Avanza la exploración offshore: las empresas invertirán u$s 140.000 millones hacia 2027

Unos 220 kilómetros al sudeste de la ciudad estadounidense de Nueva Orleans, la más reciente plataforma petrolera de Shell se levanta sobre las aguas turbulentas del Golfo de México. Denominada Vito, la estructura encarna la nueva manera de afrontar la perforación submarina por parte de la empresa y del sector en general.

"Vito representa el futuro de Shell en el Golfo de México", señala Ireti Omotoso, gerente general de Shell a cargo de crecimiento de activos en EE.UU., por sobre el rugido del equipo de compresión. "Es más rápida, delgada, crea menos emisiones y es más avanzada tecnológicamente que plataformas anteriores -explica-. Hace mucho más con menos".

Vito forma parte de una nueva generación de instalaciones que la industria despliega en tanto refuerza el gasto en la perforación submarina a 150 metros por debajo de la superficie, apostando a que el mundo seguirá sediento de hidrocarburos en los años por venir.

El argumento del sector ante los inversores es que las nuevas tecnologías y los avances en la eficiencia pueden reducir el costo enorme de la perforación submarina, a la vez que disminuyen drásticamente las emisiones durante el proceso de extracción.

Este aumento en el interés por la exploración submarina implica un cambio en la suerte de una fuente de petróleo que había perdido protagonismo luego de varios derrames catastróficos, la caída del precio y la llegada del auge del shale en Estados Unidos.

Pero el sondeo de los abismos en busca de petróleo volvió a ponerse de moda. El crecimiento antaño explosivo del shale se esfumó y ahora las empresas buscan fuentes nuevas de gas y petróleo. La invasión rusa de Ucrania hizo que se dispararan los precios, lo que inundó de dinero a las compañías a la vez que muchos gobiernos dieron prioridad a la seguridad energética por encima de las metas climáticas.

Esto impulsó al sector -y a sus inversores- a autorizar nuevos emprendimientos, acelerar la exploración de nuevas fronteras en África, Sudamérica y Asia, y perforar el lecho a mayor profundidad en pos de descubrimientos.

"Este retorno parece que hará de los 2020 la década de las aguas profundas", señala Espen Erlingsen, socio senior en la consultora Rystad Energy.

Cálculos de Rystad indican que en el transcurso de 2024 las empresas habrán gastado u$s 104.000 millones, una aumento de casi el 50% desde 2020 y el mayor nivel desde 2016. Hacia 2027 la cifra subirá hasta los US$ 140.000 millones. Este repunte promovió un frenesí por equiparse: en 2023 el precio de alquilar las plataformas tocó el máximo en nueve años, según datos de RigLogix.

Pero la industria afronta la oposición de ecologistas alarmados por la posibilidad de que se acumulen miles de millones de barriles de producción adicional que seguirán emergiendo en los años por delante.

Cuando los líderes mundiales se reunieron en la Conferencia sobre el Clima de Naciones Unidas (COP 29) en Azerbaiyán, grupos ecologistas denunciaron que el sector está ignorando la promesa firmada por sus gobiernos de iniciar la transición que deje atrás los combustibles fósiles.

Acusan a Shell y BP de diluir las metas referidas al clima y les preocupa que la perforación a mayor profundidad provoque otra crisis ambiental como el desastre en 2010 de Deepwater Horizon, el peor derrame petrolero de la historia, que causó la muerte de 11 personas.

Estos temores se vieron exacerbados por el triunfo de Donald Trump, quien ha prometido relajar las regulaciones ambientales y permiten que las compañías "perforen, nena, perforen". Aun así, los analistas prevén que su presidencia tendrá poco impacto sobre la producción a corto plazo. Las firmas empeñadas en ofrecer rendimientos a los accionistas son reacias a abrir los grifos demasiado rápido, porque ello causaría el riesgo de inundar de oferta el mercado y lesionar la rentabilidad.

