Rielo (TotalEnergies): Cómo es Fénix, el mega proyecto de gas off shore
JUAN MANUEL COMPTE
Hace siete meses que volvió a la Argentina. Pero hay algo a lo que Javier Rielo, director general de TotalEnergies para el Cono Sur, todavía no se readapta. No se trata de la inflación, el cepo ni las complejidades económicas y políticas que siempre significan operar en la Argentina. Sino de algo mucho más cambiante que la característica incertidumbre local: el tiempo de Buenos Aires.
"Vengo de Singapur, un país de clima tropical, con calor prácticamente todo el año", cuenta, acerca de su más reciente escala -vicepresidente senior de Exploración y Producción para el área Asia-Pacífico- en una década como expatriado en la energética francesa. Rielo -contador público, nacido en España pero criado en la Argentina, con pasos profesionales por Deloitte y Bridas, el buque insignia de la familia Bulgheroni- está por cumplir 25 años al servicio de su actual empleador.
Los celebrará a lo grande, el ambicioso proyecto gasífero off shore frente a Tierra del Fuego cuyo desarrollo, reactivado hace un mes y medio, superó su última instancia de aprobación una semana atrás. Total, dueño del 37,5%, es el operador de un consorcio en el que también participan la alemana Wintershall Dea (37,5%) y Pan American Energy (25%), en cuyos entramados accionarios conviven la familia Bulgheroni, la británica BP y la china Cnooc.
"El proyecto ya está en marcha. Está todo firmado con los contratistas y ellos ya están trabajando. La idea es ponerlo en producción lo antes posible. Dijimos que sería a inicios de 2025. Estamos trabajando para que, tal vez, sea a fines de 2024", asegura el ejecutivo, uno de los candidatos a ser CEO de YPF durante el gobierno anterior.
¿Qué es Fénix? ¿Por qué es tan importante que se haya puesto en marcha?
Fénix es un desarrollo costa afuera que va a poner en producción 10 millones de metros cúbicos (m3) de gas por día. Eso es algo así como el 8% de la producción de gas del país. Un país, además, cuya matriz energética está muy posicionada sobre el gas. Necesita gas: todo lo que pueda aportar moléculas de gas es importante para la Argentina. Se habla mucho de Vaca Muerta y nosotros somos actores importantes: estamos con 15 millones de m3 de gas allá. Pero la diferencia es que, en un desarrollo off shore, uno pone en producción 10 millones de m3 de un día para el otro. En Vaca Muerta, en cambio, hay que perforar pozos y cada uno pone en producción 300 millones, 400 millones... Se necesita mucho esfuerzo y con un ramp-up gradual. Acá, hay un despegue muy importante.
¿Qué tan importante es dentro del portafolio de Total en el país?
Fénix es importante para el país y para nosotros porque forma parte del desarrollo de un complejo productivo frente a las costas de Tierra del Fuego en el que ya tenemos cinco plataformas instaladas. Pusimos en producción las dos primeras, de petróleo, en 1989. Las otras tres -Carina, Aries y Vega-Pléyade- son gasíferas. Pusimos en producción la última (Vega-Pléyade) en febrero de 2016. Fénix requerirá una plataforma un poco más al sur de Carina y cerca de Vega-Pléyade. Vamos a producir con plataforma nueva pero conectada con la línea de producción de Vega-Pléyade. Son 35 kilómetros de línea submarina que unirá la plataforma de Fénix con Vega-Pléyade. Eso nos permitirá incorporar los 10 millones de m3 por día, que es un volumen muy grande para el país.
En la industria energética, se oye hablar de dos atributos de Fénix: la calidad (y cantidad) del recurso y una infraestructura ya existente, que lo hace competitivo.
En Total, empezamos a explorar el Mar Argentino en 1978. Hicimos un montón de descubrimientos: 45 pozos, con una tasa de éxito muy importante. Definimos en ese momento un desarrollo secuencial de todos los descubrimientos y Fénix se incorpora dentro de ese complejo. Cuando uno se pone a hacer economics, es muy difícil que el proyecto, solo, dé positivo. Lo que logramos es que, al utilizar instalaciones existentes, nuestro proyecto es poner la plataforma, conectar la línea y hacer unos trabajos menores para incorporar la producción. Por eso, estamos haciendo sinergias con la línea de conexión de Vega-Pléyade con las instalaciones on shore. El Gasoducto San Martín tiene capacidad de transporte. Eso permite lograr economía de todo lo que tenemos desarrollado, invertido y produciendo.
