La entrevista con Thilo Wieland, integrante del Directorio de Wintershall Dea –la productora independiente más importante de Europa– y titular de las operaciones de la empresa en Rusia y Latinoamérica, transcurre a fines de noviembre en el piso 14 de las oficinas que la compañía de origen alemán posee en la torre Boston, el edificio diseñado por César Pelli sobre la calle Carlos Della Paolera, ese pequeño pasaje escondido en pleno barrio de Retiro. Una hora antes, Alemania perdía 1-2 con Japón y sellaba la segunda gran sorpresa de Qatar 2022 tras la derrota argentina en el debut contra Arabia. «La diferencia es que nosotros jugamos contra España, ya estamos fuera del Mundial; ustedes (por la selección argentina) tienen chance de recuperarse», profetiza en clave de aceptación Wieland, aún en la charla previa con TRAMA antes de sumergirse en el análisis del excepcional contexto global que atraviesa la industria energética. La realidad terminaría por darle la razón.
El directivo de Wintershall Dea, que explota hidrocarburos desde hace más de 40 años en la Argentina, suele visitar Buenos Aires entre una y dos veces por año para seguir de cerca el rumbo del negocio en el país. De gesto afable, sencillo y de mirada sincera, el interés por entrevistarlo surgía de una doble vía. Por un lado, siempre es relevante conocer la visión de corto y mediano plazo de uno de los animadores del mercado doméstico del gas. Por el otro, no son muchas las chances para un medio argentino de profundizar sobre las particularidades inéditas del escenario global —con epicentro en Europa—, que sufre por los altísimos precios del Gas Natural Licuado (LNG, por sus siglas en inglés) y también por las dudas que persisten en cuanto a la consistencia de la oferta para cubrir la demanda de energía en varios países del Viejo Continente tras la invasión de Rusia sobre Ucrania.
«Lo que más me preocupa —afirma Wieland— no es tanto este invierno, sino el que viene. Este año logramos reponer casi un 100% del gas de nuestras instalaciones de almacenamiento. Pero en 2023 no contaremos con la producción adicional de Rusia, por lo que será más complicado», advierte el directivo de Wintershall Dea, que tiene su sede en el epicentro del conflicto y opera en la Argentina desde fines de la década del 70.
Los últimos años estuvieron marcados primero por el impacto que provocó la pandemia y luego por el conflicto bélico entre Ucrania y Rusia, que generó graves consecuencias en materia energética, sobre todo para Europa. ¿Cómo definiría el escenario actual?
Los desafíos descriptos han afectado la industria del Oil & Gas, y el mayor hecho es que aumentó la volatilidad de los precios. Vimos que dos años atrás los precios bajaron y llegaron a niveles récord, y ahora notamos que los precios treparon a niveles récord desde que Rusia inició la guerra contra Ucrania. Lo que persiste es la necesidad del producto, y el desafío es que probablemente tengamos que pensar en nuevas reglas del suministro. El mercado ha cambiado y está cambiando: un desafío para Europa, por ejemplo, es que el suministro ruso de gas natural no está disponible. Por otro lado, hay buenas chances para países como Argentina; el desafío es si puede ser capaz de exportar gas natural y así tener los beneficios de los altos precios de la energía, para dejar de depender de la energía de otros. Por lo tanto, las consecuencias serán diferentes en distintas partes del mundo.
¿Cómo se posiciona Wintershall Dea en este escenario de volatilidad? ¿Cuáles son sus principales objetivos?
Somos una compañía multinacional de Gas & Oil con presencia en 12 países y, como estrategia, decidimos que también vamos a intensificar nuestro intento de producir hidrógeno, porque es una manera de ser exitosos en el futuro. Tenemos oportunidades certeras de ser más eficientes y reducir nuestras emisiones de carbono. También tenemos la oportunidad de captar carbono y almacenarlo (CCS). Por eso, queremos producir hidrógeno, captar el dióxido de carbono y contribuir con la descarbonización y la transición energética. El centro de nuestra actividad es el negocio de gas, pero estamos analizando cuál puede ser nuestro rol en el negocio del hidrógeno y el carbono.
