diarios. Globalmente, Total Austral opera el 30% de la producción doméstica, con un 20% desde Tierra del Fuego y el restante 10% desde Neuquén.

¿El país no llega a autoabastecerse?

No, la Argentina actualmente no produce todo el gas que necesita y tiene que importar un cuarto de su consumo, principalmente durante el invierno. La escasez se produce principalmente por el precio del gas para el mercado local, que fue fijado en un nivel demasiado bajo. Es un problema mayor para la Argentina, porque el gas representa más del 52% de la energía que se consume. Esta señal de precio estimuló el crecimiento de la demanda y, a partir de 2007, se tuvo que empezar a importar gas desde Bolivia y también desde otros países por barco, bajo la forma de gas natural licuado (GNL), que llega a las dos terminales flotantes.

Los gasoductos que fueron pensados para vender gas a Chile sirven ahora para importar…

Exacto, hay dos gasoductos que hasta el año 2007 servían para exportar gas y que hoy funcionan en el sentido inverso: el GNL llega a las terminales de la costa chilena del Pacífico; allí se reprocesa y se exporta a la Argentina durante el invierno. Pero incluso con estas importaciones no se llega a cubrir toda la demanda, y el país se ve obligado desde hace unos años a sustituir el gas por fuel oil y gas oil, en particular para producir electricidad, algo que, tanto como las importaciones, cuesta mucho al país. Esta situación fue la que provocó en 2012 la implementación del Plan Gas, un mecanismo que garantiza un ingreso mínimo a los productores de gas, en particular en los casos de proyectos nuevos, como el de Vega Pléyade. Este plan, que se extenderá hasta fines de 2017, permitió el desarrollo de nuestro nuevo campo en Tierra del Fuego, así como también los primeros pilotos de shale gas en Neuquén. Las discusiones y negociaciones actualmente en curso giran en torno de cómo se organizará el mercado después de 2017.

¿En qué consiste su presencia en la provincia de Neuquén?

Total Austral opera seis concesiones en esa provincia, incluyendo dos históricas como Aguada Pichana y Aguada San Roque, donde trabajamos desde mediados de los años 90. En estos bloques se produce gas esencialmente en forma convencional, pero el futuro de la zona son los campos no convencionales, donde se encuentran dos tipos de gas: el tight gas, que se caracteriza por encontrarse en formaciones con baja permeabilidad -ya tenemos pozos horizontales multifracturados en producción- y el shale gas, almacenado más en profundidad en la roca madre que necesita ser extraido con métodos novedosos que consisten en inyectar agua a alta presión con arenas para fracturar la roca poco permeable y permitir la producción de los hidrocarburos hacia la superficie. La “famosa” Vaca Muerta es una formación de shale gas y de shale oil de muy buena calidad que representa un potencial de producción considerable, comparable a las mejores formaciones de shale gas presentes en los Estados Unidos. Total Austral ya realizó pruebas piloto de producción de 12 pozos de shale gas que podrían desembocar en proyectos de mayor magnitud en el futuro.

¿Cuáles son las ventajas comparativas de la extracción off-shore o del shale gas?

Comparar el shale gas con el off-shore es muy difícil porque no es el mismo tipo de inversión, tanto en tiempo como en dinero. Para realizar un proyecto off-shore hace falta invertir montos importantes en un principio, antes de la puesta en producción. Por el contrario, en el caso del shale gas la producción de los pozos decrece muy rápidamente y, para mantener el nivel de producción, hace falta reinvertir de manera constante en nuevos pozos.

¿Siente que el contexto es favorable?

Con la nueva administración disminuyeron las trabas desde el punto de vista monetario y macroeconómico, aunque siguen existiendo obstáculos como el elevado nivel de costos y el bajo precio del gas. Los costos en la Argentina superan en un 50% los que se manejan en los Estados Unidos para el caso del shale gas. Por lo tanto, tenemos que hacer un gran esfuerzo para que los costos de producción bajen, que haya más actividad, más prestatarios de servicios y mayor competencia. También se encuentran muchos puntos a favor de la extracción del shale gas: una industria petrolera con trayectoria, gente competente, con muy buena formación y reputación, y condiciones de trabajo generosas dado el historial sindical del país.

Si bien el gobierno inició una transición hacia la desregulación, el otro obstáculo es el precio del gas. Los distintos segmentos del mercado son el GNC (Gas Natural Comprimido), cuyos precios son bajos y fijados por el Estado; la generación eléctrica, un mercado también regulado con precios medios que fueron aumentando; y el mercado industrial, donde el precio se negocia libremente, pero donde las empresas corren el riesgo del redireccionamiento del gas hacia el sector residencial en períodos de escasez, como suele suceder en invierno. Cuando el petróleo registraba precios altos, como en 2014, se pagaba el gas importado de Bolivia a 8 dólares por millón de BTU, y el GNL importado llegó a costar hasta 15 dólares por millón de BTU. Hasta marzo de este año -es decir, antes de los cambios iniciados por el actual gobierno-, el precio promedio comercial de gas doméstico era de solamente 2 dólares por millón de BTU, una cifra altamente insuficiente para desarrollar proyectos.

¿Cuál sería el nuevo escenario?

