Panel de CEOs - Tema 2: Acceso a materias primas

Moderador: Marcos de Marchi, CEO de Elekeiroz y Presidente del Directorio de ABIQUIM

En general, el mayor costo de la industria química es la materia prima, seguido de los costos de energía. ¿Cómo ve los costos de nafta, gas natural y electricidad en su país, y cuál cree que será la evolución en 2020 y 2021?

En la petroquímica, para mantener la producción que uno tiene y para crecer en el futuro, se deben dar condiciones necesarias y suficientes. Primero, hace falta disponibilidad de nafta, propano, etano, butano o la materia prima que se esté utilizando. Así pues, hace falta que las reservas de gas o petróleo asociadas a esas materias primas estén presentes. Sin eso, no podemos empezar a hablar. Por otro lado, es necesario que esas materias primas sean competitivas para la industria, de modo que tengan un costo razonable para el consumidor. La buena noticia por lo que vemos en el presal y en Vaca Muerta es que hay volumen de reservas bajo tierra y los costos de producción están bajando sustancialmente.

Ahora bien, todas estas condiciones son necesarias, pero no son suficientes. Hemos visto ejemplos en Sudamérica y en el mundo de países que tienen vastas reservas de petróleo y gas, que están exportando esa producción, y que, sin embargo, no han desarrollado la industria petroquímica. Por ejemplo, Australia se va a convertir en el gran exportador de GNL junto con Estados Unidos y Qatar, y no existe su industria petroquímica.

Diego Ordóñez, Presidente, DOW Argentina y Región Sur América Latina

En Sudamérica tenemos el caso de Venezuela, con vastas reservas de petróleo y gas que no pueden alcanzar su potencial, o un caso enormemente exitoso como es Perú con la exportación de GNL, que no ha podido desarrollar su petroquímica. Otro caso extremo es el de Canadá, con un precio del gas por debajo de US$2 por millón de BTU desde hace muchos años, y que recién va a construir su primer tren de GNL.

Todo esto demuestra que tener la materia prima es necesario pero no es suficiente, se necesita ir más allá. Tenemos un punto de arranque muy bueno con el presal y Vaca Muerta, pero hace falta la colaboración de las empresas privadas en upstream, midstream, y downstream; de los gobiernos para desarrollar la competitividad de esas industrias; y de los mercados asociados para que los países alcancen un perfil de exportación, en un contexto de competitividad regional y global.

El gas natural en Colombia es una industria muy madura y desarrollada, que llega ya al 90% de la población en términos residenciales, y cubre una buena parte del sector industrial, que se ha convertido en gran medida del carbón al gas natural. Somos auto-suficientes y entre 2007 y 2015 exportamos gas a Venezuela.

Ahora bien, nuestras reservas de gas se están agostando y los precios han aumentado, lo que representa un reto significativo. Tenemos que desarrollar algunos descubrimientos marinos importantes que hemos hecho, pero estas son inversiones mayores y que toman más tiempo. Quizá el depósito más cercano a la producción es Orca, un proyecto marino pero en aguas someras, donde Petrobras es el operador. También existe la posibilidad de continuar el desarrollo del Piedemonte, las cordilleras que dan contra los llanos. Hoy en día esta zona es el principal proveedor de gas, pero presenta problemas de seguridad, por lo que hay que trabajar con el gobierno para asegurar el acceso. Finalmente, existe la posibilidad de desarrollar el gas de esquisto, pero no hay una regulación aprobada en el país y no tenemos aún los permisos. La Corte nos ha permitido comenzar los pilotos, pero esto va a llevar tiempo. Hemos trabajado con YPF para ver cómo podemos tomar el ejemplo de Vaca muerta, porque hay un potencial muy grande de gas no convencional en Colombia que permitiría desarrollar aún más la industria petroquímica.

Pedro Manrique, Vicepresidente Comercial y de Mercadeo, Ecopetrol

Los dos principales costos que tenemos en las dos refinerías que producen petroquímicos son el gas y la electricidad. En electricidad, nuestra matriz es bastante limpia en Colombia, pues es hidráulica en un 70%, pero hay retos cíclicos por el fenómeno del Niño, donde nos vemos obligados a producir la electricidad faltante con gas y eso aumenta significativamente los costos.

