Entrevista con Juan José Aranguren, presidente de Shell Argentina
En el marco de los 100 años de la empresa en el país, el presidente de Shell analizó en profundidad la agenda energética con su habitual tono crítico. Cree que la nueva ley petrolera favorece el statu quo y dificulta la llegada de jugadores más eficientes, ve un futuro muy promisorio en Vaca Muerta y confirma que la empresa decidirá en dos años si apuesta fuerte a la producción de petróleo en el país. Su futuro, la política.
La sala de reuniones del quinto piso del edificio estilo art-decó ubicado sobre Diagonal Norte, a cuatro cuadras de la Plaza de Mayo, donde Shell tiene su casa central en la Argentina, está decorada con placas conmemorativas de los 100 años de lapetrolera anglo-holandesa en el país. El aniversario se cumplió el 10 de septiembre pasado. Las láminas fueron enviadas por clientes de la compañía europea en el país y van desde estacioneros de la provincia de Buenos Aires hasta agricultores que compran gasoil para sus tractores y cosechadoras.
Cualquiera que no lo conoce creería que el entusiasmo de Juan José Aranguren, presidente de Shell Argentina, para abordar todos los temas relacionados con el sector energético se explica por ese espíritu festivo. No parece ser el caso. Si algo caracteriza al ejecutivo, que al igual que el kirchnerismo a nivel nacional llegó a la presidencia de la petrolera en 2003, es su predisposición al diálogo. Incluso en momentos de enfrentamiento con el Gobierno, un escenario frecuente en los últimos años.
Basta recordar el boicot contra Shell lanzado por el ex presidente Néstor Kirchner en 2005, las más de 50 denuncias penales presentadas contra la petrolera europea por el ex secretario de Comercio Interior, Guillermo Moreno, y, más cerca en el tiempo, la imputación en su contra formulada en enero de este año por el ministro de Economía, Axel Kicillof, que lo acusó de promover una corrida contra el dólar, para saber que el vínculo de Aranguren con la Casa Rosada estuvo lejos de ser armonioso. Todo lo contrario: su relación con el Ejecutivo quizás sea recordada como la más conflictiva que un ejecutivo haya trabado con el gobierno durante el kirchnerismo. Sin embargo, nada de eso detuvo los planes de la compañía en el país. Hoy es un jugador fundamental en la provisión de naftas y gasoil y avanza a paso firme en la exploración petrolera en la formación de recursos no convencionales Vaca Muerta.
En una larga entrevista, Revista Petroquímica, Petróleo, Gas, Química & Energía habló con el presidente de Shell sobre la agenda energética.
¿Qué piensa del proyecto de ley de Hidrocarburos que impulsa el Gobierno?, preguntamos a Aranguren.
Primero quisiera aclarar que el gerente de Relaciones Institucionales de YPF sostuvo (en una publicación en un diario nacional) que esta ley le da rango de ley a los Decretos promocionales 929 y 927/2013. Y que de esa manera se les otorga seguridad legal a esos esquemas de promoción. Sin embargo, el proyecto de ley instruye al Poder Ejecutivo a cambiar ciertos parámetros de esos decretos, haciéndolos más beneficiosos para el sector, por medio de una baja del nivel mínimo de inversión a u$s 250 millones y de una reducción de 5 a 3 años del plazo para obtener esos incentivos, a fin de llegar al 20% o el 60% de lo exportado sin retenciones y con la posibilidad de enviar ese dinero fuera del país. Por otro lado, el Decreto 927 ya tenía carácter de Ley por el mismo Código Aduanero, que establece que está en la cabeza del Ejecutivo poder poner esquemas promocionales de desgravación impositiva y reducción de derechos de importación. O sea que, en realidad, esta Ley va en la línea contraria a lo que dijo el directivo de YPF.
