Sean Rooney, de Shell: “Las condiciones de la Argentina deben ser competitivas para atraer inversiones extranjeras”

El presidente de Shell Argentina acaba de inaugurar una planta de procesamiento de petróleo y gas que le permitirá a la compañía triplicar la producción

Sean Rooney es el presidente de Shell Argentina desde fines de 2018. Llegó al país luego de que la compañía angloholandesa se desprendiera del negocio de la refinación de combustibles y de las estaciones de servicio (fue comprado por la empresa Raízen, de la cual Shell tiene una participación accionaria, y mantuvo la marca). Desde entonces, Shell se enfoca en la Argentina en el desarrollo de la producción de petróleo.

La compañía opera en Vaca Muerta en los bloques de Sierras Blancas, Cruz de Lorena, Coirón Amargo Sur Oeste y Bajada de Añelo, y mantiene un porcentaje de participación en el bloque Bandurria Sur, operado por YPF, y en Rincón La Ceniza y La Escalonada, operados por Total.

Comenzó el año produciendo 15.000 barriles diarios y lo terminará con más de 30.000 gracias a la nueva planta de procesamiento de petróleo y gas que inauguraron esta semana. El año próximo, el objetivo es ampliar la producción a 42.000 barriles.

En una entrevista con LA NACION, el ejecutivo estadounidense, nacido en el estado de Montana, indicó que las próximas inversiones de la compañía dependerán en gran parte de las condiciones que imponga la nueva ley de hidrocarburos que está trabajando el Gobierno.

En particular, señaló la importancia de que los precios de los combustibles en la Argentina sean libres y del acceso al mercado de cambios.

Además, indicó que es necesario ampliar el desarrollo de Vaca Muerta para que haya más empresas, más competencia y se puedan bajar los costos, de forma tal de conseguir más presupuesto para invertir en el país.

—Llegó en 2018 a poner en marcha este proceso en Vaca Muerta que se había diseñado sin proyectar que habría una pandemia de por medio. ¿Cómo les impactó?

—Llegué a fin de 2018 y tuve la responsabilidad de sacar las aprobaciones para llevar los tres bloques, Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste, a desarrollo masivo. Nunca podía anticipar lo que iba a suceder. Estoy súper orgulloso del equipo de trabajo que siguió adelante en este contexto. La terminación de la planta de procesamiento llegó con un poco de demora, pero no tanto, apenas cuatro meses. Es un gusto ponerla en funcionamiento, es como un hijo, algo que vi nacer cuando llegué.

—Shell vendió las operaciones de downstream [combustibles] y se enfocó en la producción de petróleo en la Argentina. ¿En gas tienen alguna idea de expandirse también o, al ser un mercado más regulado, es más complicado?

—Cuando nos separamos del downstream, en 2018, y comenzamos a desarrollar el upstream, tenía que armar un equipo, porque no teníamos a casi nadie y creció mucho la cantidad de profesionales que contratamos. Empezamos con el desarrollo de petróleo porque los bloques que tenemos están en la ventana de petróleo. Shell es una compañía grande en gas, somos líderes internacionales, y Vaca Muerta tiene más gas que petróleo. Nuestro próximo bloque a desarrollar es Bajada de Añelo, que tiene 50% de gas, así que estaremos entrando un poco más en ese mercado. Pero gas es más complicado para operar porque no hay tantas facilidades para exportar. Sí hay gasoductos, pero el mercado doméstico está regulado y siempre es difícil trasladar los costos de desarrollo a los precios de los consumidores. Plan Gas.Ar pienso que es un programa que tendrá éxito y aumentará el suministro de gas, pero es una intervención. Es una intervención buena, que funciona, pero al fin del día, los mercados funcionan mejor sin intervención, basados en precios de mercado. En el futuro, esperamos hacer en gas un negocio de exportación, como ya estamos empezando a hacer con petróleo. Y también queremos exportar más petróleo medanito [el tipo de crudo que se extrae de Vaca Muerta].

—¿Cuánto de petróleo proyectan vender en el mercado interno y cuánto de exportación?

—Es difícil de pronosticar cuánto venderemos en el mercado doméstico y en los internacionales. Estimo que tendremos la posibilidad de exportar entre el 25 y 30%, pero es una proyección muy floja. Me gustaría que no haya diferencia entre vender petróleo al mercado doméstico y al internacional, porque los precios serían iguales y habría acceso a divisas. Pero ahora no es así, entonces las preferencias pasan por exportar. Pero primero hay que abastecer al mercado doméstico, que ya recuperó casi el 90% de demanda previo a la pandemia.

—¿Cuál es la diferencia de precio entre el mercado interno y el de exportación?

—Tuvimos bastante suerte con las exportaciones. El mercado internacional está conociendo mejor el medanito, y la diferencia con el Brent se achicó de las primeras exportaciones, cuando había 10 dólares de diferencia, a menos de un dólar. Estamos vendiendo exportaciones casi al nivel del Brent. Y para las ventas domésticas, hay que restar al Brent [que cotiza actualmente a US$74,3] las retenciones del 8%. Para el mercado doméstico, estamos negociando precios con las refinerías locales, pero no quiero hablar de las cifras, aunque son precios menores a los que estamos recibiendo por las exportaciones.

