Por Sarah Kent y Robb M. Stewart
Las mayores firmas energéticas del mundo
están dejando de lado las grandes ideas que hace apenas un par de años
promocionaban como el futuro de la industria.
Desde Australia a Estados Unidos, las
víctimas de esta situación incluyen proyectos de perforación a grandes
profundidades, embarcaciones enormes que sirven como fábricas flotantes
de gas natural licuado (GNL) y tecnologías capaces de reducir las
emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles. Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y la australiana Woodside Petroleum PLC figuran entre las compañías importantes que cancelaron o aplazaron ambiciosas iniciativas.
Shell envió un claro mensaje el
miércoles, tras anunciar una caída interanual de 83% en sus ganancias
del primer trimestre. El conglomerado anglo-holandés divulgó una nueva
reducción de 10% en sus gastos de capital este año para dejarlos en
US$30.000 millones. “Para ser brutalmente franco, cualquier inversión en
instalaciones que deban construirse desde cero, ya sea gas natural
licuado flotante, aguas profundas u otras alternativas, está siendo
rigurosamente evaluada en cuanto a sus niveles de costos y retornos
debido al momento que atraviesa el sector”, afirmó Simon Henry, director
financiero de Shell, durante una conferencia telefónica.
Desde que los precios del crudo
empezaron a derrumbarse hace casi dos años, las petroleras han
postergado o cancelado proyectos por cerca de US$270.000 millones, según
la consultora noruega Rystad Energy. La mayor parte de esos recortes ha
recaído sobre iniciativas de alta tecnología que en su momento fueron
consideradas cruciales para contar con un suministro global sustentable
de energía.
El cambio supone un vuelco radical
respecto de la situación que imperaba hace una década, cuando el
incremento de la demanda de petróleo y una disminución de los recursos
dispararon los precios del crudo y las energéticas emprendieron
proyectos de vanguardia sin importar su costo.
Según los cálculos de la firma de información y analítica IHS Inc.,
las compañías de hidrocarburos redujeron en 15% sus gastos en
investigación y desarrollo en 2015, cuando la cotización del petróleo
promedió US$50 el barril, respecto de 2014, cuando el promedio de
precios rondó US$100 el barril.
“Observamos un repliegue de los clientes
en los proyectos verdaderamente complejos”, dice Kishore Sundararajan,
director de tecnología de GE Oil & Gas, división de servicios
energéticos de General Electric Co.
Los esfuerzos para reproducir el auge de
la energía de esquisto de EE.UU. en otros países también se han
resentido. Los volúmenes generados por la fracturación hidráulica son
los principales responsables de la caída del crudo, pero la exportación
de esta técnica se ha topado con obstáculos políticos, geológicos y
técnicos, agravados por el derrumbe de los precios.
Ahora, el foco está puesto en
tecnologías capaces de reducir costos y mejorar la eficiencia en
momentos en que las mayores energéticas siguen recortando costos y
despidiendo miles de trabajadores.
ConocoPhillips
reveló la semana pasada nuevos recortes de gastos por US$700 millones
para este año, la mitad de los cuales resultarán de la decisión de no
hacer exploraciones en aguas profundas en el Golfo de México. A su vez, Exxon Mobil Corp.
anunció en marzo una reducción de 25% en sus gastos de capital en 2016 y
prometió ser “muy selectiva” en sus inversiones. La británica BP PLC dejó entrever el mes pasado la posibilidad de hacer nuevos recortes de gastos si el mercado no se recupera el próximo año.
Los precios del crudo han ascendido a
sus niveles más altos del año. Los contratos Brent, la referencia
global, llegaron a US$48,50 el barril a fines de abril.
De todos modos, las empresas mantienen
la cautela sobre retomar iniciativas complejas y caras. “No estaríamos
dispuestos a realizar un aumento significativo (aunque) los precios del
petróleo regresaran a US$60 el barril”, señaló Brian Gilvary, director
financiero de BP, a un grupo de analistas en abril. “Evaluamos
detenidamente lo que podemos hacer en los márgenes de nuestro actual
portafolio”.
Unas de las grandes víctimas del
desplome de los precios han sido las plantas flotantes de GNL, buques
inmensos que esencialmente son fábricas marinas construidas para
explotar yacimientos de gas en lugares remotos. Durante mucho tiempo, el
gas natural fue transportado exclusivamente por gasoducto; las plantas
de GNL lo transforman en líquido, que puede ser transportado por barco.
Woodside Petroleum archivó el mes pasado
sus planes para tener una operación de GNL flotante en su yacimiento de
Browse, frente al litoral occidental de Australia. Según las
estimaciones de los analistas, habría costado US$40.000 millones. La
empresa indicó que sigue siendo partidaria de las plantas flotantes de
GNL, pero que las actuales condiciones del mercado no son conducentes a
este tipo de iniciativas.
El trabajo en las plantas gasíferas
flotantes se ha estado desarrollando desde inicios de los años 90, pero
todavía no hay ninguna en operación. La caída de los precios y un
inminente exceso de suministro de gas natural están haciendo archivar
paulatinamente los planes para nuevos proyectos.
“No es el momento de los proyectos de
capital grandes y pesados, por lo que invertir grandes sumas ahora no es
probablemente la decisión más inteligente”, afirmó en abril Peter
Coleman, presidente ejecutivo de Woodside.
Los costosos esfuerzos para reducir el
daño al medio ambiente mediante la captura y almacenamiento de carbono
también son susceptibles al desplome de los precios. Los proyectos,
conocido como CCS por sus siglas en inglés, atrapan el dióxido de
carbono liberado por procesos industriales y lo guardan bajo tierra.
Esta clase de iniciativas son consideradas fundamentales por muchos
analistas para impedir un cambio climático catastrófico y muchas
empresas son defensoras de la tecnología.
Shell y Chevron encabezan ambiciosos
proyectos en Canadá y frente a la costa de Australia, respectivamente.
No obstante, otros proyectos han demorado en despegar. CCS es un proceso
caro que a menudo depende de subsidios estatales. Shell canceló el año
pasado una planta propuesta en el Reino Unido luego de que el gobierno
retiró 1.000 millones de libras esterlinas en financiamiento. El bajo
precio del petróleo ejerce una presión adicional sobre cualquier
proyecto nuevo.
“Esta clase de iniciativas todavía están en pañales y son caras”, dijo el mes pasado John Watson, presidente ejecutivo de Chevron.
En las aguas profundas del Golfo de
México, las petroleras examinan nuevas oportunidades con recelo. Chevron
realizó una rebaja contable de US$500 millones en 2015 tras cancelar el
proyecto de Bucksin-Moccasin en la región. BP no ha tomado una decisión
final sobre si seguirá adelante o no con la segunda etapa de una
iniciativa que explota reservas de petróleo y gas a 400 metros de
profundidad.
No todos los grandes proyectos están
siendo postergados, pero los que se están llevando a cabo han sufrido
reducciones de costos. BP, por ejemplo, prevé continuar su proyecto Mad
Dog en el Golfo de México, pero cree que puede lograr mayores ahorros.
La empresa ha recortado 50% del costo de los primeros planes, que
incluían un diseño a medida y rondaban los US$20.000 millones.
Shell optó por seguir con la iniciativa
Appomattox con la meta de extraer 175.000 barriles diarios de petróleo
equivalente a 670 metros de profundidad en el Golfo de México después de
reducir los costos en 20%. Fue uno de un puñado de proyectos aprobados
el año pasado.
Prelude, el gigantesco carguero flotante de GNL de la empresa, sigue en construcción y se espera que entre en operación en 2018.
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