El Decreto 929 es un decreto reglamentario. Ni siquiera es un DNU…
Bueno, si empezamos por ahí, el Decreto 1277/2012, que es el que reglamentó la Ley 26.741 (que sirvió para reestatizar YPF), se propone alcanzar el autoabastecimiento y tampoco es un Decreto de Necesidad y Urgencia, y aun así cambió cinco leyes. Por lo que claramente es un decreto inconstitucional. Está en contra del artículo 31 de la Constitución. Y a pesar de eso, el proyecto de ley convalida ciertos organismos que generó el decreto, como la comisión tripartita (de Planificación de Inversiones Hidrocarburíferas).
Algunos sectores cuestionaron la redacción y la técnica legislativa del documento…
Creo que eso ocurre cuando las cosas se hacen demasiado de apuro. En el sector energético tendríamos que estar pensando en un plan a largo plazo, no en resolver las urgencias de hoy. Por supuesto que reemplazar la importación de combustibles es algo necesario para el país. Pero ¿después qué? Es decir, ¿cuál es el nivel de participación que queremos darles a los hidrocarburos fósiles dentro de la matriz energética?
¿Es necesario que se sumen nuevos actores al upstream?
Siempre puede haber más. Creo que lo que se necesita es un marco de previsibilidad y que no se materializa solamente en una Ley de Hidrocarburos, sino que está vinculado con la situación macroeconómica del país. Para eso, se precisa tener certeza de que cuando uno va a ingresar dólares, después podrá sacarlos cuando tenga el rédito correspondiente; que si una empresa solicita dólares al Banco Central con los pesos que generó en el mercado interno, obtendrá las divisas para pagar la importación de un equipo o el alquiler de tecnología.
Ahora, también es cierto que cuando uno tiene más competitividad, se optimizan los procesos. Normalmente, una empresa necesita una masa crítica a los efectos de poder llegar a un nivel de costos medianamente razonable. Pero cuando se exagera esa presencia en un determinado mercado con el razonamiento de que “cuanta más masa crítica o mayor volumen, más puedo bajar mis costos”, también se empieza a aumentar el riesgo, y surgen problemas ligados a si la compañía tiene posición dominante o no. Creo que la cantidad de recursos que potencialmente se pueden transformar en reservas en la cuenca Neuquina o en el país amerita que haya más empresas en la Argentina, y la experiencia comparada en otros países, especialmente en Norteamérica, es que se necesitan más jugadores por multiplicidad de razones. En especial, porque se debe cubrir lo más rápido posible la superficie a explorar. Si todo lo hacemos a partir de una empresa (en alusión a YPF), ese operador va a tener prioridades y no va a haber competencia.
Algunas voces en la industria señalan que esta ley favorece a los actores que ya están, pero no incentiva el ingreso de nuevos inversores…
Esta ley garantiza el statu quo porque, si bien establece que los permisos nuevos van a ser ofrecidos en una licitación transparente abierta, fija que las concesiones actuales pueden obtener una prórroga ilimitada. La norma aclara que las empresas deben presentar un plan de inversión que aprobará la provincia y enfatiza que los concesionarios tendrán que haber sido eficientes en la administración del recurso. Cabría preguntarse que, a lo mejor, existen empresas que puedan ser más eficientes que las que ya están hoy, o que puede haber compañías que a lo mejor valoren pagar una regalía mayor porque consideran que, siendo más eficientes, pueden darle un mejor rédito al recurso que está extrayendo.
Empresas que tengan otra tecnología, otro know-how…
Entonces, ¿por qué evitamos la oportunidad de tener a alguien más eficiente? Insisto, quiero aclarar algo: esto no es una cuestión de que Shell se queje porque, como no apostó antes, ahora se queda afuera. No, ojalá podamos desarrollar lo que tenemos hoy, pero creo que igual el país necesita muchos más jugadores. Acá trazo un esquema comparativo con el sector downstream, donde en los últimos 10 años hay menos competencia. La posición dominante o el tamaño del que era el primero en 2003 (YPF) se ha exacerbado, tanto que hoy casi el 60% del mercado de los combustibles está en cabeza de una sola compañía. Eso es porque esa firma vendió durante mucho tiempo a precios más bajos o porque otras quisieron vender durante mucho tiempo a precios más altos. La realidad concreta de una acción u otra es que hoy el mercado es más concentrado, y creo que la concentración juega en contra porque aumenta el riesgo de aquel que tiene esa posición dominante.