Con respecto a la materia prima para nuestra petroquímica, también tenemos algunos retos. Estamos importando etileno y se requiere más. Algunos campos que tienen gas rico en etano presentan el desafío de que el transporte en Colombia es difícil y muy costoso, debido a la topografía. A veces es más fácil y más barato poder importar desde el golfo de México. Tenemos que resolver esos retos en 2020 y 2021.

Fernando Musa, CEO, Braskem

Brasil es un importador de nafta petroquímica y de etano, y estamos lejos de las fuentes principales de estas materias primas, lo que crea muchos desafíos en el corto plazo desde el punto de vista de los costos y del manejo logístico de esos productos cuando llegan a Brasil. Se ha hablado de los cambios en el midstream por parte de Petrobras, pero esto todavía no se ha dado, así que en el corto plazo vamos a seguir teniendo materias primas caras, y por ende productos químicos menos competitivos.

Los cambios que están haciendo el gobierno, la ANP y el CADE van a crear las condiciones para que esto cambie. La venta de las refinerías puede generar una mayor oferta de nafta petroquímica, y los cambios en el marco regulatorio del gas natural deben permitir extraer más etano y propano del gas natural, lo que hoy no se hace. En el medio plazo, con el aumento de producción del presal y los cambios en la infraestructura logística, Brasil debe tener más materia prima y más competitiva, ya sea la nafta petroquímica o etano del gas natural.

Desde el punto de vista de la energía eléctrica, esta sigue siendo cara, en parte por el alto costo del gas natural en Brasil. La buena noticia es que los proyectos de energía eólica y solar que se están construyendo en Brasil son muy competitivos, con precios de venta incluso por debajo de algunos contratos hidroeléctricos. Dicho esto, en la transición energética vamos a necesitar más generación de energía con gas natural, y para que esta sea competitiva, debe crecer la producción del presal y debe darse la conexión con Argentina para que el gas de Vaca Muerta llegue al sur de Brasil. Desafortunadamente, esto no se dará antes de 2021, habrá que esperar un poco más.

A diferencia de otros países que no tuvieron la visión o la oportunidad de desarrollar su petroquímica, Argentina, como productor de petróleo y gas por más de 100 años, ha visualizado el desarrollo de su petroquímica como una extensión natural del desarrollo de los hidrocarburos. Es cierto que, conforme la producción de petróleo y gas comenzó a declinar, no hemos visto nuevos proyectos petroquímicos en los últimos años. Esto ha cambiado con el advenimiento del shale, y de hecho somos el principal productor de hidrocarburos no convencionales fuera de Estados Unidos.

El desarrollo de vaca Muerta ha demostrado que Argentina vuelve a ser un productor eficiente de petróleo y gas. Hoy día sobra la oferta de petróleo y gas en el mundo, por lo que hay que asegurar que la producción se dé en precios competitivos. En Vaca Muerta, producimos petróleo con un costo de desarrollo por debajo de US$10 por barril. Esto era un sueño hace unos años, hoy día es una realidad.

Lo mismo ocurre con el gas natural, que es muy rico en etano y está siendo desarrollado. Hemos entrado en una situación donde, después de muchos años importando gas licuado tanto en invierno como fuera del periodo invernal, ahora Argentina tiene un superávit de gas natural que en el corto plazo puede llegar a ser un problema. Tener gas demasiado barato no es bueno, porque entonces no va a haber más desarrollo de gas. Estamos en una transición hacia un equilibrio, donde el costo del desarrollo de gas es competitivo a nivel global y va a permitir proyectos interesantes desde el punto de vista de la petroquímica, pero esto debe ir de la mano con solucionar qué vamos a hacer con el metano de ese gas, es decir, dónde podemos colocar el C1 para después tener C2 y C2+ para el negocio petroquímico.

Daniel González, CEO, YPF:

Es lindo decir que Vaca Muerta ofrece una oportunidad de exportación, pero ningún país quiere ser solo un exportador de commodities. Hay un consenso político para desarrollar Vaca Muerta y también para industrializar esos hidrocarburos, y ahí es donde entra la petroquímica. Por ello, somos muy optimistas de poder traer opciones de materia prima muy económicas para nuestro propio negocio petroquímico actual y para nuevos negocios, en los que nos gustaría entrar con socios actuales o futuros.

En la energía eléctrica, YPF también es un importante productor en Argentina, y en este sector el costo también ha bajado sustancialmente. Hoy, somos uno de los cinco mayores productores de electricidad en el país, gran parte de ella a partir de gas natural, y tenemos una visión de que el 20% de la energía venga de energías renovables.