—¿Cuánto puede durar este desfasaje entre el precio que paga el mercado interno y el exterior?

—El mercado podría sobrevivir así durante mucho tiempo, siempre y cuando las negociaciones entre el productor y las refinerías sean libres. Las refinerías también pueden comprar del mercado internacional y el productor podría exportar su producto. Siempre es mejor vender al mercado local, porque es más cerca y hago una ventaja porque el costo logístico es menor. Siempre está esa ventaja, que se refleja como un beneficio en el precio. Este es un punto de interés en la ley nueva: si van a controlar precios y cómo. Nuestra preferencia es no controlar precios, que haya negociaciones libres de consumidores, productores y refinerías.

—¿Cuál es el breakeven [el precio que cubre los costos de operar] en Vaca Muerta?

—La experiencia que tuvimos aquí y en Estados Unidos para bajar los costos e incrementar la eficiencia ha sido impresionante. Ya estamos perforando pozos al 25% del costo de los pozos regionales. Estamos bajando los precios de breakeven y ya están llegando a casi los US$30 por barril. En Estados Unidos está en menos de US$30. La competitividad de las inversiones en la Argentina está basada en esta comparación: si invertimos aquí un dólar y sacamos un retorno menor que en Permian, nos hace más difícil obtener las aprobaciones para el presupuesto. Y como nuestro breakeven es más alto, nuestros costos son más altos, y se hace más difícil atraer las inversiones.

—¿Por qué los costos son más altos?

—En términos de eficiencia, en la Argentina ya estamos perforando y completando pozos igual de competitivos que Estados Unidos, pero los costos de perforación son más altos. El costo de desarrollo es mayor principalmente por la escala. Necesitamos duplicar la cantidad de equipos perforando, el set de fracturas, que haya más inversiones en toda la cuenca para que haya más compañías de servicios y más competencia para bajar los costos e igualar los de Estados Unidos.

—¿Cómo se puede operar en la Argentina, si no pueden repatriar las ganancias que obtuvieron?

—Es fundamental. Por eso hablo de la importancia de la ley y los detalles. No hemos visto el texto, así que no puedo comentar, pero para que el mercado sea competitivo, las condiciones deben ser competitivas. Dos aspectos importantes son el acceso a divisas y que se reflejen los precios internacionales, que están atados al valor del Brent. Estas dos condiciones son las que esperamos en la ley.

—¿De los detalles de la ley dependerá la inversión de Shell en la Argentina?

—Las condiciones competitivas son las necesarias. Nuestras inversiones están para el largo plazo. Tomamos la decisión de invertir en 2018 y seguimos a pesar de los cambios regulatorios, como el decreto 566 [de 2019, que congeló el precio del barril de petróleo]. Los cambios de coyuntura no son suficientes para iniciar las inversiones. Nosotros miramos en el largo plazo. Y para eso las condiciones de la Argentina deben ser competitivas para atraer inversiones extranjeras.

—En referencia al largo plazo, se habla mucho de que Vaca Muerta tiene una ventana corta. Si no se desarrolla ahora, quedará obsoleta por el reemplazo de otras fuentes de energía más limpias. ¿Coincide?

—Sí, hay una venta de oportunidad para la Argentina y para Vaca Muerta, que tiene mucho más gas que el mercado local puede absorber. Las alternativas de desarrollo de Vaca Muerta son: o uno moderado, con exportaciones puntuales y abasteciendo al mercado doméstico, que se podría mantener por décadas; o un desarrollo de su potencial, que sería aprovechando el gas como fuente de energía para exportarlo durante un plazo de tiempo mientras el mundo hace la transición energética a las energías renovables. El gas es la energía de transición más importante, porque sus emisiones son la mitad del carbono y de los líquidos. Los países no tienen energías renovables al nivel que tiene la Argentina, por ejemplo, y van a necesitar una fuente de gas. Ya hay una ventana, pero no sé de cuánto es. Se habla de 30 años y parece razonable. Si estamos mirando a los compromisos de las compañías de acortar sus emisiones, durante ese tiempo hay que desarrollar el gas para exportar al mundo antes que cambien a las energías renovables.

—¿Cuáles son los próximos proyectos de la compañía en el país?

—El próximo proyecto sería operar en Bajada de Añelo y queremos empezar a construir el año que viene otra planta de procesamiento de 2000 metros cúbicos por día y 12 pozos más para empezar un desarrollo en ese bloque. En Sierras Blancas queremos construir otra planta igual a la actual para expandir el procesamiento de petróleo hasta 70.000 barriles por día. Ambas son decisiones pendientes, que dependen del desempeño del activo, condiciones de la economía, la ley de hidrocarburos y condiciones fiscales de la Argentina.

Fuente: La Nación