Europa tiene por delante un invierno complejo por la posible falta de gas. ¿Qué medidas que se están tomando allí podrían llegar a aplicarse en nuestro país durante el próximo invierno?
Arribé a Buenos Aires ayer (fines de noviembre) y en Alemania ya estaba nevando, por lo que definitivamente el invierno ya llegó a Europa. Este invierno logramos llenar nuestras instalaciones de almacenamiento de gas más o menos en un 100%. El mayor reto para Europa y para Alemania será probablemente el próximo invierno, porque para ese momento no contaremos con los volúmenes adicionales de Rusia. En 2022 Europa Europa todavía recibió 70 mil millones de metros cúbicos desde Rusia, que no estarán allí en 2023. En ese sentido, existe una oportunidad para Argentina, porque vemos que los precios del LNG seguirán altos por un tiempo más. Por eso decimos que cada metro cúbico y cada barril cuentan y contribuirán a satisfacer la demanda global de energía. Este invierno la señal es que necesitamos adaptarnos como sociedad y como sistema económico, debemos ahorrar energía y ser eficientes. Esa premisa también aplica para la Argentina.
¿Cuánto afectó la situación bélica en Ucrania la estrategia de impulsar proyectos de descarbonización?
Nosotros ya habíamos decidido nuestra estrategia: hemos vivido momentos muy desafiantes, queríamos ser jugadores y ser carbono neutrales. Y bajar la emisión de carbono en todas nuestras operaciones para 2030. Nos propusimos trabajar en cuatro pilares y luego se sumó un quinto. El primero es el porfolio (desinvertir en activos que no matchean con nuestra estrategia pero al mismo tiempo seguir invirtiendo en los que sí). El segundo es aumentar nuestra eficiencia (todos nuestros esfuerzos están puestos en detectar las pérdidas de eficiencia y superarlas para reducir nuestras emisiones lo máximo posible). El tercero es la compensación (sabemos que nuestras emisiones actuales no pueden ser cero, así que buscamos intervenir en proyectos para compensar nuestras emisiones, como por ejemplo reforestación). El cuarto pilar involucra la tecnología, la gestión de carbono e hidrógeno (creamos una organización que está evaluando toda la cadena de valor, porque el mercado aún no existe, se está creando).
Entonces, estamos evaluando todas las opciones en el mercado y buscando constantemente qué implica colectar o tomar el dióxido de carbono, transportarlo, tratarlo, inyectarlo. Participamos en un proyecto piloto en el noroeste de Europa, llamado «Nor-Ge», y queremos conectar al mayor emisor de CO2, Alemania, con Noruega, que está dispuesta a tratar grandes masas de CO2. También tenemos un proyecto piloto llamado «Luna», donde somos los operadores, y otro en Dinamarca, donde estamos evaluando en qué segmento de la cadena de valor podemos involucrarnos.
¿Está definido en qué segmentos de la cadena de valor participarán en esos dos proyectos?
Lo prioritario hoy es entender toda la cadena de valor completa para saber cómo recolectar el CO2, cómo transportarlo, tratarlo y almacenarlo. Nuestra competencia central es una empresa E&P, que principalmente tiene conocimiento del subsuelo; es decir, sabemos cómo son los yacimientos, pero debemos conocer otras partes de la cadena de valor, entender más sobre tratamiento, facilities.
¿Puede dar algún ejemplo de lo que están haciendo? Me refiero a los planes de reforestación.
Estamos analizando qué tipo de oportunidades de compensaciones tenemos. Creemos que la reforestación es la principal y la mejor para proceder, y estamos chequeando las oportunidades en cada país donde estamos. Buscamos y estamos en etapas tempranas, pero empezamos en varios países.
