El descubrimiento de grandes yacimientos de gas de esquisto hará que los precios del combustible se desplome, lo que podría dejar a las compañías perforadoras de Estados Unidos con su sabor agridulce.

 

Por Daniel Fisher

 

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La revolución del gas shale (o gas de esquisto) ha sido, como todas las revoluciones, una bendición que tiene sus bemoles. Se ha desatado en Estados Unidos una ola de energía barata, pero ha creado también un ciclo interminable en el que los perforadores deben seguir destinando capital a la perforación de pozos en un intento potencialmente desesperado de mostrar crecientes ingresos por la producción de gas.

Charles “Chip” Goodyear , el jefe retirado de BHP Billiton esbozó un sombrío escenario en la Yale Alumni Energy Conference, un encuentro anual de ex alumnos que trabajan sobre todos los aspectos de la industria energética: lejos de convertirse en una nueva fuente de combustible para la generación de energía eléctrica, o ser exportado como gas licuado natural, gran parte del gas de esquisto servirá esencialmente como reserva para las épocas de escasez.

“Tenemos un gran lujo que no teníamos antes”, dijo. “Sabemos dónde está el hidrocarburo y sabemos cuánto cuesta extraerlo de la tierra.”

Goodyear tiene vasta experiencia en lo que se refiere a costos de extracción de petróleo y gas. Graduado de Yale y Wharton, ascendió en BHP Billiton entre 1999 y 2007 mientras la compañía australiana de minería y energía expandió su valor de mercado de 12,000 millones de dólares (mdd) a 220,000. Ahora dirige una firma de inversión privada y forma parte del consejo de Anadarko Petroleum.

La combinación de las reservas de gas de esquisto y la tecnología de fracturamiento hidráulico ha creado vastas reservas nuevas que son fundamentalmente distintas a las de gas y petróleo del pasado, dijo. En vez de cazarlos con costosísimos pozos exploratorios, los perforadores saben exactamente dónde están el gas y el petróleo, atrapados en enormes formaciones de arenisca que se extienden por varios estados.

Los pozos tienden a generar un 20% de rentabilidad anual sobre el capital invertido, dijo, pero también tienden a declinar a tasas de hasta 80% en los primeros 18 meses, es decir, las empresas que quieran mostrar un aumento de la producción deben invertir en nuevos pozos para compensar la disminución. Chesapeake Energy entró en ese caso, gastó miles de millones en contratos de arrendamiento y de perforación, pero destituyó a su vistoso jefe, Aubrey McClendon, a principios de este año, ya que acumuló grandes pérdidas y se vio obligado a replegarse.

“Chesapeake era un shell game (un juego de dónde quedó la bola), o quizá debería decir un shale game (juego de palabras con el gas de esquisto), dijo Goodyear. “No estoy seguro de que haya generado ningún valor económico en absoluto.”

Mientras la producción de gas aumenta, algunos consideran ya —y se preocupan— de la posibilidad de exportarlo como GNL a países como Japón. Pero Goodyear dijo que dicho escenario presupone que se mantendrán los precios en el mercado internacional, lo que es poco probable dados los enormes descubrimientos hechos cerca de Asia. Anadarko descubrió un enorme yacimiento de gas frente a las costas de Mozambique en 2006, el cual se extiende a través de 100 kilómetros y puede contener 200 billones de pies cúbicos de gas (el consumo anual de gas en Estados Unidos es de 30 billones de pies cúbicos).

“Nunca he visto nada como eso”, dijo Goodyear sobre el campo, que actualmente se estima en 70 billones de pies. “Básicamente luce como si alguien dejara caer una capa de nieve de entre 150 y 300 metros de profundidad.”

Dicho suministro muy probablemente hará que los precios en Japón se desplomen de 17 a 8 dólares por un millón de pies cúbicos, incluso con el aumento de las importaciones del país por el cierre progresivo de las centrales nucleoeléctricas. Malas noticias para los más de 20 proyectos estadounidenses de terminales de GNL que asumen que el gas de esquisto barato se puede exportar a los mercados más lucrativos. El costo del transporte de 1,000 pies cúbicos  a través del Pacífico es de 5 dólares.

“Se puede ver que el nuevo gas nuevo no irá a la generación de energía”, sostiene.

Las reservas no convencionales de petróleo, como la de Bakken (entre Estados Unidos y Canadá) son similares en algunos detalles, necesitan tener un costo de producción semejante al del Brent para que tenga sentido. En ambos casos, las reservas de más alto costo entrarán en juego sólo cuando los precios se disparen.

“Van a estar en el mercado de vez en cuando, pero no todo el tiempo”, dijo.

Son malas noticias para las costosas y altamente apalancadas compañías perforadoras, pero buenas para la economía de Estados Unidos en general. La certeza de contar con un suministro para cuando repunten los precios dará confianza a los fabricantes y consumidores, ya que pueden planear para el futuro, dijo.

 

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