Economía

¿Por qué las grandes petroleras de EU 'olvidan' 
sus megaproyectos?

Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron, ConocoPhillips y Hess han postergado o abandonado proyectos que van desde las aguas profundas del Golfo de México hasta las arenas petrolíferas de Canadá y el Ártico.
Bloomberg
30 octubre 2015 22:14 Última actualización 31 octubre 2015 5:0
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El boom del shale en EU ha llevado a las grandes petroleras ha olvidarse de sus mayores proyectos. (Bloomberg)

El boom del shale en EU ha llevado a las grandes petroleras ha olvidarse de sus mayores proyectos. (Bloomberg)

Las grandes compañías petroleras de Estados Unidos comienzan a pensar en una contracción.

Una persistente caída del crudo que se prolonga desde hace 16 meses y cuyo fin no está a la vista lleva a las empresas petroleras más grandes de Estados Unidos a alejarse de megaproyectos caros y de alto riesgo que durante mucho tiempo se consideraron el futuro del sector, así como a acercarse a operaciones de shale más seguras, que generan el efectivo necesario para satisfacer a inversores nerviosos.

Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Chevron, ConocoPhillips y Hess han postergado o abandonado proyectos que van desde las aguas profundas del Golfo de México hasta las arenas petrolíferas de Canadá y el Ártico. Al mismo tiempo, Exxon y Chevron anunciaron planes de incrementar de forma sustancial la producción de crudo estadounidense, en buena medida como resultado de sus operaciones de shale.

“¿Qué tiene más sentido en este contexto: perforar un pozo de 100 millones de dólares en aguas profundas del Golfo que podría resultar vacío o hacer múltiples perforaciones en el oeste de Texas, donde ya se sabe que en cada uno hay unos millones de petróleo?”, dijo Michael Webber, vicedirector del Instituto de Energía de la Universidad de Texas.

Se estima que las compañías exploradoras reducirán el gasto en pozos en aguas profundas entre 20 y 25 por ciento el año próximo, en comparación con entre 3 y 8 por ciento de reducción total en todo tipo de yacimientos, según analistas de Barclays como J. David Anderson. El tipo de reservorios gigantes que exigen un tratamiento de megaproyecto sólo se encuentra ahora en las zonas más accidentadas, profundas y frías del mundo.


Un ejemplo: la falla de un equipo obligó a Chevron a postergar hasta por lo menos 2018 un proyecto en aguas profundas del Golfo de México que estaba previsto comenzara a extraer crudo este año. La compañía, que tiene sede en San Ramón, California, no ha dicho si el retraso elevará el precio, que ya había aumentado 28 por ciento respecto de una estimación de 4 mil millones de dólares de 2010.

“Son malos momentos para los megaproyectos”, dijo Joseph Triepke, director gerente de Oilpro.com y ex analista de la unidad Surveyor Capital de Citadel LLC. “Cuando el petróleo estaba a 90 o 100 dólares por barril había mucho margen para obtener retornos. Pero al estar a 45 dólares no hay margen".

Los proyectos enormes no pueden retrasarse ni excederse en gastos

ConocoPhillips, la tercera mayor compañía petrolera de Estados Unidos, canceló en julio los planes de explorar en aguas profundas del Golfo de México este año. Rescindir el alquiler a largo plazo de una torre podría costarle a la empresa de Houston 400 millones de dólares.

Otros megaproyectos decepcionantes incluyen el desarrollo Kearl de Exxon en el oeste de Canadá, donde desafíos logísticos y un clima difícil retrasaron en varias ocasiones el proyecto de 12.7 mil millones de dólares hasta su apertura en 2013. Los planes para incrementar la producción nuevamente en 2020 han sido archivados indefinidamente. 

El boom del shale llevó a una superabundancia de suministros que desinfló los precios a más de la mitad desde 2014 y el shale permanece como una de las opciones más económicas para los productores.

Para Exxon y Chevron, eso significa redirigir su gasto a una región que ignoraron durante medio siglo antes del boom del shale.

Exxon ha más que triplicado el número de plataformas que tiene perforando campos de shale a lo largo de Estados Unidos desde la compra de XTO Energy por 35 mil millones de dólares en junio de 2010, dijo Jack Williams, vicepresidente senior a cargo de pozos de Exxon, durante una reunión en marzo con analistas en Nueva York.

Exxon planea duplicar su producción de shale en Estados Unidos en los próximos tres años.

Para Chevron, está previsto que los yacimientos de shale contribuyan con el equivalente a 160 mil barriles de petróleo diarios en los próximos dos años, indicó la compañía en marzo. 

Sólo 10 por ciento de los descubrimientos que no son shale este año serán redituables, por debajo del 40 por ciento de 2010, consideró Julie Wilson, analista de exploración en la firma Wood Mckenzie. Los sobrecostos han castigado el 64 por ciento de los megaproyectos petroleros y gasíferos y 73 por ciento de ellos han presentado retrasos, de acuerdo con una encuesta de Ernst & Young.

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