¿Cuáles son las variables que más pesan cuando se analiza un proyecto de hidrógeno: tener recursos de energía renovable para producir hidrógeno verde, tener gas natural para producir hidrógeno de gas natural o estar cerca de los mercados consumidores para evitar el costo de transporte?
Lo más importante es que construyamos el mercado lo más rápido posible, pero primero debemos ser abiertos a la tecnología. Tenemos una gran discusión en torno al hidrógeno, si debe ser verde, azul, todo el arcoíris. En lo personal, sostengo que lo importante es no excluir ningún tipo de tecnología que produzca hidrógeno, pero sí mantenernos abiertos a todas las tecnologías hasta que el mercado pueda decidir qué camino tomar. Una opción es que con el hidrógeno azul (que se produce a partir del gas natural) podríamos rápidamente crear el mercado, dado que el verde (que se genera con fuentes renovables) necesita más tiempo y mayor volumen. Además, estamos investigando proyectos de hidrógeno turquesa, que también pueden crecer y que separan hidrógeno del carbono, por lo que no existe el problema de tener que reinyectarlo. Estas tecnologías deben ser investigadas para definir si tienen sentido en el tiempo o no.
Si bien es muy incipiente pensar que Argentina se convierta en un exportador de LNG, ¿cómo analiza usted esa posibilidad?
Vimos que los precios globales como consecuencia de la guerra en Ucrania han afectado a todos los países, incluso a la Argentina, porque la importación de LNG se volvió tremendamente cara. Una consecuencia real de esa situación es que se visibilizó qué precio debe afrontar el país por depender de la importación, a pesar de que cuenta con el recurso natural para aumentar la producción de gas natural.
El primer objetivo debería ser volverse independiente y no soñar con el segundo paso sin tener el primero. Es claro que existe un gran potencial para la Argentina, así como beneficios para su balanza de pagos y para estabilizar su moneda. En el largo plazo, si el desarrollo de Vaca Muerta continúa como hasta ahora, ahí sí hay potencial para exportar. Y lo que se necesita es la infraestructura (por ejemplo, para el LNG se requieren tuberías). El gasoducto Néstor Kirchner es el primer paso para conectar mejor Vaca Muerta y su adicional capacidad,
y también se necesitan inversiones en plantas de licuefacción para poder exportar. Todo eso debe ser evaluado para que los proyectos tengan sentido.
Dado que Europa necesita asegurar el abastecimiento de gas, ¿existe alguna gestión de Wintershall Dea para generar un acuerdo y que Argentina pueda enviar gas a Europa si amplía su infraestructura?
En la situación actual de escasez de gas, cada metro cúbico que se produce, no importa dónde, es importante para volver a generar un mejor equilibrio entre oferta y demanda. Por lo tanto, lo que se produce en Argentina contribuye positivamente al mercado global. Nosotros estamos concentrados en proyectos, estamos invirtiendo en ellos. En los próximos cuatro años vamos a desembolsar hasta u$s 350 millones en proyectos como Fénix o Aguada Pichana Este.
¿Puede detallar cuáles son las etapas que debe enfrentar el proyecto Fénix (un nuevo desarrollo offshore de gas en la cuenca Austral)? ¿Y qué es lo que más le preocupa en ese proceso?
Tenemos los contratos necesarios desde hace tiempo para Fénix, que está ubicado en una de las plataformas offshore más australes del planeta. Allí ya contamos con experiencias anteriores, como Carina-Aries y Vega Pléyade. Creo que estos aprendizajes que hemos tenido junto a nuestros socios (TotalEnergies y Pan American Energy) nos prepararon técnicamente para avanzar en nuevos desarrollos offshore.
Antes comentó acerca de dos proyectos piloto de hidrógeno que están llevando adelante, ¿existe la posibilidad de crear una unidad de negocios dentro de Wintershall Dea o con algún socio para conocer mejor esa tecnología?