¿Sería viable el proyecto sin esas sinergias?
Si Fénix tuviese que ser lanzado stand-alone, es muy poco probable que pudiese hacerse. Lo que ya tenemos optimiza las economías en forma importante y permite hacer un desarrollo así en un país como la Argentina, donde los precios del gas son muy competitivos, de los más bajos que hay a nivel mundial. Vengo de Asia-Pacífico. Tenía a mi cargo toda la zona de Total allá. Vi países con mucha intervención y control de precios, como Indonesia, con el gas a u$s 6 por millón de BTU. En China, el tight-gas vale u$s 5. La Argentina está muy lejos de eso.
¿El Plan Gas mejoró la ecuación del proyecto?
Nos permite tener una cierta estabilidad. La visión de que el precio se mantendrá por cuatro u ocho años, porque para el off shore el Plan Gas se extiende cuatro años más, con precios en torno a los u$s 3,50 por millón de BTU. Pero, para hacer un desarrollo de este tipo, el componente internacional es muy importante. Los precios internacionales, en dólares, en un momento de la industria en el que hay tirantez respecto de los servicios y con una inflación a nivel internacional que no se conocía en el pasado, hace muy complicado lanzar este tipo de desarrollos. Pero hemos logrado tener un proyecto competitivo, con todos estos ingredientes. Hubo mucho trabajo hecho con la gente de la Provincia de Tierra del Fuego y del Gobierno Nacional. Hubo un diálogo muy franco y abierto. Hemos podido alinear los planetas para desarrollar esto.
Definamos "esto"...
Son más de u$s 700 millones, con una plataforma de 120 metros de altitud y profundidad de mar de 70 metros, que ya se empezó a hacer en Ravenna, Italia. El contratista es Rosetti. Me mandaron fotos: ya se está empezando a cortar el acero para construir los tubulares de la plataforma. Se traerán con barcos y grúas gigantescas de Heerema: llegarán al Mar Argentino, la levantan de la barcaza y la instalan en el subsuelo. Instalan el deck encima y se conecta el caño de 35 kilómetros entre la plataforma y el caño de evacuación de producción de Vega Pléyade. De eso se encargará la italiana Saipem. Los contratos ya están firmados. También con los proveedores de tubulares de 24 pulgadas, CPW. Como esos tubos no se pueden hacer en la Argentina, se producen en Grecia. La línea de 4 pulgadas la proveerá Tenaris. El proyecto está en marcha.
¿Cuándo entrará en producción?
La idea es ponerlo en producción lo antes posible. Dijimos que a inicios de 2025. Estamos trabajando para que, tal vez, sea fines de 2024. Una vez que se terminan los trabajos, es inmediato: 10 millones de m3 que fluirán en el San Martín a la semana siguiente del start-up. Perforaremos tres pozos para poner en producción. Con eso, llegamos a los 10 millones sin problemas. Veremos cómo se comporta el reservorio. Si es más, sería bueno. Que dé menos es difícil.
Se empezó a hablar de la puesta en marcha de Fénix hace cuatro años. ¿Por qué la postergación?
Todos nuestros proyectos son secuenciales. Cuando empezamos con Vega-Pléyade, comenzamos a pensar en Fénix. Era lo que seguía para mantener el plató de producción. Empezamos a trabajar y tuvimos momentos muy complicados. El inicio de 2020 fue muy complejo a nivel mundial. En febrero, cuando estaba en Singapur, tuvimos que rehacer todos nuestros presupuestos con un precio de u$s 2 el millón de BTU y el barril de crudo a u$s 10. A nivel mundial, todos tuvimos un shock muy importante. Mucha incertidumbre acerca de cómo continuaba esto y cómo podíamos prever el futuro.
Y Fénix cayó en eso.
A u$s 2 por millón de BTU, un proyecto como Fénix no se puede desarrollar. Tuvimos que parar la pelota y pensar. Nos permitió revisar, hacer una reingeniería del proyecto. En el original, que estaba casi para lanzarse, la plataforma de Fénix iba directamente conectada al on shore con 65 kilómetros de línea submarina. Tratamos de ver cómo podíamos reducir costos y optimizar con lo que ya teníamos produciendo y desarrollado en nuestro consorcio. Finalmente, pudimos reducir el capex un 20%. Definimos que la conexión fuese a Vega-Pléyade. Todo eso lleva tiempo.
¿Qué hizo que se reactivara ahora?
