Eldar Sætre es el presidente y CEO de Statoil, una de las empresas más grandes de petróleo y gas en el mundo. El estado de Noruega es propietaria del 67% de la compañía, que cotiza en las bolsas de Oslo y Nueva York. A partir de 1990, la empresa comenzó un fuerte proceso de exteriorización de recursos, y después de expandir sus operaciones en Brasil, Venezuela y Colombia, la compañía firmó un acuerdo con YPF para explotar el área de Bajo del Toro, en el yacimiento Vaca Muerta. De visita en el país, Sætre dialogó con LA NACION e indicó el interés de su compañía por expandir sus operaciones en la Argentina.

Es la primera vez que la empresa invierte en Argentina, ¿por qué lo hace ahora?

Statoil es una empresa que proviene de la plataforma continental de Noruega. Luego, comenzamos a hacer crecer nuestro negocio internacional, y tomamos una posición importante en Estados Unidos, Brasil y en otros lugares, y seguimos buscando nuevas oportunidades en el exterior. Estamos en el negocio de shale en los Estados Unidos durante más de 10 años, por lo que tenemos mucha experiencia como operador de recursos onshore. Somos el mayor operador offshore a nivel mundial, por lo que explorar la búsqueda de petróleo y gas offshore en la Argentina es muy relevante para nosotros. También somos un gran operador en la energía eólica offshore, produciendo electricidad ahora también a partir de la energía solar, por lo que vemos eso como una oportunidad en este país también. La oportunidad que se abrió en la Argentina es muy relevante, y con nuestra experiencia en Estados Unidos, creemos que tenemos una base sólida para aplicar eso en Vaca Muerta .

¿Qué puede decir sobre Vaca Muerta?

Es realmente un recurso de alta calidad. Eso es lo que vemos. Es muy importante que lo cuiden bien y realmente los desarrollen de una manera prudente y eficiente, porque entonces les va a servir muy bien. Se puede producir ahí tanto petróleo como gas, y ustedes necesitan ambos, especialmente gas natural para abastecer la generación de energía. Veo esto como un gran recurso para la Argentina y estoy muy contento de que hayan dejado que nuestra compañía los apoye en este desarrollo.

¿Cómo es el acuerdo de inversiones anunciadas?

Las inversiones hasta ahora son muy pequeñas. Perforaremos dos pozos en la Argentina este año, en la licencia del Bajo del Toro, una asociación 50-50 con YPF como operador. En base a los resultados de estos pozos, potencialmente perforaremos seis pozos más y llevaremos adelante ese proyecto. También estamos en la etapa inicial de búsqueda de licencia en Bajo del Toro Este, donde tenemos un 90% de participación. Y estamos buscando nuevas oportunidades en la cooperación con YPF y discutiendo con otros jugadores en Vaca Muerta. Nos gustaría expandir nuestra posición en esa zona; nuestra primera entrada ahí fue en asociación con YPF, y apreciamos mucho esta colaboración.

¿Tienen en carpeta inversiones en otros lugares fuera de Vaca Muerta? ¿En energía renovable?

Estuvimos trabajamos técnicamente en cooperación con YPF durante casi dos años, en busca de explorar petróleo y gas offshore, y estamos estudiando las próximas rondas de licitación. Con respecto a la energía renovable, nosotros nos especializamos en el desarrollo de la energía eólica, especialmente en la eólica offshore, donde está nuestro legado. En la Argentina buscamos oportunidades para proyectos en energía eólica onshore, que también hemos hecho antes, y proyectos con energía solar. Con los recursos de gas natural que tienen, es un muy buen comienzo para combinar el gas natural y los recursos eólicos y solares, que son más inestables. Es una combinación de recursos muy fuerte para explorar.

El precio del petróleo está bajando, ¿es bueno diversificar la inversión en energía renovable?

La energía renovable es muy diferente al petróleo y el gas. Los precios de estos dos últimos recursos son más cíclicos, suben y bajan, mientras que para las renovables, hay una incertidumbre mucho menor, relacionada con los precios de la electricidad. También tiene subsidios que reducen aún más los riesgos. Por lo tanto, las energías renovables ofrecen una propuesta de valor muy diferente, con menores rendimientos, pero también menor riesgo. Para nosotros eso tiene mucho sentido, también financieramente, porque la mayor parte de nuestra cartera es de petróleo y gas, por lo que tener partes de la cartera con menor riesgo proporciona equilibrio, y también es un paso hacia un futuro con bajas emisiones de carbono.

Statoil tiene un 67% de propiedad estatal. ¿Cómo funciona la combinación entre el sector público y privado?

Funciona muy bien. El gobierno posee dos tercios de la compañía, pero se relacionan con la compañía como un inversionista más, y no se involucran en el día a día, ni tienen representantes en la junta directiva. Así que asisten a la reunión anual de accionistas y el Estado tiene un voto como cualquier otro accionista. Hay una distancia clara entre la empresa y los propietarios, a los cuales tratamos cada uno por igual, ya sea que tengan un gran porcentaje accionario, o sea pequeño: debemos tratarlos por igual y el gobierno respeta eso. Ejecutan su propiedad de una manera muy profesional, y también es respetado entre los demás accionistas.

