La reconversión de TGS en el primer midstreamer de la Argentina

Engranaje clave para que la gran esperanza energética y económica de la Argentina incremente su potencial.

Oscar Sardi escaló este año el último peldaño de una carrera que inició en 1983 como joven profesional en Gas del Estado. Este ingeniero mecánico recibido en la Universidad Nacional de Rosario, con un posgrado en Gas, fue elegido en abril director general de Transportadora Gas del Sur, en reemplazo de Javier Gremes Cordero, quien fichó como CEO de PeCom.

TGS, que tiene entre sus accionistas a Pampa Energía y los grupos Sielecki y Werthein, es la firma responsable de transportar 85 millones de metros cúbicos (m³) diarios a través de un sistema de 9.150 kilómetros de ductos. Como director de Operaciones de la compañía, Sardi lideró el proyecto de instalación del gasoducto del Estrecho de Magallanes, una de las obras de ingeniería energética de mayor complejidad de las últimas décadas, y encabezó la construcción del gasoducto de captación y la planta de tratamiento de gas que la empresa desarrolla en Vaca Muerta.

Ese track-record le dejó un precalentamiento para el mayúsculo desafío que enfrenta ahora la empresa. No solo por el plan de inversiones de u$s 330 millones que TGS ejecutará este año. También por la reconversión de su identidad, dado que la compañía apuesta a mediano plazo a consolidarse como la mayor empresa midstreamer de hidrocarburos en Vaca Muerta.

En esa clave, Sardi se pronunció sobre la construcción del mentado gasoducto para evacuar el gas de Vaca Muerta, engranaje clave para que la gran esperanza energética –y económica– de la Argentina incremente su potencial. «El sistema lo requiere. Estoy convencido de eso», introduce, en su charla con TRAMA en las históricas oficinas de la compañía en el barrio de Almagro.

Más allá del cómo, el Gobierno tiene la decisión de avanzar en una ampliación del transporte.

—A partir de este año, nuestro sistema colmará su capacidad entre Neuquén y Bahía Blanca. Y queda un vacío entre Bahía Blanca y Buenos Aires, que es del orden de los 7 millones de m³ de gas. Eso es fluido que antes ponía el barco de regasificación de LNG en Bahía. La construcción del gasoducto Tratayén-Salliqueló permitirá entrar a un sistema al que le faltan 7 millones de m³. Y Salliqueló, en las afueras de Bahía Blanca, pasará a ser ese barco. Entonces, la importancia de construir el ducto por esta trayectoria es, básicamente, llegar a todo el sistema disponible de transporte, que está con capacidad ociosa. Reduciría significativamente la inversión porque hay un tramo de 600 kilómetros que no requiere ampliación. Eso fue lo que presentamos en el proyecto con YPF. Entendimos que era la mejor alternativa. Independientemente de lo que ocurra, porque es una licitación.

Vamos hacia atrás. TGS fue la que se movió primero y construyó una planta de tratamiento y gasoducto en Neuquén.

—Fue una decisión de los accionistas. Es un sueño que teníamos desde hace muchos años. Veíamos que era importante copiar el sistema estadounidense, en el que aparece la figura del midstreamer: alguien que desarrolla actividades que antes estaban a cargo del operador o productor y que, en definitiva, le quita foco a su core, que es explorar y producir.

Hubo una restricción legal para eso.

—En ese sentido, lo significativo de la inversión para el accionista fue haber puesto el dinero, pero para nosotros, como management, fue revertir la posición de la Provincia –apuntalada por ley y resoluciones–, por la cual le da la concesión del transporte al productor A, B o C para que pueda sacar su producción. Así, al revertir la normativa, a partir de nuestro acuerdo con el Gobierno de la Provincia cualquier tercero puede instalar un gasoducto como el nuestro, cuyo objetivo principal es captar todo el gas que se produce en Vaca Muerta.

Aprovechar los cores de cada uno.

