“La mala es que no hallamos petróleo –decía un viejo chiste de los exploradores petroleros–. La buena es que tampoco hallamos gas.” Potencialmente peligroso y más difícil de manejar que el líquido, el gas natural solía ser un quebradero de cabeza para las compañías petroleras. Ahora el gas domina el pensamiento de los jerarcas del petróleo en Occidente y, cada vez más, la cartera de sus firmas. Siete de los ocho proyectos que Exxon Mobil completó el año pasado eran sobre yacimientos de gas natural. Dos de los tres que tiene programados para este año también se relacionan con gas. Royal Dutch Shell dice que hacia 2012 la mitad de su producción será de gas. El alto precio actual del petróleo aún hace que sea el producto más importante de cualquier gran empresa del ramo, pero las grandes compañías occidentales se inclinan cada vez más hacia el gas.

Eso se debe en parte a que el petróleo es cada vez más difícil de encontrar, por razones geológicas y políticas. La producción mundial de crudo llegará a su máximo en unas décadas, o antes. Y el petróleo fácil restante –el que puede extraerse sin demasiado trabajo o gasto– está cada vez más lejos del alcance de las firmas occidentales. Casi 90% está en manos de petroleras nacionales que, con pocas excepciones, han marginado de sus riquezas a las gigantes de Occidente. Esto ha obligado a éstas a aventurarse en zonas más arriesgadas y costosas, sobre todo en aguas profundas, como las del Golfo de México y las ubicadas frente a la costa occidental de África, y en reservas no convencionales, como las arenas bituminosas de Canadá. De ahí el atractivo del gas, y la cadena de convenios de exploración que se ha dado en Australia y América.

En marzo Shell se unió a PetroChina para comprar las posesiones en Australia de un especialista en gas, Arrow Energy, por 3 mil 200 mdd. ConocoPhillips pagó 5 mil mdd en 2008 por otra empresa australiana de gas, Origin Energy. Chevron gasta casi 40 mil mdd en construir una planta de gas natural licuado frente a la costa de Australia, que es sólo uno de más de una docena de proyectos en ese país. Casi en todos hay una gran empresa occidental como accionista mayoritario.

Entre tanto, en EU las gigantes se ven atraídas por la apertura de vastas reservas nuevas no convencionales. En mayo Shell dijo que pagaría 4 mil 700 mdd por East Resources, compañía que tiene acceso al esquisto de Marcellus, gran depósito de gas cercano a los mercados de la costa este del país. Total y BP tienen proyectos conjuntos iniciados por Chesapeake Energy, productora de gas de esquisto y en diciembre Exxon Mobil ofreció 41 mil mdd por XTO Energy, otra especialista en gas de esquisto. El convenio, aprobado el 25 de junio, dará impulso a una nueva ola de compra de activos en el sector, afirma la firma contable Ernst & Young.

El gas es también más fácil de desarrollar. El costo de los desarrollos de gas ha bajado: por ejemplo, el de una terminal flotante de GNL se ha reducido a la mitad en los dos años pasados, en tanto la creciente inaccesibilidad del petróleo fácil ha encarecido los proyectos petroleros. Algunos de los mayores proyectos petroleros parecen tener una complejidad amedrentadora. El campo Kashagan, en el mar Caspio, uno de los mayores descubrimientos de las décadas recientes, debía entrar en operación en 2005. Ahora la fecha es 2012, y los costos sobrepasarán 100 mil mdd. El desastre del pozo de BP en el Golfo de México podría aumentar los costos si lleva a reglamentaciones más severas.

Y si bien las petroleras nacionales han excluido en su mayor parte a las gigantes de sus planes, se necesita experiencia y capital extranjero para los complejos proyectos de gas natural. Qatar es ahora el principal exportador global de GNL, pero llegó a ello mediante asociaciones con las grandes firmas. En contraste, Irán no ha logrado construir un negocio viable de exportación con sus reservas, las segundas del mundo en volumen. La firma Gazprom de Rusia se asoció con Shell para lanzar su negocio de GNL en la isla de Sakhalin, y eligió a Total, también experta en GNL, para desarrollar el enorme campo Shtokman, en el Mar de Barents.