El Plan Gas asegura un ingreso mínimo a los productores, bajo la forma de subsidio. Por lo tanto, la política de la nueva administración consiste en fijar un precio de gas que incentive el ahorro y permita equilibrar la balanza fiscal del Estado. Este aumento, que fue anunciado para todos los segmentos durante el mes de marzo, fue objeto de polémica y la resolución fue anulada por los tribunales al entender que se omitió la realización de una audiencia pública. Superada esta situación, el nuevo precio del gas residencial es efectivo desde el 17 de octubre e irá aumentando en forma progresiva, cada 6 meses, hasta alcanzar el precio de equilibrio del mercado.

Si el mercado estuviera desregulado ¿Total Austral podría exportar a Chile desde sus plantas de producción en Tierra del Fuego?

De hecho, cuando había excedente de gas en la Argentina, solíamos hacerlo. Es probable que mientras el país tenga que importar GNL, las autoridades no permitan exportar al país vecino. La Argentina tiene suficiente gas en verano, pero falta en invierno: la idea sería enviar gas en verano a Chile para recuperarlo en invierno. Las autoridades iniciaron una larga y difícil transición de un sistema completamente regulado a uno desregulado, algo que permitirá a cada productor negociar contratos de venta con compradores. Al final del proceso, será el equilibrio entre la oferta y la demanda lo que estabilizará el mercado. En este período de transición, la pregunta principal que se plantea un inversor es “¿A qué precio mi gas va a ser remunerado?”. La respuesta a ese interrogante es decisiva para el lanzamiento de los proyectos de shale gas en el país, los cuales necesitan que, en un principio, se pague un precio superior al que se maneja hoy día. Se trata de una ecuación en la cual están comprometidos no solo los productores sino también el Gobierno, que debe buscar una solución de transición que permita disminuir los subsidios y mantener el incentivo para que la oferta de gas siga en aumento. A pesar de todo, producir gas en la Argentina siempre es mejor que importar GNL porque genera empleo, ingresos fiscales e impacto económico más allá del productor.

El grupo Total invirtió en el sector de las energías renovables. ¿Cuál es su posición en la Argentina?

A nivel Grupo tenemos una intensa actividad en el sector de las renovables, y somos el segundo productor de paneles solares del mundo con la empresa SunPower en San Diego (EE. UU.). Tenemos proyectos solares importantes en Medio Oriente, Chile y Estados Unidos. En el país seguimos de cerca el plan RenovAr.

¿Lo sorprendieron los resultados de la primera licitación del Programa RenovAr?

Creo que fue un gran éxito para el gobierno, y también pienso que se obtuvieron cotizaciones por MW muy competitivas. Sin embargo, no es fácil integrar grandes cantidades de energía dispersa o intermitente, como la solar, a una red. Y son muchas las limitaciones relacionadas con la gestión y el transporte cuando las capacidades de producción se encuentran en zonas alejadas, como Jujuy, Tierra del Fuego o Santa Cruz.

La exploración y producción de petróleo y gas genera un impacto ambiental y social. ¿Cómo se involucra Total Austral con las comunidades que se encuentran en sus áreas de influencia?

Es un tema que consideramos serio e importante. Desde el principio, lo integramos completamente en nuestro proceso, y buscamos maximizar nuestro impacto positivo sobre las comunidades vecinas con el fin de establecer relaciones que resulten duraderas y beneficiosas. Contamos con una estrategia de sustentabilidad que, a partir de una serie de políticas y normativas, orienta nuestras prácticas corporativas en todo el mundo. Centramos nuestra actividad en las áreas geográficas donde operamos: Neuquén, Tierra del Fuego y Buenos Aires. El objetivo general es contribuir al desarrollo económico y social de las comunidades que habitan nuestras áreas de influencia directa por ser vecinas a nuestras operaciones. Evitamos la filantropía, procurando tener una gestión social estratégica. De este modo, las acciones surgen de las posibilidades y expectativas de cada lugar -identificadas a partir del diálogo- y buscamos articular el trabajo de diversos actores locales -públicos, privados y de la sociedad civil. Así, en cada localidad trabajamos diferentes prioridades: el acceso a la energía y al agua y el apoyo a pequeños y medianos emprendedores y productores, a la educación, la cultura, la salud y la seguridad.

ZOOM
Jean-Marc Hosanski
Ingeniero egresado de l’Ecole des Mines, Jean-Marc Hosanski es actualmente director general de Total Austral. Entró en el grupo Total en 1992 y se especializó en petroleum engineering (es decir, técnica petrolera). También trabajó durante mucho tiempo en la parte de negociación: por eso, estuvo a cargo de importantes proyectos gasíferos en Argelia e Indonesia. Luego se encargó de proyectos de GNL hasta 2009, cuando asumió como director general de Total en Venezuela. Llegó a la Argentina en 2013 para tomar las riendas de Total Austral.

Diversificación
La presencia del Grupo Total en la Argentina se extiende a otras actividades además de Total Austral: incluye la filial Total Especialidades, de la rama Marketing y Servicios, que distribuye GLP (gas licuado de petróleo) y lubricantes, y ocupa el tercer puesto en el país en esos segmentos. Otra filial, llamada Hutchinson, de la rama de Refinación y Química, se especializa en el proceso de caucho sintético, destinado a abastecer los sectores automovilístico y aeronáutico. Se suma también Total Gas Marketing Cono Sur (TGMCS), dedicada a la comercialización del gas de Total Austral en el país.

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