—Que cada uno se encargue de lo suyo. Nosotros, de lo que es el transporte y el acondicionamiento. Hoy por hoy, Tratayén está en una primera etapa, de 5 millones de m³, e irá acompañando la producción que tengamos en Vaca Muerta, a través de una planta de procesamiento que intente «recuperar» todos los líquidos, que serían transportados hasta Bahía Blanca. Bahía como punto estratégico logístico porque ahí se puede manejar el mercado interno, la petroquímica y la exportación. Hacer la separación de los productos y que cada uno vaya al cliente que corresponda.

¿Cuál es la inversión integral del proyecto?

-—El proyecto demandará en su primera etapa una inversión del orden de los u$s 300 millones. Para nosotros, la primera etapa es haber construido el caño e instalado una planta de hasta 5 millones de m³. La ampliación a los 60 millones, que es la capacidad que tendrá el caño, estará en torno a los u$s 800 millones. Lo trascendente es que, además, paralelo al ducto, va todo un sistema de comunicaciones.

¿Cuál es el sentido de eso?

-—Que todos los productores de Vaca Muerta, ingresando a este sistema, también puedan comunicarse con sus casas matrices en Buenos Aires. Lo hacemos a través de una empresa nuestra, que se llama Telcosur. Es un carrier de carrier y presta servicios a todo el Oil & Gas.

¿Cuándo se decidirá comenzar con la segunda etapa?

—La primera, de 60 kilómetros, y una instalación a la que llamamos «planta temprana» están completas. Por lo tanto, cualquier m³ adicional que comience a aparecer como proyecto de acá a un año y medio, teniendo en cuenta que las expansiones puedan durar entre 14 y 20 meses, tenemos que estar pensándolo ya. No tenemos mucho tiempo para definir el próximo paso. Mientras tanto, seguimos construyendo el resto, para llegar a los 150 kilómetros de caño.

Para el proyecto, acordaron de antemano precios con los productores. ¿Son contratos a qué plazo?

—No hay contratos, sino compromisos. Con lo cual, es de destacar que nuestros accionistas hicieron una inversión de u$s 300 millones sin que exista un convenio firme en cuanto a volumen. En la Argentina hay accionistas que están dispuestos a invertir a riesgo y lo han hecho.

No es común.

—Por eso, creo que merece ser destacado. Ojalá, entre todos los jugadores del Oil & Gas podamos desarrollar como corresponde este megayacimiento que, para mí, es una bendición de Dios.

¿En cuánto lo sorprendieron los volúmenes de producción que alcanzó Tecpetrol en Fortín de Piedra?

—Me sorprendieron el nivel de inversión, la magnitud del yacimiento y la rapidez con la que tomaron la decisión. Se encontraron un yacimiento y un gas que, realmente, tiene una calidad impresionante. Bienvenido para todos. Estamos muy cerca de Tecpetrol y es muy bueno que le pase esto. Porque fue contagioso para otros productores, que salieron a trabajar con otra velocidad.

¿Cuán rápido los accionistas empezaron a incorporar ese concepto estadounidense del midstreamer?

—Era un sueño que teníamos antes de que se produzca el cambio de Petrobras por los nuevos accionistas. Y fue inmediato. Lo tomaron con mucha naturalidad.

¿El management ya lo tenía preparado?

—Sí. A veces hay momentos en los que se puede avanzar y otros, en los que no. Hay que reconocer que los accionistas están muy alineados con nosotros y nosotros, con ellos. Nos reunimos cada 15 días para revisar los proyectos, ver dónde estamos y qué estamos haciendo.

¿En qué fase está el proyecto de exportación de gas licuado?

—Básicamente, estamos trabajando con Excelerate en una etapa en la que ya evaluamos toda la parte técnica y logística. Hoy estamos estudiando el mercado. Entiendo que, entre septiembre y diciembre, presentaremos a los accionistas una propuesta firme de lo que podría ser este negocio. A partir de ahí, se tomará la decisión.