"La actitud de las grandes petroleras indica una falta de imaginación más allá del gas y el petróleo", protesta Mark van Baal, director del grupo activista Follow This. "En momentos en que el mundo debe salir con rapidez de los hidrocarburos, estas compañías apuestan a proyectos de combustibles fósiles con décadas de duración, y vuelcan enormes cantidades de capitales en un mercado que comenzará a decaer antes del fin del decenio".

Con todo, el potencial para la empresas es inmenso. Frente a la costa de Guyana, en América del Sur, estalló una disputa en torno al mayor descubrimiento petrolero en una generación que enfrena a ExxonMobil y Chevron, las dos petroleras más grandes de Occidente.

Exxon pretende impedir que su pequeña rival estadounidense ingrese en el llamado Bloque Stabroek mediante la adquisición por u$s 53.000 millones de Hess, que es dueña de una porción del 30 por ciento del proyecto. Propietaria de otro 45 por ciento, Exxon insiste en que tiene el derecho de prioridad y se embarcó en un mecanismo de arbitraje.

Se calcula que entre 2024 y 2040 el proyecto generará unos u$s 170.000 millones para Exxon y sus socios. Guyana recibirá u$s 190.000 millones en el mismo período, indican previsiones de Wood Mackenzie.

El descubrimiento, que rápidamente está convirtiendo a Guyana en el más reciente "petroestado" del mundo, fomentó nuevas exploraciones por parte de los grandes del sector y de algunas empresas petroleras estatales en fronteras que van de Brasil a Angola.

Meses atrás, TotalEnergies de Francia habilitó su proyecto GranMorgu, por u$s 10.500 millones, en Surinam, que limita con Guaya. Frente a la costa de Namibia la portuguesa Galp, junto con Shell y Total, también hicieron grandes hallazgos.

Este renacimiento de la perforación mar adentro tiene grandes implicancias geopolíticas. En los últimos 12 años la franja del shale, dominada por Estados Unidos, ha sido la principal fuente de crecimiento del petróleo en Occidente, y transformó al país en el mayor proveedor mundial.

Pero en 2025 se prevé que las aguas profundas desplazarán al shale como fuente del mayor crecimiento de la producción por fuera de la OPEP, lo que le conferirá un papel crucial en las capitales occidentales en momentos de creciente tensión internacional.

"Hacia el fin de este decenio, las aguas profundas serán la fuente clave, si no la única, del crecimiento petrolero por fuera de la OPEP", vaticina Erlingsen. En la sala de mandos de Vito, decenas de pantallas muestran datos referidos a producción, emisiones y eficiencia. Pero en realidad los pozos de la plataforma se controlan desde el centro nervioso que está en Nueva Orleans.

Todas sus operaciones pueden dirigirse desde la costa, donde unos ingenieros emplean equipos de realidad virtual para efectuar revisiones y cambios directos, lo que reduce al mínimo la cantidad de personas que deben estar a bordo de la plataforma. Las inspecciones de los tanques, que antes habrían correspondido a humanos, ahora se hacen con drones.

Al mismo tiempo el equipo se ha reducido a lo esencial, con un solo tren de producción y sin apoyos redundantes. "La decisión en torno a Vito fue achicar todo al máximo", explica Colette Hirstius, directora de las operaciones de Shell en el Golfo de México.

Con 22.000 toneladas, Vito, que el año pasado empezó a bombear petróleo, tiene un tercio del peso de la Appomattox, de Shell, que entró en servicio en 2019. Vito fue diseñada para albergar a 60 personas, contra las 180 de su predecesora. Pero tiene la potencia suficiente para bombear hasta 100.000 barriles de petróleo por día (bpd), una capacidad que representa el 60 por ciento de la de Appomattox.

El nuevo modelo mar adentro del sector implica que pueden operar con mucha más ahorros que antes. El costo promedio de desarrollar yacimientos en aguas profundas casi se redujo a la mitad en el decenio pasado, desde los US$ 14/bpd a los US$ 8/bpd, indica Rystad.