Ya no estamos en Texas

Los costos de proyectos de gas natural tienen enormes variaciones. Una planta exportadora de GNL puede costar decenas de miles de mdd, lo que rivaliza con proyectos petroleros en gasto y complejidad. Eni, gigante petrolera italiana, se ha asociado con Gazprom en un proyecto para llevar gas de Rusia a Europa central. La inversión podría exceder de 20 mil mdd. En el otro extremo del espectro, los nuevos campos de gas de esquisto se expanden cada vez más, con la adición de pequeños pozos que cuestan apenas 5 mdd cada uno. Pero los dos tipos de inversión están mucho menos expuestos a las veleidades de los mercados de materias primas que los grandes proyectos petroleros. Las plantas de GNL sólo se echan andar una vez que la firma ha asegurado suficientes contratos a largo plazo, algunos a 20 años o más, para apuntalar el proyecto. El mercado del gas sigue dominado por tales convenios: la forma más líquida de comercio es en GNL, pero representa apenas 8% del mercado global. Una petrolera, en contraste, no puede saber si el crudo se venderá en 150 dólares el barril de aquí a cinco años, o en una fracción de ese precio.

Pero la transición hacia el gas, en particular el gas de esquisto, requiere un cambio en los modelos de negocios de las gigantes petroleras. Para que el gas siga fluyendo del esquisto se requiere la perforación rápida y repetida de muchos pozos pequeños, lo cual es un gran cambio para empresas acostumbradas a tomar decisiones binarias, como las llama un ejecutivo, de si gastar mil mdd en una década para desarrollar un campo. Según las condiciones del mercado, los perforadores de esquisto deben acelerar la producción o reducirla, tal como un proveedor de electricidad debe encarar los cambios en la demanda. De hecho, el negocio del gas es un negocio de infraestructura: perforar pozos, construir plantas e instalar ductos. Mientras más se dediquen al gas, las firmas petroleras se verán más como compañías de servicios públicos.

Podría no ser algo malo. En el pánico posterior al derrumbe de los precios petroleros de 2008, las empresas se dieron prisa en cerrar proyectos de crudo en todo el mundo. Tan sólo en Canadá se archivaron proyectos de arenas bituminosas por 90 mil mdd. Los proyectos petroleros parecen cada vez más riesgosos y caros, y siempre dependerán de un mercado volátil. El gas natural ofrece reservas a largo plazo, ganancias relativamente estables y menor riesgo (aunque existen preocupaciones ambientales sobre la posible contaminación de mantos acuíferos a causa de la extracción de gas de esquisto).

Sin embargo, en su mayor parte la carrera por el gas es una apuesta sobre la demanda y sobre la política relativa al cambio climático. La Agencia Internacional de Energía informa que el consumo de petróleo ha llegado al clímax en Occidente y podría elevarse globalmente en apenas 0.5% anual de aquí a 2030. En cambio Exxon Mobil espera que el uso de gas sea 55% más alto en 2030 respecto de 2005. Aun eso sería conservador. Philippe Boisseau, director de la división de gas y energía de Total, afirma que el potencial para el consumo de gas en China, por ejemplo, es mucho mayor de lo previsto. Sólo la falta de infraestructura de importación detiene la demanda en ese país, asegura.

La industrialización y la electrificación en el mundo en desarrollo requerirán de muchas estaciones de energía. Si los gobiernos comienzan a castigar a los combustibles que emiten más dióxido de carbono, una buena porción de esa electricidad provendrá del gas. Un impuesto de 30 dólares a la tonelada de carbón haría que el gas –que contamina la mitad que el carbón al quemarse– fuese el combustible preferido para las nuevas estaciones de energía. Si se duplica ese impuesto, el gas sería competitivo también con la energía nuclear y eólica, dice Exxon Mobil. Los esfuerzos de los gobiernos del mundo por reducir las emisiones de carbón se han estancado, pero las grandes petroleras votan con sus perforadoras. Creen que el futuro será menos aceitoso y más gaseoso.

Fuente: EIU

Traducción de texto: Jorge Anaya