¿Qué implicancias podría generar esta ley sobre las empresas que ya están en el upstream local de hidrocarburos?
Hay un dato para tener en cuenta: la mayoría de los actores que están en la cuenca Neuquina (la de mayor potencial en lo que se refiere a los yacimientos no convencionales) también tienen intereses en otros lugares del país. Hay empresas que se hallan en esa cuenca y cuentan con desarrollos off shore muy relevantes y que necesitan financiar su desarrollo en el mar. También hay jugadores en Neuquén que, a su vez, tienen que afrontar inversiones en el Golfo San Jorge. O sea que, si uno lo piensa desde la óptica del dueño de los recursos de la cuenca Neuquina, la pregunta sería cómo se puede atraer a nuevos inversores que se dirijan exclusivamente al desarrollo de los yacimientos no convencionales para que el proceso sea más rápido. Porque también hay que pensar que a medida que se van explorando los campos de shale oil a nivel mundial, el precio del crudo puede llegar a bajar. Hoy está ocurriendo eso. Obviamente tiene que ver con las fuerzas de oferta y demanda, pero en el marco de la recesión de algunos países importantes en el mundo, hoy el WTI está a u$s 85 y el Brent, a u$s 91. En la Argentina, estamos pagando hasta u$s 84 por el crudo Medanito de Neuquén. Está bien, con un dólar del que podemos discutir cuál es su valor real, pero estamos a un 5% de diferencia con el precio internacional, y eso es consecuencia del cambio de paradigma que introdujo particularmente en Estados Unidos, que hoy casi no importa el crudo liviano de Nigeria por la explotación no convencional de los recursos.
Con relación a Vaca Muerta, ¿cuán lejos están de encontrar un costo de equilibrio que les permita pensar en un desarrollo masivo?
Estamos justamente en la etapa de exploración, que servirá para contestar esa pregunta. Se deben evaluar cinco factores para definir una inversión. El primero es el elemento geológico, que está dado por la calidad del recurso de la roca, algo vital para poder fracturarla y saber cómo es la formación, conocer su permeabilidad y la porosidad para constatar si es la adecuada. En segundo lugar, se debe tener acceso a la tecnología para trabajar de manera eficiente. El tercer elemento es disponer del capital para hacerlo, tanto en el plano financiero como en el humano. Es decir, contar con dinero para solventar el proyecto y gente con conocimiento, tanto desde el punto de vista de evaluar y diseñar los pozos, como para después producir y perforarlos. El cuarto está dado por el precio de los hidrocarburos, que debe permitir una operación rentable con determinados costos. El último es el marco regulatorio.
De todos esos puntos necesarios, el recurso geológico está siendo evaluado y está respondiendo bien; la tecnología se conoce y la tenemos, aunque por delante debemos hacer frente al debate con los que piensan que la fractura hidráulica puede generar algún problema en el medio ambiente. Tenemos que dar respuestas a esas dudas. En cuanto al capital humano y financiero, en el mundo existe. Hay que hablar de productividad para lograr que sea adecuado para la explotación.
En materia de precios, el Gobierno parece haberse dado cuenta de que durante mucho tiempo hemos mantenido precios aislados del mundo, lo que contrajo un boom de la demanda que hizo que las naftas estuvieran vendiéndose a una tasa de crecimiento del 8% anual durante seis o siete años. Como consecuencia, hubo mucha demanda y poca oferta, o la oferta fue cayendo, por lo que se llegó a un momento en el que para satisfacer el consumo hubo que comenzar a importar combustibles a precios internacionales. Ahora nos dimos cuenta de que es necesario revertir la ecuación de precios. En ese marco surgió el Plan Gas, que subsidia la producción adicional del fluido con un precio de u$s 7,50 por millón de BTU, porque es preferible subsidiar a ese valor que pagar los u$s 10 ó 15 que cuesta traer el gas desde Bolivia y por barco en formato de GNL.
El último elemento consiste en mejorar el marco regulatorio, el tema del que empezamos hablando en esta entrevista, que en la coyuntura actual está dado por la sanción de la ley.