¿Cómo funciona el fondo soberano que tiene Noruega?

Noruega generó muchos ingresos de la industria del petróleo y el gas durante muchos años. Es imposible usar esos ingresos en el presupuesto del Estado cada año. Entonces, el fondo soberano de riqueza es una buena forma de cuidar los valores del petróleo y el gas y preservarlo para las próximas generaciones, y Noruega ha sido muy disciplinada. Hubo un amplio acuerdo político para asegurar que eso no cambie con cada nuevo gobierno. Así que han establecido este fondo y continúa creciendo, y esto va a servir al país muy bien, mucho más allá de la era del petróleo y el gas. Es una buena recomendación para otros.

Los elogios al Gobierno de Mauricio Macri por haber tomado "decisiones muy buenas para incrementar la oferta de gas en la Argentina", se entremezclaron con dos cuestionamientos. Por un lado, la crítica a una medida reciente referida al precio mínimo garantizado para los productores del fluido en el caso de las explotaciones no convencionales. 

Por el otro, la observación respecto de que el acuerdo con el sindicato de petroleros para los trabajos en Vaca Muerta no sirve "si no se implementa". Señaló que el convenio es muy bueno, pero "si no se está haciendo lo que está escrito, lo escrito no sirve".

Mario Mehren, CEO de la firma alemana Wintershall, subsidiaria de la gigante química BASF y una de las principales gasíferas que operan en el país, señaló que la actividad necesita "estabilidad en materia de reglas de juego o ir a precios de mercado".

Los dichos del directivo apuntan al reclamo recurrente e histórico de las empresas: el de seguridad jurídica. Concretamente, no fue bienvenida una resolución del Ministerio de Energía, complementaria de una anterior que había previsto de qué manera se incentivaría la producción de shale gas (o gas no convencional, que requiere de ciertas técnicas para su extracción) en la formación geológica de Vaca Muerta , en Neuquén .

Lo dispuesto por la resolución 46, de marzo de 2017, garantiza un precio mínimo para los productores de US$7,50 por millón de BTU para este año (el valor se reduce progresivamente hasta llegar a US$6 en 2021). El problema, a los ojos del número uno de Wintershall, es que meses después otra resolución, la 419, dispuso que esa garantía se aplique para la producción que supere a la existente en un momento del tiempo que se define como punto de partida.

El área Bandurria Norte es una de las explotadas por Wintershall en Vaca Muerta.El área Bandurria Norte es una de las explotadas por Wintershall en Vaca Muerta.

"Eso beneficia a las empresas que llegan ahora a Vaca Muerta y castiga a las que somos leales, que ya invertimos mucho en el pasado y que tenemos planes de continuar y de invertir mucho en el futuro", afirmó Mehren. Agregó que la decisión no es buena para "crear seguridad y confianza en las reglas de juego para las inversiones". Y agregó: "En cualquier lugar del mundo, alguien que quiere poner plata quiere saber cuáles son las reglas, cuáles son las condiciones".

Mehren, que conoce muy de cerca la situación de las operaciones en la Argentina, habló con un grupo de periodistas argentinos después de presentar los resultados globales de la compañía. En un encuentro desarrollado en Kassel, la ciudad alemana sede de la petrolera, el directivo anunció que el EBIT (ganancias antes de impuestos e intereses) llegó el año pasado a 1043 millones de euros, contra un resultado de 499 millones de euros de 2016.

Un informe difundido aquí señala que en parte de los resultados influyó la venta de una participación de Wintershall en la concesión de Aguada Pichana, en Neuquén. Según explicaron en la empresa, la decisión fue quedarse con operaciones en la parte este de esa concesión y no en la parte oeste, porque en el primero de los casos es donde ya se estaban haciendo trabajos. En la misma provincia, la firma alemana es operadora en los trabajos de los bloques Aguada Federal y Bandurria Norte, de petróleo y gas no convencional.

Según Mehren, a futuro la compañía está evaluando la inversión en el proyecto Fénix, de producción de gas natural en Tierra del Fuego , provincia donde ya desarrolla su actividad en el yacimiento off shore Vega Pléyade, ubicado en el Mar Argentino. También dijo que, en el caso de Neuquén, lo que se hizo fue la fase piloto del proyecto de shale gas y ahora se evalúa la masificación de las operaciones.

"Los costos tienen que bajar; hoy son muy altos", afirmó el directivo, como una de las conclusiones de esos trabajos. Y apuntó a tres cuestiones a trabajar por parte de la industria y de los gobiernos nacional y de las provincias: el cumplimiento del acuerdo laboral con el sindicato de petroleros que promovió el Gobierno (señaló que la productividad es más baja en comparación con operaciones que se realizan, por ejemplo, en Estados Unidos); la logística y la infraestructura (se refirió a la necesidad de competencia en materia de servicios de transporte), y los precios que se pagan por el gas a los productores (fue en este punto donde lamentó la mencionada resolución referida a la garantía de valores mínimos).

Wintershall trabaja en el área de hidrocarburos en la Argentina desde 1978; actualmente produce unos 26 millones de barriles equivalentes de petróleo al año, con su participación en el desarrollo de 15 yacimientos de petróleo y gas en las provincias de Tierra del Fuego, Neuquén y Mendoza.