Por un lado, cambiamos el concepto del desarrollo. El precio, también, se recuperó. El Plan Gas nos ayudó a tener un precio con el cual podíamos trabajar y hacer economics. Pero todo eso no era suficiente. Tuvimos que discutir la reinstauración del cuadro fiscal que siempre tuvimos en Tierra del Fuego. Presentamos proyectos para que entren en el régimen y cada uno tenía que ser validado por las autoridades. Logramos tener un proyecto que, técnicamente, era sólido. Con el expertise que tenemos en el Mar Argentino, sabemos cómo hacerlo. Desde esa perspectiva, el proceso es muy seguro. Había que encontrar soluciones para lo otro. Las encontramos. Estamos todos felices.
¿Se refiere a la firma del acuerdo en agosto, para que se reinstaure el régimen de Promoción de Tierra del Fuego para la actividad petrolera?
Sí. En la Oil & Gas de Neuquén, pudimos firmar el acta acuerdo con el Gobierno. Todos -(Gustavo) Melella, (Sergio) Massa, (Darío) Martínez- fueron muy proactivos. En 44 años, pasamos todas las épocas. La Argentina siempre muestra que uno puede encontrar soluciones. Lleva un poco más de tiempo que lo que uno quiere. No es fácil que alguien tome la decisión de traer más de u$s 700 millones en este momento a la Argentina. Pero ahí estamos.
¿Serán sólo u$s 700 millones? ¿O la inversión se podría ampliar?
Hoy, existe inflación a nivel internacional. Estamos sujetos a los vaivenes del mercado global. Hablamos de un presupuesto de u$s 700 millones. Ahí es donde estamos. Pero la realidad muestra que hay una evolución en el tema de costos.
En abril, el gobierno tomó otra decisión: extendió 10 años la concesión de los bloques off shore que comparten con PAE y Wintershall DEA. ¿Fue la primera señal para destrabar el proyecto?
Para la decisión de Fénix, la extensión de la Cuenca Marina Austral 1 (CM-1) fue importante. Nos otorgaron la concesión hasta 2041. Terminaba en 2031 y, si arrancábamos en 2025, no tenía mucho sentido hacerlo. Ese era otro de los condimentos que necesitábamos resolver. Con eso se empezaron a alinear los planetas. Pudimos, finalmente, avanzar.
Pocos días antes de eso, fue la AOG de La Rural. Muchas voces de la industria hablaban de gasoductos nuevos y plantas de GNL y usted advertía que había que pasar varias etapas antes de pensar en "cosas faraónicas". Meses después, con sus idas y vueltas, el Gasoducto Néstor Kirchner ya está en marcha e YPF firmó su memorándum de entendimiento con Petronas para analizar oportunidades en GNL. ¿Cambió la perspectiva?
Mi opinión sigue siendo la misma. En la Argentina, tenemos una demanda que, en los picos de invierno, llega a los 180 millones de m3 por día. Y una producción de 140 millones. La prioridad tiene que ser lograr el abastecimiento de la demanda. Ese pico de invierno hace que se tenga capacidad ociosa durante el verano. Tenemos que ser inteligentes para utilizar esos valles del verano para almacenar. Hay que encontrar soluciones de almacenamiento (nosotros estamos trabajando en ese sentido). O lo más lógico: exportar más volúmenes a países con los que ya estamos conectados. Podemos monetizar rápido lo que ya está en producción.
¿Por ejemplo?
Chile tiene alta demanda. Methanex, en el sur, está dispuesto a consumir. Si podemos darle 2 millones o 3 millones de m3, los va a tomar. El centro chileno podría comprar 11 millones a 15 millones de m3 diarios de gas si tiene suministro constante. Hoy, importa GNL. Lo mismo el norte de Chile. Norandino y Atacama son dos gasoductos que existen; los tenemos. Habría que hacer inversiones marginales, de cientos de millones de dólares, y no de u$s 3000 millones o u$s 4000 millones en un nuevo caño. También con algunos trabajos se puede revertir el gasoducto de TGN y abastecer a Bolivia y a Brasil.
¿Es tan concreta la posibilidad de exportarle gas a Bolivia?
Bolivia hoy hace 40 millones de m3 diarios. El promedio de 2022 es de 42 millones y, para 2023, será de 37 millones, 38 millones. Está declinando y lo seguirá haciendo: no hay campos nuevos. El gasoducto de Bolivia a Brasil tiene 30 millones de m3 de capacidad. Hoy, le está exportando 15 millones. Es un sistema de transporte que ya tenemos disponible. Algunos trabajos marginales podrían ayudar a poner en producción muchas más reservas de Vaca Muerta.