¿Se avanzará con algo modular, es decir, chico pero que sea ampliable?

—Sí. Por la inmadurez que tenemos como exportadores de LNG, los especialistas recomiendan ir paso a paso, como decía un gran maestro. En nuestro caso, el tema es así: trabajar por módulos, que pueden procesar 4 millones de m³ por día y darían, como resultado, 1 millón de toneladas anuales, hasta llegar a los cuatro módulos. Es decir, 4 millones de toneladas al año.

En una primera etapa, estamos pensando en una planta onshore pero con una de almacenamiento offshore. Sería un alquiler de seis o siete meses, el período en el cual esta primera etapa podría estar exportando.

Es un negocio totalmente nuevo. ¿Cuán a fondo hay que conocerlo?

—Muy a fondo. El primer punto importante es la instalación. Con perder uno o dos meses del plazo que se había planificado, el negocio empieza a ser impactado.

YPF tardó un poco con la barcaza.

—Lo hicieron en tiempo récord y trajeron una tecnología que, si bien no es la final, permite entrar en un proceso de aprendizaje y conocimiento. Viene muy bien. A todos. Porque, en definitiva, no sé con quién voy a terminar siendo socio mañana. Todo lo que sea incorporación de conocimiento al mercado argentino, bienvenido sea. Con un yacimiento como el que tenemos, debemos ser muy abiertos para que fluya naturalmente y los egos no empiecen a jugar en contra de los objetivos del país.

En el proyecto de exportación de LNG, ¿hasta dónde llegarían en la comercialización?

—En principio, quedaríamos en cobrar un servicio por nuestro trabajo. No conocemos muy bien este negocio. Y entrar en algo que uno no conoce para inventar no suele dar buen resultado. La idea es que, en esta etapa, cada uno se haga cargo de lo que sabe. Nosotros, hoy, no lo manejamos. El tiempo después dirá.

¿Uno de los pulmones que le dio aire a TGS para encarar nuevos proyectos fue la planta de Cerri y el negocio de la separación de líquidos? ¿Cómo lo ven hoy?

—A ver… Estamos cambiando la estrategia. La idea es llevar Cerri al yacimiento con la nueva planta de procesamiento. En Cerri, dejaríamos la parte de fraccionamiento y almacenamiento. El objetivo es que todo el gas de Vaca Muerta salga totalmente seco, que circule metano por el nuevo gasoducto y todos los líquidos lo hagan por un poliducto desde Tratayén hasta Bahía Blanca. Ahí se haría el fraccionamiento.

¿Miran otros negocios, como el gasoducto del Nordeste (GNA)?

—Recién ahora sale la licitación por la operación y el mantenimiento del caño. Nos estamos presentando. No podemos estar ajenos.

Los amigos de TGN van a estar contentos.

—Entiendo que sí. Nuestra idea, con el tiempo, también es trabajar de forma conjunta. Mi relación técnica y profesional con ellos es la mejor. Cada vez que hubo alguna emergencia de un lado o el otro, siempre estuvimos para respaldarnos. Después, tenemos nuestros propios egos. Pero esos son temas que quedan de lado.

La realidad es que sí, nos presentamos. No lo veo como un gasoducto que va a explotar. Pero creo que es importante.

¿Le preocupa el despacho de gas en invierno? Por lo que se espera, será tranquilo: temperaturas buenas, economía planchada por la recesión…

—Puede haber algún imprevisto, pero está bastante aceitado. Las alertas tempranas se van dando y los equipos de TGS y TGN responden. Y en el sistema están los generadores. Esa parte la veo muy madura. Hasta hoy, el sistema está respondiendo muy bien. Llegado el caso, si hay dos o tres días de mucha exigencia, se reacomodará y habrá que responder a los clientes. La demanda prioritaria, que es lo fundamental, estará asegurada.

Por Juan Manuel Compte
Econojournal

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