Con relación al rendimiento de los pozos que perforaron en Vaca Muerta, están respondiendo medianamente bien.
No están respondiendo medianamente bien. Están respondiendo bien, con calidad, están demostrando que el rendimiento de la roca Vaca Muerta se iguala o mejora al de otras rocas shale que se están explotando en Estados Unidos.
¿Petróleo por política?
Juan José Aranguren ingresó a Shell hace más de 20 años. Es presidente de la filial de la petrolera en la Argentina desde hace 11 años y ya tomó la decisión de dejar la presidencia en el futuro inmediato. Su salida se explica por razones personales –hace tres meses nació Luca, su primer nieto, y quiere dedicarle más tiempo a su familia– y por la búsqueda de nuevos desafíos profesionales. De hecho, está cursando la Maestría en Energía de la UBA. Sin embargo, a sus íntimos ya les confesó que intentará construir un camino en la política.
Hijo de un maestro de escuela que a sus 92 años sigue enseñando, y formado como ingeniero público en la universidad pública, al igual que sus hijos, dice querer retribuir parte de lo que el país le dio. Aun así, no adelantará cuáles serán sus próximos pasos hasta que deje su cargo en Shell. “Tengo mi propia línea de pensamiento, pero no está bien que la exprese mientras sea el presidente de una empresa privada”, se excusa.
Así y todo, es un figura buscada desde la arena política. Su confrontación con el kirchnerismo en tiempos en los que los hombres de negocios optaban por el silencio le valió un capital público y un interesante perfil para sectores de la opinión pública.
Propuestas no le faltan. Ya tuvo reuniones con el macrismo, la UCR, el Frente Renovador y con Elisa Carrió, pero no se apresurará a tomar decisiones hasta que la suerte de esos espacios esté más clara.
¿Considera que en 2025 Vaca Muerta podría convertirse en una cuenca no convencional, con una producción de alrededor de 50.000 m³/día de petróleo?
Creo que es posible, pero va a depender de muchas cosas. Opto por tomar una posición optimista más por necesidad que por virtud, porque si lo miro a la inversa veo que si no logramos que eso suceda, el costo económico que tendrá que absorber nuestro país va a ser insostenible. Por eso, creo que con idas y vueltas, con apuros y con frenos, el desarrollo de Vaca Muerta es clave para que la Argentina tenga un desarrollo sostenible.
Algunos consultores cuestionan la producción de los pozos de Vaca Muerta que publica la Secretaría de Energía.
Eso responde a otros motivos. ¿Cuál es la única empresa que aumentó su producción de hidrocarburos? Esto es así porque esa empresa tiene otros condicionamientos. A YPF no se le va a ocurrir pensar qué pasa si mañana eliminan el Decreto 929 (de promoción a la inversión), porque el 51% de su paquete accionario pertenece al Estado. A lo sumo el 49% restante que está en manos de privados puede estar preocupado. Pongo un ejemplo: nosotros (por Shell) no estamos dentro del esquema de la Resolución 1/2013 de la Comisión de Planificación
de Inversiones Hidrocarburíferas que creó el Plan Gas, pero el que analiza los resultados trimestrales de YPF sabe que una parte importante de los resultados de la compañía proviene de la remuneración adicional que recibe bajo la órbita de ese programa. Pero no sé si otras compañías reciben los beneficios de ese esquema promocional en el mismo tiempo y forma que lo obtiene YPF.
Los recursos económicos que destina el Estado al Plan Gas no son del todo públicos, porque están desactualizados.