¿Y el GNL?
El potencial para producir LNG existe. Nadie lo cuestiona. El potencial de Vaca Muerta es gigante. No hay nada más que probar. Mis amigos de Petronas, que estaban al lado mío en Singapur, son gente muy seria. Actores a nivel mundial. Nosotros, Total, somos el segundo productor mundial de LNG. Lo que quiero es ponerle un poco de seriedad al tema. Un proyecto de LNG está muy bien para la Argentina. Es algo muy importante; tenemos los recursos. Pero esto no es para mañana. Lleva años de desarrollo, de estudio para tomar decisiones y poner en producción. Las complejidades son mayores a comparar pozos y conectarlos. No es eso.
¿Qué es?
Requiere tener masa crítica. Lo que están viendo Petronas e YPF es un proyecto muy grande, con distintas fases. Hay que pensar en este tipo de proyectos. Pero tienen un planning que requiere varios años. No lo verán esta administración ni la próxima. Requiere instalaciones dedicadas. El Gasoducto Néstor Kirchner es para la demanda local y punto. Para LNG, se necesita algo dedicado; otro gasoducto como el Néstor Kirchner. Y una producción dedicada: el proyecto de Petronas e YPF es de más de 100 millones de m3; sería más que duplicar la producción actual. La magnitud de un proyecto de estas características son muchos miles de millones de dólares de inversiones.
¿Es más idea que proyecto?
Vino el board de Petronas. Para que venga desde allá, que son 28 horas netas de avión, en jet privado, con dos escalas y 11 horas de diferencia horaria... Es un esfuerzo gigantesco. Esta gente no se moviliza sólo por un anuncio. Es un trabajo serio. Pero todavía hay que hacerlo. Lo firmado es un joint-study para ver cuál sería la mejor forma. Esto llevará tiempo. No es que se decidirá de acá a fin de año. Habrá un tiempo de maduración y, después, se deberá construir mucho. Lleva su tiempo. No podemos esperar una planta de GNL para potenciar Vaca Muerta.
¿Cuál es la opción?
Lo que refería antes. Tenemos la demanda en el país y estamos importando. Hay conexiones con Chile, con Brasil: usémoslas y desarrollemos Vaca Muerta. Exportemos a nuestros vecinos. Podríamos exportarles 30 millones, 40 millones de m3. Rápidamente. De vuelta: para mí, hay que poner la secuencia en cómo podemos monetizar Vaca Muerta. No es una opción o la otra. Es todas. Pero hay que poner un cronograma en cada una de ellas.
Ahí sí entra el GNL.
Los recursos están, gracias a Dios. Pero necesitamos hacer un trabajo muy grande, que tomará su tiempo, para entre todos ver cómo un proyecto de estos se puede llevar a la práctica. Tampoco hay que pensar que será mañana. Ni se podrá poner en producción para vender a u$s 30 o u$s 40 por millón de BTU. A tres, cuatro años, el precio ya no será el de hoy. El proyecto tiene que ser económico, resistente muchos años, a un precio que no es el actual, sino el pre-guerra en Ucrania.
No es la opción por la que usted estaría a favor.
Estoy a favor de aprovechar los recursos existentes. Hay un potencial enorme. Tenemos que monetizarlos. En el calendario de cómo se puede hacer rápido, veo abastecer el mercado prioritario y exportaciones regionales con la infraestructura existente. Y todo esto, el LNG, en paralelo: evaluar proyectos que entrarán en producción en cinco, seis, siete años.
En términos de recursos y oportunidades, está el off shore. Sobre todo, después de los descubrimientos este año que hubo en África.
Shell y nosotros tuvimos descubrimientos muy grandes. El nuestro, en Namibia, es el mayor (N.d.R.: un potencial de 3000 millones de barriles, contra 1000 millones de la angloholandesa). Lo que dicen los geocientistas es que hace miles y miles de millones de años, todo estaba junto y que, al dividirse la Costa Oeste africana, sus hidrocarburos podrían replicarse en la Cosa Este de América del Sur. Eso es lo que tenemos que probar. Estamos todos muy a la expectativa de que YPF y Equinor puedan explorar sus pozos. Ellos llevan la delantera y esa será información muy útil para ver cómo seguimos en esa película. La verdad es que, hasta que no perforás un pozo, no sabés nada.
Se habla de otra Vaca Muerta.
Todo lleva tiempo de maduración. Hablan de miles y miles de millones de dólares de riqueza. La exploración no es riqueza hasta que se prueba. Veremos que haya un descubrimiento. La posibilidad existe. El pozo que van a perforar será muy importante.
