New York Times Syndicate

Petroleras quieren revivir el negocio en el Mar del Norte

Si la región logra ser viable podría continuar dándole a Europa una ventaja contra su dependencia en el petróleo y gas de Rusia y los miembros de la OPEP.
New York Times Syndicate
12 junio 2015 16:6 Última actualización 14 junio 2015 5:0
Chevron

(Bloomberg)

ABERDEEN, Escocia.– Aun antes de que Craig May, un ejecutivo de Chevron de tiempo atrás, se mudara a este puerto en el mar del Norte hace dos veranos, sabía que la riqueza petrolera en aguas británicas iba en la pendiente pronunciada de un descenso de décadas.

Junto con otras de las gigantes petroleras que hacen de Aberdeen su centro en el mar del Norte, Chevron dejó que sus operaciones costa afuera se volvieran ineficientes. Todavía había bastante petróleo y gas. Sin embargo, los gastos en aumento, dijo May, ya no justificaban los ingresos decrecientes de los pozos submarinos.

“Reconocimos que no estábamos estructurados en la forma correcta”, dijo May, quien ahora dirige la exploración y la producción de la compañía en el norte de Europa. “El costo siempre importa”.

Y eso fue cuando el petróleo se vendía en más de 100 dólares el barril.
Ahora, con el precio del barril que bajó cerca de 40 por ciento respecto de hace un año y con algunas operaciones que están cerrando plataformas anticuadas, May y Chevron están en carrera contra la irrelevancia de sus operaciones en el mar del Norte.

No es factible que la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) proporcione algún tipo de alivio a la industria del mar del Norte con la reducción de la producción para reforzar los precios.

Más bien, la OPEP – que no incluye a Gran Bretaña ni a ningún otro productor en el mar del Norte – espera que una temporada de precios bajos desaliente nuevas inversiones en la región de la costa alta, como el mar del Norte, reduciendo su producción.

Aun antes de que el precio comenzara a colapsarse el verano pasado, May tomaba medidas para arreglar los costos de Chevron en el mar del Norte y planear tecnologías nuevas – incluido un centro de operaciones integradas, de tres millones de dólares, en Aberdeen – para liberarse de ineficiencias renovadas de plataformas petrolíferas de costa afuera, de unos 20 a 30 años de antigüedad.

Es muchísimo más lo que está en juego que la rentabilidad de la compañía. Los esfuerzos son una prueba de la viabilidad persistente de una región energética que, si se nutre, podría continuar dándole a Europa una ventaja contra su dependencia en el petróleo y el gas de Rusia y los miembros de la OPEP.

Igualmente crucial, las técnicas que está experimentando Chevron en el mar del Norte podrían servir de guía a las compañías petroleras de todo el mundo para sacarle vida continua a las envejecidas operaciones energéticas costa afuera – donde quiera que se encuentren – y aprender de algunos de los errores de la industria.

En cierto sentido, las aguas británicas son un microcosmos de la industria mundial. Los costos, en especial de las operaciones costa afuera, se han incrementado en todo el mundo, mermando las ganancias y reduciendo los incentivos para nuevas exploraciones.

A pesar del empuje mundial hacia la energía renovable y la perforación costera de petróleo y gas a partir del esquisto en Estados Unidos y otras partes, es probable que el mundo requiera un suministro adecuado, a largo palazo, de petróleo submarino, si se puede extraer económicamente. Chevron, por ejemplo, pospuso un proyecto en aguas profundas escocesas, llamado Rosebank, donde el mar del Norte cede el paso al Atlántico, justo al noroeste de las islas Shetland, por considerarlo poco viable en la actual economía del sector.

Como lo han hecho otras grandes compañías petroleras, Chevron ha recurrido a despidos y otras medidas para reducir los costos. Si bien la reducción total de empleos en la industria, en la región del mar del Norte, ha sido, hasta ahora, de pocos miles, la consultoría en administración Ernst & Young pronostica que podrían perderse unos 35,000 de los 375,000 empleos relacionados con la industria del petróleo en Gran Bretaña, en los próximos cuatro años.

“El problema en el mar del Norte es existencial en torno al costo en dinero de la operación en el nivel actual de los precios del petróleo”, dijo hace poco Simon Henry, el director financiero de Royal Dutch Shell, cuando hablaba de los resultados trimestrales de la compañía.
Y en el mar del Norte, ninguna compañía es una isla.

La región es una vasta red de campos y oleoductos interconectados, así como de otra infraestructura, con dueños distintos, que transportan petróleo y gas. Si una cierra un nodo en esta red, otras podrían verse obligadas a cerrar partes de sus propias operaciones.

Chevron, por ejemplo, perdió producción durante varios meses en un campo llamado Erskine, porque su petróleo fluía a través de un campo que operaba el Grupo BG, el cual lo había cerrado desde octubre para modernizarlo, pero hace poco se reintegró a la línea.

“Se requiere de un solo campo que esté expuesto a una pieza de la infraestructura para que se ponga en peligro a todo el sistema”, explicó Derek Leith, un consultor en energía en Ernst & Young en Aberdeen.
Una vez que se empieza a cerrar campos, las compañías no pueden solo abandonarlos. La ley internacional demanda que desmantelen en forma segura y limpia las plataformas y equipo submarino, un proceso que tiene costos considerables.

Se ha proyectado que la industria gastará alrededor de 15 mil millones de libras (23 mil millones de dólares), en la siguiente década, en el desmantelamiento del mar del Norte; un gasto que puede esperar diferir, en parte, entre más pueda exprimirle vida a las operaciones existentes.

A Apache, una compañía petrolera de tamaño mediano, con sede en Houston, se la considera una especie de modelo. En el 2003, Apache adquirió una parte del campo Forties, uno vasto en el mar del Norte, a 225 kilómetros de Aberdeen, que se descubrió en 1970 y alguna vez produjo cerca de medio millón de barriles diarios. Para cuando Apache le compró la parte a BP, la producción había disminuido a 41 mil barriles al día.

Sin embargo, Apache la aumentó en 20 por ciento, a cerca de 50 mil barriles diarios, al invertir en pozos nuevos y en la instalación de más generadores de electricidad para reducir tiempos muertos, según James L. House, hasta hace poco, el gerente para el mar del Norte de la compañía.

“Todos tenemos acceso al mismo nivel de tecnología y contratamos gente con antecedentes educativos similares”, comentó. “Es el cómo se toman las decisiones y cómo se ejecutan”.

En Chevron, May dice que lo animan los esfuerzos de su compañía para reclamar el mar del Norte. Chevron continúa con el desarrollo de un nuevo campo llamado Alder. Y todavía podría proseguirse con el gigantesco proyecto Rosebank, notó May. “Hemos estado aquí durante 50 años”, señaló. “Queremos quedarnos”.

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