Ése es el riesgo de utilizar un esquema de subsidios. Hemos visto la aprobación de la Ley de Abastecimiento, que se realizó junto con tres leyes. Podemos decir que la Ley de Abastecimiento es arcaica, que en realidad esconde un montón de otros elementos. Es más, si les creo a los periodistas que hablan de las infidencias de la reunión que tuvo el titular de Economía (Axel Kicillof) con los empresarios del G-6, el ministro les dijo: “No se preocupen porque es una ley que vamos a aprobar, o la vamos a modificar por reglamento”. Entonces me puedo preguntar: “¿Para qué se aprueba una norma si después no la van a utilizar?”. Uno podría pensar que se usa para asustar. Ahora, en forma conjunta con esa ley, que es la 26.991, se aprobó la 26.992, que prevé la creación de un Observatorio de Precios, y la 26.993, que instaura un fuero especial para resolver las relaciones de consumo. Esta última ley tuvo una aprobación mayoritaria en Diputados, con 205 votos a favor, y hasta 52 votos en el Senado. Sin embargo, el artículo 65 de esa ley sustituye seis artículos (del 17 al 22) de la Ley 25.156 (de Defensa de la Competencia). ¿Qué dicen esos artículos? Que la autoridad de aplicación de la Ley, sancionada en 1999, es el Tribunal Nacional de Defensa de la Competencia, un organismo que nunca se constituyó, pero que la nueva ley sustituye y establece que “la autoridad de aplicación para la Defensa de la Competencia será definida por el Poder Ejecutivo Nacional”. Creo, en definitiva, que con el resultado de este campo es menos democracia, porque un tribunal formado por siete miembros, como decía la ley original, que se tenían que designar por oposición de antecedentes, con un concurso, con gente de conocimiento y por seis años de duración en su cargo de forma tal que no coincidiera con los plazos de la administración, da garantías a una persona que denuncie un abuso de posición dominante o un tema de competencia. Por el contrario, vuelvo a decir, en lugar de estar ampliando la competencia, se concentra la decisión, o en una comisión de inversiones, como en el caso del Decreto 1277/2012, o en una autoridad que aún no sabemos quién va a ser…
A priori, parece una modificación que favorece un manejo discrecional…
Discrecional y con un serio riesgo de conflicto de intereses. Remarco “conflicto de intereses”, porque el Decreto 1277 define una Comisión formada por tres secretarios, de los cuales, en un momento determinado, el que era presidente de la Comisión (por Kicillof) también se desempeñaba como director titular por parte de Estado en YPF, en contra del artículo 13 de la 25.188 de Ética Pública.
Esa situación empeoró en la actualidad, porque dos miembros de la Comisión (por Emanuel Álvarez Agis y Agusto Costa, secretarios de Política Económica y Comercio Interior, respectivamente) y una tercera (por Mariana Matranga, secretaria de Energía), algunos dicen que también están reportando al ministro de Economía. Y no es un problema con la persona, es un problema con la decisión de que alguien pueda ser juez y parte de un mismo proceso. Y además de inseguridad, por cualquier decisión que tome esa comisión. Es una situación irregular, ilegítima, que puede ser recurrible en cualquier momento en la justicia.
Con respecto a Vaca Muerta, ¿están conformes con las últimas participaciones que adquirieron? ¿O podrían sumar algún proyecto más?
Eso va a depender de cómo termine el proceso exploratorio que estamos llevando adelante, que servirá para constatar si aquello que nos hizo entrar a las áreas y que nos motivó a pagar el ingreso a dos bloques (firmaron un joint venture con Total por el 50% de Rincón de las Cenizas y La Escalonada) fue adecuado para desarrollar los campos.
Eso dependerá de los cinco elementos que comentamos antes. A fines de 2016, que es cuando aproximadamente termina el proceso exploratorio, tendremos que tomar la decisión final de invertir.
Una compañía del tamaño de Shell, que tiene actividades de explotación no convencional en la Argentina, pero también en Estados Unidos, Colombia, Ucrania, Polonia, Sudáfrica y China, por lo que cuenta con un porfolio de negocios muy amplio, va decidiendo su inversión en función de las oportunidades que tenga.
Hoy los activos argentinos están baratos…
Son baratos si uno está seguro de que esos elementos se van a cumplir. Pero, por ejemplo, si la Argentina no da el marco regulatorio apropiado, deja de ser barata. Todavía existen cuestiones que hacen ruido a nivel mundial. Si la Argentina quiere tener sus propias reglas, excelente, pero las empresas no están obligadas a venir a invertir a nuestro país. ℗
Un siglo en la Argentina
Como muchas petroleras en el mundo, especialmente las que crecieron en Europa, como es el caso de la Royal Dutch Shell o British Petroleum, o las que surgieron a partir del desarrollo en Estados Unidos, como son todas las hermanas que sucedieron a la Standard Oil, la petrolera anglo-holandesa llegó a la Argentina en 1914 en la búsqueda de nuevos mercados.
