Productor del 96% del gas natural de Perú, el consorcio Camisea es hoy, a 15 años de su ingreso, por escala, el mayor activo de Pluspetrol, la petrolera independiente argentina que fundaron las familias Poli y Rey. También, el camino a seguir con Vaca Muerta, donde la empresa tiene una proyección distinta tras la compra, hace 11 meses, de los activos de ExxonMobil en la formación.

"El desafío en Vaca Muerta es similar al que teníamos en Perú", aseguró Julián Escuder, country manager de Pluspetrol Argentina, durante su participación en el ciclo Encuentro con los CEO de AOG, la exposición de la industria energética que se desarrolla en La Rural.

En octubre del año pasado, Pluspetrol ganó el proceso licitatorio que lideró el banco de inversión Jefferies para encontrarle nuevo dueño a las cinco áreas petroleras de ExxonMobil. Entre ellas, Bajo del Choique-La Invernada, la única en la cual la empresa estadounidense había iniciado actividad. Pluspetrol ofertó cerca de u$s 1700 millones, con condiciones de pago que hicieron a su propuesta más competitiva frente a la que habían presentado competidores como PAE, Vista, Tecpetrol e YPF.

Hasta entonces, Pluspetrol -cuarto productor de petróleo y gas de la Argentina, con presencia también en Perú, Colombia, Ecuador, los Estados Unidos, Países Bajos y Uruguay- sólo estaba en Vaca Muerta con La Calera, donde es socio 50-50 con YPF. Para desarrollar ese bloque, había definido un plan de inversiones de u$s 600 millones, escalable a u$s 1000 millones.

"Pluspe", como se la llama coloquialmente en la industria, tomó posesión de los nuevos activos en diciembre. Actualmente, trabaja en un plan de u$s 2000 millones, para el que buscará aplicar al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Para eso, emitió este año su primera obligación negociable de u$s 450 millones.

"Con la ampliación reciente que hicimos en La Calera, alcanzamos una capacidad de procesamiento de 14,5 millones de metros cúbicos de gas y 9600 millones de m3 de condensado", precisó Escuder, sobre el escenario de La Rural. "Ya hemos adjudicado para hacer una nueva ampliación, alcanzar los 17 millones de m3 a fin de 2027 y duplicar la producción de condensado, a 60.000 barriles diarios", agregó.

Por su parte, puntualizó que, cuando Pluspetrol tomó posesión de Bajo del Choique, el área producía 5600 barriles por día. "Hoy, estamos en 13.000 y cerraremos el año con 20.000", anticipó.

El objetivo de mediano plazo es más ambicioso. "Estamos llevando adelante el desarrollo de un modelo que permita ir escalando con módulos de 25.000 barriles. A 2027, deberíamos estar en más de 60.000 barriles de petróleo", indicó. La meta total de Pluspetrol es que, sólo en Petróleo, entre esos activos y los pozos convencionales que tiene en Mendoza -que, operados por YPF, hoy producen 18.000 barriles por día, la empresa alcance un volumen diario de 100.000 barriles.

"El desarrollo de estos activos requieren una inversión muy alta", reconoció Escuder. En tal sentido, recordó la colocación de deuda hecha este año. "El mercado de capitales es un destino bastante natural para nuestra industria. Tiene profundidad y, fundamentalmente, plazo. En cambio, las opciones bancarias, que tienen plazos menores, nos quedan cortas", apuntó.

Recordó que la emisión hecha fue a siete años, "que es un tiempo corto en largo plazo". "En un mercado más saneado, podríamos ir a 10 años o más. Las empresas argentinas del sector estamos iguales en plazos y costos. Nos miran a cada una como si fuéramos una parte de algo", indicó.

Ese "algo" es el mentado riesgo argentino. "Es raro. Por lo general, las empresas pagan una sobretasa sobre el riesgo de su país. Nosotros pagamos menos que el Gobierno. Eso se debe a que las empresas argentinas, históricamente, fuimos mejores créditos que el Gobierno", comparó.

"Pero no dejan de ser tasas altas", aclaró. "Estamos en 8 u 8,5%, cuando podrían ser 200 puntos básicos menos. Si hablamos de que toda la industria necesita invertir u$s 10.000 millones, esos 200 puntos básicos menos equivalen a u$s 200 millones menos. Eso es lo que cuesta poner 30 pozos. Significa que podríamos perforar más si tuviésemos condiciones macro más positivas", subrayó. Ejemplificó con su propio caso: "Si buscáramos capital para Perú, nuestra empresa allá pagaría una tasa de 4 o 4,5%".

Tomó otro ejemplo: Vaca Muerta Sur (V-MOS), el joint venture que invertirá u$s 3000 millones para la construcción de un nuevo oleoducto que lleve petróleo de Vaca Muerta para exportar a través de la costa de Río Negro, que cerró un financiamiento de u$s 2000 millones, el mayor de tipo comercial para un proyecto de infraestructura en la Argentina. "Se cerró pero con un costo de financiamiento caro", puntualizó Escuder, acerca de la tasa del proyecto, SOFR+5% a cinco años. Para definir el interés, se hizo un promedio entre lo que hoy pagan los integrantes del consorcio como créditos individuales.

"El financiamiento es un desafío. Nosotros y otras empresas, todavía, estamos pagando tasas altas, comparadas con el resto de la región", aseguró Escuder. Por eso, anticipó que Pluspetrol procurará ser prudente en el manejo de su riesgo.

"Hasta que apareció la oportunidad de ExxonMobil, hemos tardado bastante en hacer una adquisición. Fue haber tenido paciencia y saber esperar al activo correcto. Ahora, será importante tener la misma disciplina financiera y enfocarnos en lo que sabemos hacer, que es el upstream", definió.

Otra definición es hacia dónde apuntará con el incremento de producción. "Creemos mucho en el mercado regional de gas. Brasil es muy grande y muy interesante. Es importante hacer el esfuerzo para llegar con un precio competitivo", planteó.

"Tenemos allí una comercializadora con el potencial de generar una mayor venta de gas de Vaca Muerta", dijo. En abril, Pluspetrol hizo sus primeros envíos por gasoducto, a través de Bolivia, a través de su subsidiaria Gas Bridge Comercializadora (GBC).

"Fluxus, el grupo al que le vendimos Centenario (N.d.R: un yacimiento convencional que era histórico de Pluspetrol), nos contaba que, sólo para abastecer a las centrales energéticas que ellos tienen en Brasil, necesitan 15 millones de m3. Es nada más que un ejemplo de la demanda que existe allá", agregó.

Otro destino atractivo es Uruguay. "También es importante. El año pasado, firmamos un contrato para abastecerlos de 200.000 m3 en verano y 400.000 en invierno. Somos el único proveedor de Ancap", señaló.