"En días pasados habríamos desarrollado montones de (estructuras) de hierro -recuerda Rich Howe, vicepresidente ejecutivo de Shell a cargo de aguas profundas-. Hoy creo que el aumento de nuestra actividad se da más a través de activos pequeños, rápidos, ágiles, y con ciclos temporales breves".

Los avances tecnológicos también permiten que el sector llegue a barriles que antes estaban fuera de alcance, en aguas más profundas y a presiones ultra elevadas. A unos 200 kilómetros de Vito, en agosto, Chevron comenzó la producción en su plataforma más reciente, Anchor, que recupera petróleo de un reservorio a 9.000 kilómetros por debajo de la superficie marina.

Ese proyecto de u$s 5.700 millones es el primero del mundo diseñado para soportar una presión de 1400 kg/cm², alrededor de un tercio más que en anteriores despliegues, y equivalente a la presión que ejercen unas 650 topadoras de tamaño medio.

"Anchor es algo grande", asegura Bruce Niemeyer, presidente de Chevron a cargo exploración y producción en América. "Es un desarrollo fundacional en cuanto a lo que hemos logrado aquí y abre toda una gama de oportunidades".

Shell y BP prevén adoptar tecnologías similares de presión extrema en yacimientos vecinos en el Golfo de México, el antiguo campo de pruebas para tecnologías que luego se llevan a otros puntos en el mundo. Pero aunque las compañías anuncian una nueva era en perforación mar adentro, el aumento en la actividad -y el sondeo de mayores profundidades- genera preocupación en ciertos sectores.

La industria está perseguida por la explosión de la plataforma Deepwater Horizon en el yacimiento Macondo de BP. A lo largo de 87 días se vertieron 134 millones de galones de petróleo en el norte del Golfo de México que mataron a unas 800.000 aves marinas y casi extinguieron a la ballena de Rice.

La catástrofe contribuyó a mermar el crecimiento de las perforaciones mar adentro, un factor que luego se completó con el crecimiento del shale y la caída de los precios en 2014.

"Todos se pusieron súper cautelosos en particular en el Golfo de México", dice Patrick Pouyanné, director ejecutivo de TotalEnergies, recordando los u$s 60.000 millones por diferentes sanciones que debió pagar BP. El sector indica que desde el accidente han cambiado de manera significativa las medidas de seguridad, que ahora incluyen mejoras notables en el control de derrames.

"Es un acontecimiento que cambió para siempre a nuestra empresa y, en los hechos, modificó y cambió a la industria...no sólo en el Golfo de México sino en el mundo", declaró Andy Krieger, vicepresidente senior de BP a cargo de operaciones en la zona.

"Lo que ha cambiado y es esencialmente diferente es la mitigación adoptada y el manejo del riesgo, y el rigor con el que administramos ese riesgo", agregó.

Pero muchos expertos y ambientalistas desconfían. "Nos quedamos cortos (en el mundo) cuando expandimos el desarrollo y demandamos mayores profundidades sin prever los riesgos que estaban en juego", denuncia Donald Boesch, profesor de ciencia marina en la Universidad de Maryland, quien fue designado por el presidente norteamericano Barack Obama en la Comisión Nacional sobre el derrame y la perforación mar adentro de Deepwater Horizon. "Ahora -añadió- estamos ingresando a un nuevo territorio en el que existen riesgos incluso mayores en relación con la presión y la profundidad de los pozos".

Aunque se hicieron mejoras, muchas de las recomendaciones de la comisión nunca fueron aplicadas y el fracaso del Congreso estadounidense en convertirlas en ley implica que pueden ser revertidas. Leo Lindner, quien trabajó como ingeniero en Deepwater Horizon y perdió a varios compañeros en la tragedia, afirma que la explosión del pozo demostró hasta qué punto la industria pone "las ganancias por delante de las personas", y el fracaso de los reguladores.