Lo estamos analizando, es otra parte en la cual creo que siempre debemos buscar socios. En el caso del proyecto Nor-Ge, ya hemos elegido a uno, que es la compañía noruega Equinor.
También mencionó que una de las decisiones que tomó Wintershall Dea fue reestructurar el porfolio tratando de quedarse con los activos que permitan reducir el nivel de emisiones. En la Argentina se desprendieron de dos áreas eminentemente petrolíferas en Vaca Muerta. Hoy la oferta de crudo está corta a nivel global. ¿Existe la posibilidad de que al menos temporalmente pongan el foco en desarrollos petrolíferos?
En Wintershall Dea nos definimos como una compañía de Gas & Petróleo porque un 70% de nuestra producción es gas natural. Entonces, nuestro foco está en el gas y también lo está en la Argentina. A partir del desarrollo de gas, sabemos que estamos contribuyendo al suministro energético y a la transición. A pesar de eso, también contamos con proyectos de petróleo, como por ejemplo en México, donde recientemente hemos encarado un nuevo desarrollo. Entonces, los proyectos de petróleo están en nuestra óptica, aunque deben cumplir ciertos parámetros de eficiencia y emisiones. Desde esa óptica, si existen oportunidades en la Argentina, las evaluaremos.
¿Cuán probable ve que Wintershall Dea vuelva a ser un operador en Vaca Muerta?
La chance de volver a ser un operador en Vaca Muerta (NdR: en 2020 transfirió dos áreas en la ventana de petróleo a Vista) dependerá de las oportunidades que encontremos en el futuro. Siempre estamos monitoreando las oportunidades en todos los países en los que nos encontramos.
La Argentina enfrenta desafíos gigantes en materia económica, con inflación y restricciones en el mercado de cambios, ¿qué es lo que más le preocupa de lo que ve hoy en Argentina?
Primero quiero destacar el esfuerzo enorme del gobierno para extender el Plan Gas 4 y 5. Lo positivo es que otra vez están buscando parámetros de sostenibilidad y brindando seguridad para dar certidumbre en el tiempo. Lo que lo que hace difícil y es un desafío, si se analizan los precios incluidos en el pliego del Plan Gas 5, es que los valores son similares a los de 2020, y el esquema los proyecta estables por seis años (hasta 2028). Lo que me preocupa, con relación a eso, es que no se toma en cuenta la inflación que está registrando en el mundo (cercana al 10% anual). El riesgo es que los precios no reflejen la realidad y eso es un tema en el que creo que hay que trabajar.
El segundo desafío para una empresa internacional que evalúa dónde invertir está representado por la estabilidad de la moneda y el acceso a las divisas. Cualquier limitante al mercado de cambios obviamente no es bueno y es un obstáculo. Apreciamos los esfuerzos del gobierno para mejorar esa situación, pero contar con un libre mercado sería una gran ventaja.
La situación de la macroecomía no va a mejorar inmediatamente, por lo que algunos proponen sancionar una ley especial de LNG que garantice la libre disponibilidad de divisas para las empresas que inviertan en Oil & Gas. ¿Es suficiente una ley de esas características para apalancar nuevas inversiones o deben mejorar las condiciones generales de la macroeconomía?
Definitivamente es una mezcla. Tener reglas claras por supuesto ayuda, pero eso no cambia las condiciones macroeconómicas. La macro siempre va a tener un gran rol. Nosotros estamos en la Argentina desde hace más de 40 años, estamos felices de estar aquí, invertimos y nos queremos quedar. Por eso, es muy importante para nosotros que existan discusiones constructivas con el gobierno y, al mismo tiempo, esperamos que los parámetros macroeconómicos mejoren.
Revista TRAMA completa: https://econojournal.com.ar/cntnt/uploads/2023/01/TRAMA-16-book_Final.pdf
La entrada «Me preocupa más el abastecimiento de gas para el próximo invierno que el de este año» se publicó primero en EconoJournal.
, Nicolas Gandini