El primer barco cargado de combustibles de Shell, denominado San Melito, arribó al puerto de Buenos Aires el 10 de septiembre de ese año. La empresa que contrató la carga luego se convertiría en la cervecería Quilmes. Necesitaba fuel oil para alimentar sus calderas. El presidente de Shell recordó parte de esa historia.
¿Cuándo pasan de exportar combustibles hacia la Argentina a pensar en construir una refinería para procesar crudo?
Hay que recordar que, contemporáneamente a eso, en 1907 se descubre petróleo en Comodoro Rivadavia, por lo que en 1917 empezamos a explorar la zona de Diadema y en 1921 empezamos a producir crudo en esa zona del Golfo de San Jorge. Es un área que después vendimos, pero que todavía sigue produciendo hidrocarburos a pesar de ser un campo muy maduro. Por eso, ante la oportunidad de tener un mercado ávido de productos procesados localmente que reemplacen a los importados, en mayo de 1931 comienza a funcionar en Dock Sud la refinería de Shell para destilar el crudo extraído en el país.
La refinería, que se empezó a construir en 1927, fue pensada con una pequeña capacidad, porque la demanda del país era incipiente. Luego fue recibiendo diferentes actualizaciones tecnológicas. Una de las más importantes se concretó en 1958, cuando se agregó un tren de lubricantes. En ese momento, se procesaban crudos de la cuenca Neuquina, importados desde Venezuela, y otros pesados que se utilizaban para producir hidrocarburos o aceites nafténicos. En 1963 se construyó el cracking catalítico, y en 1971 se instalaron el complejo de hidroproceso, un reforming y todo lo que son las unidades de hidrodesulfurización.
En tanto que a fines de la década del 80 y principios de los 90, se ponen en funcionamiento unidades, ya no para aumentar la capacidad, pero sí para mejorar la calidad de los combustibles; en línea con las nuevas tendencias de producir combustibles con más octanos pero sin uso de aditivos con plomo. Así surgen las plantas de isomerización, que apuntan también a reducir la cantidad de azufre que afecta los catalizadores de los vehículos…
Shell fue una de las primeras petroleras que instaló ese tipo de tecnologías…
Si hay una característica de los productos de Shell, es su calidad. De hecho, nosotros hacemos de la calidad uno de esos elementos que no son negociables; claro que la calidad hay que pagarla. Alguien puede considerar que los productos de Shell son caros. Podríamos responder, como decía una publicidad vieja, “caro, pero el mejor”. Pero lo importante es destacar que el cliente de Shell está dispuesto a retribuir de una manera superior que a otro competidor, porque sabe que la calidad del producto es la adecuada. Fuimos los primeros en producir combustibles de bajo azufre en la Argentina, o en garantizar con un paquete de aditivos una determinada limpieza en el motor, que permite evitar los residuos carbonosos en las válvulas de inyección. Son avances significativos, porque la quema de hidrocarburos deja residuos que, entre otros males, van disminuyendo el volumen de los cilindros, y por lo tanto, el motor tiene menor capacidad para producir la mezcla que luego termina en la explosión. Es decir que, a partir de la inclusión de ciertos aditivos detergentes que evitan la formación de residuos, se logra mantener la potencia del motor durante mucho más tiempo y, a la vez, se requiere menos combustible. En definitiva, se paga más por el combustible, pero se termina ahorrando, porque se obtiene una mejor utilización de su activo.
No a una nueva refinería
Durante su presentación en el Senado para defender la sanción de la nueva Ley de Hidrocarburos, Miguel Galuccio, CEO de YPF, señaló que la Argentina deberá empezar a pensar, en el mediano plazo, en la construcción de una nueva refinería para cubrir la expansión de la demanda a futuro de combustibles.
¿Coincide con esa apreciación?, preguntamos al presidente de Shell.