"La industria petrolera tiene tanto poder que los reguladores en realidad no regulan, son facilitadores de esas compañías -protesta-. Y si los reguladores ceden ante las petroleras, entonces los riesgos aumentan".

Pero lo que más preocupa a Lindner, quien hoy trabaja para True Transition, un grupo que ayuda a trabajadores del petróleo y el gas a encontrar nuevos empleos en campos emergentes, es que el auge de la perforación mar adentro provoque el regreso, con secuelas devastadoras, de la "jactancia y la soberbia" de los ejecutivos petroleros.

A los adversarios del renovado apetito por la perforación mar adentro les molesta un problema más amplio: al gastar miles de millones de dólares en proyectos con múltiples décadas de duración, las compañías se aferran a la producción petrolera en un momento en el que se necesita con urgencia salir de los combustibles fósiles.

En mayo de 2021 el Organismo Internacional de Energía Atómica indicó que si el mundo pretende contener el aumento de la temperatura por debajo del 1,5 grado hacia 2050, entonces no debería efectuarse ninguna exploración de combustibles fósiles.

Un informe reciente de la Organización Meteorológica Mundial señaló que las emisiones alcanzaron el máximo histórico en 2023, y las concentraciones de anhídrido carbónico aumentaron un 11 por ciento en veinte años, el nivel más rápido en la historia humana.

"La pregunta es que, si nos tomamos en serio la ambición de reducirlas a cero en 2050, por qué seguimos instalando infraestructuras para obtener recursos que durarán hasta pasada la mitad del siglo (en cuanto a producción)", observa Boesch.

Pero la industria responde que, en tanto se precise de petróleo, las nuevas plataformas de aguas profundas pueden producir con mucha menos intensidad de carbono que antes.

"No todos los barriles se producen igual", aclara Hirstius, la jefa de Shell en el Golfo de México. "Los barriles que nosotros producimos en esta región generan las menores emisiones de gases invernadero del mundo".

Los ambientalistas rechazan el discurso ecologista de la industria; replican que no importa cuán baja en carbono sea la producción de una empresa, ya que la mayor parte de las emisiones surgen al quemarse el petróleo.

"En síntesis, es un argumento basura -dice Mike Coffin, director de investigaciones en petróleo, gas y minería en Carbon Tracker, un centro de estudios independiente-. Las bajas emisiones operativas son buenas si ocurren en torno al metano. Pero sólo desde la perspectiva del CO2, las emisiones operativas constituyen apenas el 15 por ciento del problema. El otro 85 por ciento está en las emisiones por la combustión en el uso".

El argumento del sector tendría validez "si en algún lugar detuvieran un proyecto de alguna compañía internacional con bajas emisiones operativas, pero en la realidad eso no va a ocurrir".

En Carbon Tracker advierten que las inversiones en infraestructuras mar adentro a largo plazo aumentan los riesgos para los inversores de activos varados, que debido a la transición energética podrían tornarse caducos antes de que culmine su vida útil. Lo que a su vez plantea la duda de si el sector solventará el costo de desactivar plataformas y equipos.

La industria rechaza esos argumentos alegando que la demanda de petróleo seguirá siendo fuerte en las próximas décadas y que el no invertir en la oferta conducirá al repunte de los precios y a un caos económico.

Pouyanné destaca que el sector tiene una tasa de declive de 4 a 5 por ciento anual, que se eleva a 7-8 por ciento en proyectos de aguas profundas, lo que significa que para mantener estable la producción se precisan de nuevas exploraciones significativas. "La gente se olvida de que la producción está disminuyendo -alerta-. Si no invertimos en proyectos nuevos... (los precios) saltarán por las nubes y la gente protestará más. Todos van a estar descontentos". Agrega: "Las críticas parten de la idea de que es blanco o negro, pero no es blanco o negro: tenemos que seguir invirtiendo".