Habla del proyecto a la altura de Mar del Plata. Todavía hay mucha resistencia política para que eso ocurra y los plazos se están dilatando.
Estamos todos demorados en el off shore argentino. Creo que ahora, con las cautelares que hubo, debería liberarse. Estamos esperando la última opinión de la Corte. Nosotros estamos produciendo off shore en Tierra del Fuego desde 1989. ¿Cuándo hubo el mínimo problema ambiental en nuestras operaciones? Estamos a 60, 70 kilómetros de la costa. Lo de Mar del Plata es off shore profundo: a 300, 400 kilómetros. Hay mucho de ficción en todo esto. Hay que ser muy cauto cuando uno emite opiniones. El mundo está produciendo off shore. Puede haber accidentes. Pero está todo preparado para que eso no suceda. En la Argentina, como carta de presentación, está nuestra historia en Tierra del Fuego. Las autoridades de la Provincia, que nos controlan y nos auditan, pueden dar testimonio. Se puede producir hidrocarburos en el mar sin consecuencias.
¿Qué más está mirando Total en off shore?
Tenemos tres bloques de exploración costa afuera en la Cuenca Argentina Norte (CAN), en el área frente a la provincia de Buenos Aires. Y también uno en la Cuenca Malvinas, más al este de las concesiones que tenemos en Tierra del Fuego. Ahí tenemos un bloque grande, que este año también recibió la extensión para exploración. Tenemos la intención de tirar sísmica y ver si es positiva. Eso podría ampliar el horizonte de desarrollos de la zona. Es más profundo, algo totalmente distinto. Nuestro primer paso será hacer sísmica en el bloque Malvinas.
¿Cómo ve las medidas recientes que tomó el Gobierno para el sector?
Todas las medidas, los anuncios, lo que está haciendo el Gobierno va en la buena dirección. Sin lugar a dudas. Toda la seguridad que pudimos conseguir para Fénix con los gobiernos provincial y nacional nos da la confianza para venir e invertir estos más de u$s 700 millones. El punto, que es el principal para empresas como la nuestra, para cualquier inversión internacional, es que se necesita un flujo de fondos sin restricciones para poder traer y sacar dólares.
¿Por qué?
Porque nuestro modelo de negocios es internacional. Los dólares que traigo a la Argentina no son para que se queden a perpetuidad acá. Traigo dinero de inversores internacionales, de las maestras de Francia o de los plomeros de los Estados Unidos. Esa gente invierte en una compañía y nos da el dinero porque necesitan un rendimiento. Cuando lo quieran de vuelta, hay que dárselo. Lo más importante es buscar una solución a eso.
El mes pasado, el Gobierno reglamentó el decreto que facilita esto para la industria petrolera.
El decreto 277 es una solución parcial. Permite que el 30% de la producción incremental tenga acceso a los dólares. Necesitamos una solución más grande. Es difícil interesar a alguien para que traiga dólares frescos a la Argentina, si no tiene la seguridad de que, cuando empiecen a generar retorno de esa inversión, los podrá sacar. Es un punto crucial. Las autoridades conocen el problema. Trabajan. Están muy conscientes de la situación. Habrá que buscar una solución. Soy optimista de que la habrá.
Es decir, no es algo que haya quedado resuelto con el decreto.
El decreto es parcial. Pero nos da un poco de oxígeno. El Ministro y el Presidente están trabajando. Se requiere un flujo de inversión muy grande. Sin esta posibilidad de que los dólares puedan circular ida y vuelta será muy difícil. Un sector como el nuestro requiere miles de millones de dólares por año. Vaca Muerta exige que se traigan más equipos de perforación, de fracturación. Es difícil que las compañías de servicios los traigan si no pueden enviar dinero a sus casas matrices. Es el principal problema que tienen los inversores internacionales.
Es algo necesario. No se puede desarrollar Vaca Muerta sin inversores internacionales. Las empresas de servicios son internacionales. Hay que importar muchos insumos, equipos de perforación... Se necesitan más equipos. Hay que importarlos; no se fabrican en la Argentina. Todo eso requiere la libertad para acceder a dólares y poder pagar, y hoy la macro tiene esa tirantez. Todos sabemos dónde estamos con el tema reservas, importaciones, exportaciones y la situación crítica en cuanto a la disponibilidad de dólares. Pero es el tema principal para nosotros. Y lo repetido, que escuchás en cualquier charla con inversores internacionales y es de difícil solución.