No creo que sea así. Las refinerías se ubican donde están los mercados. También depende de que haya crudo suficiente. Y además hay una cuestión que tiene que ver con la escala. En la Argentina las refinerías que tenemos hoy son de otra época. La más grande tiene una capacidad para procesar 180.000 barriles por día. En la actualidad, no se construyen nuevas plantas de por menos de 350.000 barriles diarios. Además, el mercado argentino consume 600.000 barriles por día de crudo.
Sí pienso que en algún momento podría construirse una refinería entre Brasil y la Argentina en el sur de Porto Alegre, abastecida con crudo argentino y brasileño.
Lo que creo que va a seguir ocurriendo en nuestro país es que se van a continuar implementando obras de ampliación en las refinerías que ya existen.
Es decir, uno puede pensar que si tiene capacidad instalada para refinar 15.000 metros cúbicos diarios (m³/día), podría agregar un tren de destilación para procesar 25.000 m³/día a fin de utilizar otros servicios auxiliares y otras facilidades.
¿Existe espacio en Dock Sud para llevar adelante un proyecto de ese tipo?
Sí, Shell tiene dos unidades de destilación, una de 5.000 m³/día y otra de 10.000 m³/día. Se podría pensar en eliminar la primera y construir una de 15.000 m³/día. Lo importante es valorar si conviene hacer eso o si, en cambio, es mejor instalar algo nuevo. Antes de hablar de refinerías en la Argentina, tenemos que evaluar cuál es el horizonte de producción de petróleo crudo en el país. Es muy difícil responder ese interrogante con la información que tenemos hoy. De hecho, todavía no se ha llevado a libros ningún tipo de reserva de hidrocarburos en Vaca Muerta. Es más, YPF está produciendo shale oil en Loma Campana pero sin saber qué reservas tiene in situ.
Por todo esto, antes de hacer una refinería nueva hay que pensar si no es más conveniente ampliar las que existen. Y después, uno debe pensar si es preferible construir una refinería de escala chica para el mercado interno o si, por el contrario, conviene invertir en una de escala grande. También hay que plantear si no conviene exportar el crudo e importar los productos de una refinería grande. Hay algo que está claro: por su ubicación en el mundo, la Argentina no se puede transformar en un centro exportador de combustibles. Porque no está cerca, geográficamente hablando, de los grandes mercados de consumo.
Además, antes de pensar en una nueva refinería, hay que revisar por qué este año la venta de nafta está estancada y la de gasoil está en baja.
¿Qué proyecciones de consumo manejan para el año que viene?
Es difícil contestar esa pregunta. Durante los ocho primeros meses del año, la demanda de nafta está prácticamente igual que en el mismo período de 2013, pero con la particularidad de que aumentó un 3,5% los primeros cuatro meses y cayó un 3,5% de mayo a agosto. La nafta es un recurso prescindible porque lo consumen, en su gran mayoría, automovilistas. La demanda de gasoil, un típico indicador de cómo está la economía, cayó un 3,7% en el mismo período…
Con esa tendencia, es complicado imaginar un rebote positivo para 2015.
Con los precios internacionales que tiene la soja en este momento y con la posibilidad de los productores de sacarse de encima lo que todavía no liquidaron, cabría preguntar qué superficie se sembrará el próximo año. Hoy por hoy, aquellos que tienen campos alquilados o el que está alquilando no puede pagar los 12, 13, 14 quintales que abonan por hectárea, porque no les da la ecuación económica. Entonces, a lo mejor hay campos que quedan sin alquilar el año que viene. Por este motivo, aunque valoro que el Presupuesto 2015 sostenga que el PBI va a crecer, me parece que es más un anhelo o una expectativa que razones o elementos de sentido común que permitan pensar en un escenario de expansión.
A pesar de eso, desde el punto de vista del sector, no es tan malo que eso suceda, porque podría reducir las importaciones. Llegamos a un nivel en el que, además de importar gasoil, empezamos traer nafta del exterior, y hasta petróleo crudo de tipo Bonny Light desde Nigeria para reemplazar la caída de crudo Medanito.