Por Pablo Takahashi – 08 de abril de 2022 (World oil)
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Cuestionados por los legisladores estadounidenses esta semana, los directores ejecutivos de las compañías petroleras más grandes del país se esforzaron mucho en explicar por qué no han aumentado la producción lo suficientemente rápido para controlar los precios de la energía que se disparan.
Para la gerente estadounidense de más alto rango de Shell Plc, Gretchen Watkins, la respuesta fue 1.600 millas (2.600 kilómetros) al suroeste de Capitol Hill, flotando en un astillero cerca de Corpus Christi, Texas. Mientras los legisladores demócratas interrogaban a Watkins y otros ejecutivos sobre los altos precios de la gasolina, cientos de trabajadores con overoles rojos y tostados estaban dando los toques finales a la plataforma petrolera en alta mar Vito. Se espera que la instalación de producción de 20 pisos que pesa tanto como un acorazado comience a bombear el equivalente a hasta 100.000 barriles diarios desde debajo del Golfo de México a finales de este año.
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Para entonces, el proyecto multimillonario habrá tardado 13 años en evolucionar desde el descubrimiento inicial del yacimiento petrolífero de Vito hasta la producción, lo que subraya los desafíos de llevar crudo marino al mercado.
A diferencia de los pozos de esquisto que cuestan $ 10 millones o $ 15 millones para perforar y meros meses para producir petróleo, los proyectos en alta mar cuestan miles de millones y rara vez se ponen en marcha en menos de una década. Esta diferencia en los modelos de negocios explica por qué es tan difícil para los gigantes petroleros como Shell aumentar rápidamente la producción cuando las interrupciones geopolíticas como la guerra de Rusia en Ucrania alteran los mercados. Con el precio del crudo a más de $100 por barril y los precios minoristas de la gasolina en alza, los políticos y los defensores de los consumidores quieren saber por qué la industria petrolera no bombea más rápido.
“Los 1,7 millones de barriles por día de producción que tenemos en el Golfo de México en este momento se deben a decisiones tomadas hace cinco o diez años”, dijo Erik Milito, presidente de la Asociación Nacional de Industrias Oceánicas, que representa a las industrias eólica y petrolera en alta mar. . “Lleva más tiempo llevar proyectos y barriles en alta mar al mercado, pero obtienes volúmenes masivos durante largos períodos de tiempo”.
Los llamamientos de los legisladores para impulsar la producción de petróleo se producen cuando el sector marino aún se está recuperando del ascenso del esquisto hace más de una década y de las caídas de petróleo consecutivas más recientes. En la última media década, los perforadores despidieron a miles de trabajadores y desecharon decenas de plataformas y otros equipos, en parte porque la atención de la industria petrolera se centró en los campos de esquisto que son más baratos y rápidos de extraer.
La promesa de campaña de la administración Biden de librar al mundo de los combustibles fósiles para contrarrestar el cambio climático solo ha complicado las cosas. Los esfuerzos de la Casa Blanca para frenar el arrendamiento y los permisos de perforación en aguas federales han obstaculizado el flujo de inversión hacia el Golfo de México, un factor clave en la crisis energética que ahora está en curso, dijo Milito.
El aumento rápido de la producción es especialmente desafiante para Shell, ya que en los últimos años se movió agresivamente para alejarse de los combustibles fósiles. El año pasado, la compañía con sede en Londres vendió sus participaciones en esquisto en la prolífica Cuenca Pérmica y anunció que su producción de petróleo ya había alcanzado su punto máximo y disminuirá anualmente de ahora en adelante.
Shell, que compite con BP Plc por el título de principal productor de petróleo del Golfo de EE. UU., se ha comprometido a utilizar las ganancias de su negocio de petróleo en alta mar de bajas emisiones para ayudar a financiar su transición energética e inversiones en energía eólica y solar.
Históricamente, el Golfo de México ha sido una fuente estable de crudo doméstico, produciendo de 1,2 millones a 2 millones de barriles diarios durante los últimos 20 años. Un barril de crudo del Golfo de México tiene aproximadamente la mitad de la huella de carbono del petróleo de esquisto de la Cuenca Pérmica, en gran parte porque la práctica de quemar el exceso de gas natural es mucho menos común, según S&P Global Platts.
“El Golfo de México es un sólido ejemplo de un activo nacional estratégico que puede desempeñar un papel clave en la estabilización del suministro y acelerar la transición hacia emisiones netas de carbono cero”, dijo Watkins a los legisladores el miércoles. “El petróleo producido en el Golfo de México tiene una de las intensidades de gases de efecto invernadero más bajas del mundo”.
A pesar de los beneficios de menores emisiones del petróleo en alta mar, la era de los megaproyectos y la frenética exploración en aguas profundas en el Golfo de México puede haber terminado. Cuando Shell comenzó a planificar Vito hace una década, se esperaba que la plataforma fuera similar a Appomattox, la instalación más grande del Golfo de la compañía y capaz de bombear 175,000 barriles por día durante 40 años.
El proyecto Vito estuvo cerca de obtener el visto bueno en 2014 cuando Arabia Saudita inundó el mercado mundial con crudo barato para perjudicar a los productores de esquisto de EE. UU. La plataforma se rediseñó en 2015 para reducir el precio en un 70 por ciento. Cuando Vito abandone las aguas costeras en junio para finalmente aprovechar el campo submarino, tendrá un tercio del tamaño de Appomattox y estará diseñado para funcionar durante 25 años.
“Diseñamos una F-150, que puede hacer del 80 al 90 por ciento de lo que puede hacer una F-350”, dijo Kurt Shallenberger, gerente de proyectos de Vito, refiriéndose a las icónicas camionetas que son omnipresentes en Texas. “No se diseña para un solo ciclo; tiene que ser asequible durante el ciclo largo. Si miras la transición energética, creemos que ese precio no se va a quedar donde está hoy”.
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