Horacio Marín: “Mendoza necesita creatividad para Vaca Muerta”

Por Miguel Ángel Flores

Desde hace años, Horacio Marín es el
director de E&P (Exploración y Producción) de Tecpetrol, la petrolera del
grupo Techint, una de las más activas en pleno mega bloque de Vaca Muerta. Con
su área Fortín de Piedra logró elevar 13% la producción nacional en casi un
año, y es palabra autorizada en materia de petróleo no convencional en
Argentina.

Tras participar como expositor del Foro Industrial 2019 realizado en Mendoza por la UIM, charló con Área Tres Energía sobre lo que falta para que la “lengua mendocina” de Vaca Muerta termine de explotar. Durante el evento, sin evadir la comparación con el presente auspicioso de Neuquén, había sugerido que Mendoza necesita “creatividad” para subirse definitivamente a la ola del shale.

“Es una recomendación, ya que a iguales condiciones de
inversión las empresas eligen Neuquén”, resumió.

-¿Qué balance y planes hacen en Vaca Muerta, a partir de
Fortín de Piedra?

-En Fortín de Piedra nos focalizamos y desarrollamos algo
de la nada. Sin infraestructura, en 18 meses se llegó al 13% de la producción
de Argentina, con 17,5 millones de m3/día. Llegamos al pico de producción, y
con la cercanía del verano al bajar la demanda de gas tenemos capacidad ociosa
y no estamos perforando, para seguir trabajando en función de oferta y demanda.

Por otro lado, con la mira puesta en 2020, arrancamos un
piloto en el área de Los Toldos II, al norte de Neuquén (se la adjudicó en
julio pasado por 35 años), para seguir con no convencional, donde un primer
pozo de 1.500 metros dio buenos resultados. Y al mismo tiempo Los Toldos II
Oeste, un reservorio convencional al sur, donde completamos pozos para
verificar potencial.

-Con esa experiencia ¿cuánto podría incrementar su
producción actual?

-Depende. Son los primeros datos, pero hay buenas
perspectivas.

-A la hora de comparar, qué similitudes y diferencias
encuentra con Mendoza?

-Hay dos regiones. Una con alto contenido carbónico, de
unos 7.000 kilómetros cuadrados (km2), en cierto modo “deformada” por la
cordillera, y por lo tanto de difícil desarrollo. Y otra de 4.500 km2, de
buenas características y con potencial. Einstein dijo alguna vez que Dios juega
a los dados con el universo; como yo no soy ninguno de los dos, voy a jugar a
los dados considerando que es una ventana de petróleo, no de gas.

En general, si se observa alguna zona shale de Estados
Unidos se desarrolló en un 20%. Algo parecido puede ocurrir acá, es decir, unos
1.000 km2. Extrapolando los resultados de Vaca Muerta, a partir de 500 a 1.500
perforaciones especulamos con una producción de hasta 100 mil barriles, lo cual
es una buena noticia pero requiere de una inversión importante, de entre 7.500
y 25.000 millones de dólares. Hay que explorar más la zona, como lo está
haciendo Fénix en Puesto Rojas, donde le ha ido muy bien con Agrio (es una
suerte de zona hermana menor de Vaca Muerta). Pero también dar condiciones para
hacerlo. Es un dato importante. ¿Por qué se puede obtener agrio y no shale en
ese sector de Vaca Muerta?

-Además de El Trébol/Fénix, también se anota YPF. ¿Y
Tecpetrol?

-Nosotros no tenemos concesiones y tampoco hay áreas
libres, sí zonas interesantes sobre las que no hemos profundizado demasiado por
estar concentrados en Fortín. Trazando una línea recta Sur-Norte que atraviesa
Malargüe a la altura del límite con Neuquén, en la parte Este es donde vemos
mayor prospectiva, teniendo en cuenta que un 40% puede dar resultados.

En petróleo tenemos que tener más yacimientos pensando en el futuro de Argentina. Fuera del país, tenemos ADN para internacionalizarnos como Tecpetrol Latam. Sin embargo, Argentina está a la vanguardia absoluta en el continente para todo lo que es no convencional.

-¿Por dónde pasa la “creatividad” que sugiere para atraer
inversiones a Mendoza?

-Si tengo que recomendar dónde ir como inversor, a
igualdad de condiciones, conviene una región con exploración como Loma Campana
que a otra sin pozos. Siempre la elección favorece al lugar con menor riesgo
geológico porque se acerca a resultados buenos. Mendoza tiene una ventaja no
competitiva desde el punto de vista de riesgo geológico respecto a Neuquén, por
lo cual sugerí condiciones más “blandas”: así el privado toma riesgo a partir
de una situación más tranquila de entrada en caso de que le vaya mal, y de ese
modo pueda asumir un compromiso creciente en función de los resultados, en vez
de estar obligado a hacer otros cinco pozos si el primero no dio porque el área
es grande. No hablo de regalar nada.

-Aplicar un esquema de regalías diferenciales y móviles:
¿Es creatividad? ¿Alcanza?

-Eso es importante y bueno, porque se trata de una
compensación. Por otro lado, hablo básicamente de compromisos: pensar que si
alguien viene a apostar tiene que sufrir es un error, una medida poco
competitiva. Hay una tendencia a pensar “estos nos están exprimiendo, se
quieren llevar todo”, pero se trata de complementarse. De hacer un pozo, y si
anda bien, hacer otros tres; es trabajar “en escalera”, porque una perforación
inicial equivale a U$S45 millones y si me va mal tengo la opción de salir y no
estar forzado a hacer más.

-Sin embargo, Fénix invirtió “a cuenta” U$S70 millones en
Puesto Rojas….

-Si. Sé que los resultados fueron muy buenos. Y si dio
Agrio tiene que dar también Vaca Muerta, porque la roca madre es buena y hay
buen material orgánico. Son indicadores importantes.

-¿Cuánto “mueve la aguja” contar con un parque de
servicios como el proyectado en Pata Mora?

-Es difícil saberlo, pero que haya un polo ayuda a bajar
costos generalmente. De todos modos, hoy Mendoza está en fase exploratoria y le
falta escala… Cuando evaluamos riesgos no hacemos diferencias entre provincias.
Entre Mendoza y Neuquén lo que cambia es la perspectiva de riesgo…de hacer 5 a
10 pozos contra 1.000 (en Neuquén) la diferencia es grande. En cuanto a bajar
los costos operativos del fracking, implica industrializar operaciones, de la
mano de una mayor productividad. Repito: lo que falta en Argentina es escala.

Mini perfil

Horacio Marín egresó de la Universidad de La Plata en
1988. Le tomó sólo cuatro años graduarse como ingeniero químico, con un
promedio envidiable de 9,5. Inmediatamente, ingresó como joven profesional en
Tecpetrol, una de las empresas pertenecientes al Grupo Techint. Desde entonces
trabaja en esta empresa, donde actualmente es director general de Exploración y
Producción.