Las mayores firmas energéticas del mundo están dejando de lado las grandes ideas que hace apenas un par de años promocionaban como el futuro de la industria.

Desde Australia a Estados Unidos, las víctimas de esta situación incluyen proyectos de perforación a grandes profundidades, embarcaciones enormes que sirven como fábricas flotantes de gas natural licuado (GNL) y tecnologías capaces de reducir las emisiones provenientes de la quema de combustibles fósiles. Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp.y la australiana Woodside Petroleum PLC figuran entre las compañías importantes que cancelaron o aplazaron ambiciosas iniciativas.

Shell envió un claro mensaje el miércoles, tras anunciar una caída interanual de 83% en sus ganancias del primer trimestre. El conglomerado anglo-holandés divulgó una nueva reducción de 10% en sus gastos de capital este año para dejarlos en US$30.000 millones. “Para ser brutalmente franco, cualquier inversión en instalaciones que deban construirse desde cero, ya sea gas natural licuado flotante, aguas profundas u otras alternativas, está siendo rigurosamente evaluada en cuanto a sus niveles de costos y retornos debido al momento que atraviesa el sector”, afirmó Simon Henry, director financiero de Shell, durante una conferencia telefónica.

Desde que los precios del crudo empezaron a derrumbarse hace casi dos años, las petroleras han postergado o cancelado proyectos por cerca de US$270.000 millones, según la consultora noruega Rystad Energy. La mayor parte de esos recortes ha recaído sobre iniciativas de alta tecnología que en su momento fueron consideradas cruciales para contar con un suministro global sustentable de energía.

El cambio supone un vuelco radical respecto de la situación que imperaba hace una década, cuando el incremento de la demanda de petróleo y una disminución de los recursos dispararon los precios del crudo y las energéticas emprendieron proyectos de vanguardia sin importar su costo.

Según los cálculos de la firma de información y analítica IHS Inc., las compañías de hidrocarburos redujeron en 15% sus gastos en investigación y desarrollo en 2015, cuando la cotización del petróleo promedió US$50 el barril, respecto de 2014, cuando el promedio de precios rondó US$100 el barril.

“Observamos un repliegue de los clientes en los proyectos verdaderamente complejos”, dice Kishore Sundararajan, director de tecnología de GE Oil & Gas, división de servicios energéticos de General Electric Co.

Los esfuerzos para reproducir el auge de la energía de esquisto de EE.UU. en otros países también se han resentido. Los volúmenes generados por la fracturación hidráulica son los principales responsables de la caída del crudo, pero la exportación de esta técnica se ha topado con obstáculos políticos, geológicos y técnicos, agravados por el derrumbe de los precios.

Ahora, el foco está puesto en tecnologías capaces de reducir costos y mejorar la eficiencia en momentos en que las mayores energéticas siguen recortando costos y despidiendo miles de trabajadores.

ConocoPhillips reveló la semana pasada nuevos recortes de gastos por US$700 millones para este año, la mitad de los cuales resultarán de la decisión de no hacer exploraciones en aguas profundas en el Golfo de México. A su vez, Exxon Mobil Corp. anunció en marzo una reducción de 25% en sus gastos de capital en 2016 y prometió ser “muy selectiva” en sus inversiones. La británica BP PLC dejó entrever el mes pasado la posibilidad de hacer nuevos recortes de gastos si el mercado no se recupera el próximo año.

Los precios del crudo han ascendido a sus niveles más altos del año. Los contratos Brent, la referencia global, llegaron a US$48,50 el barril a fines de abril.

De todos modos, las empresas mantienen la cautela sobre retomar iniciativas complejas y caras. “No estaríamos dispuestos a realizar un aumento significativo (aunque) los precios del petróleo regresaran a US$60 el barril”, señaló Brian Gilvary, director financiero de BP, a un grupo de analistas en abril. “Evaluamos detenidamente lo que podemos hacer en los márgenes de nuestro actual portafolio”.

Unas de las grandes víctimas del desplome de los precios han sido las plantas flotantes de GNL, buques inmensos que esencialmente son fábricas marinas construidas para explotar yacimientos de gas en lugares remotos. Durante mucho tiempo, el gas natural fue transportado exclusivamente por gasoducto; las plantas de GNL lo transforman en líquido, que puede ser transportado por barco.

Woodside Petroleum archivó el mes pasado sus planes para tener una operación de GNL flotante en su yacimiento de Browse, frente al litoral occidental de Australia. Según las estimaciones de los analistas, habría costado US$40.000 millones. La empresa indicó que sigue siendo partidaria de las plantas flotantes de GNL, pero que las actuales condiciones del mercado no son conducentes a este tipo de iniciativas.

El trabajo en las plantas gasíferas flotantes se ha estado desarrollando desde inicios de los años 90, pero todavía no hay ninguna en operación. La caída de los precios y un inminente exceso de suministro de gas natural están haciendo archivar paulatinamente los planes para nuevos proyectos.

“No es el momento de los proyectos de capital grandes y pesados, por lo que invertir grandes sumas ahora no es probablemente la decisión más inteligente”, afirmó en abrilPeter Coleman, presidente ejecutivo de Woodside.

Los costosos esfuerzos para reducir el daño al medio ambiente mediante la captura y almacenamiento de carbono también son susceptibles al desplome de los precios. Los proyectos, conocido como CCS por sus siglas en inglés, atrapan el dióxido de carbono liberado por procesos industriales y lo guardan bajo tierra. Esta clase de iniciativas son consideradas fundamentales por muchos analistas para impedir un cambio climático catastrófico y muchas empresas son defensoras de la tecnología.

Shell y Chevron encabezan ambiciosos proyectos en Canadá y frente a la costa de Australia, respectivamente. No obstante, otros proyectos han demorado en despegar. CCS es un proceso caro que a menudo depende de subsidios estatales. Shell canceló el año pasado una planta propuesta en el Reino Unido luego de que el gobierno retiró 1.000 millones de libras esterlinas en financiamiento. El bajo precio del petróleo ejerce una presión adicional sobre cualquier proyecto nuevo.

“Esta clase de iniciativas todavía están en pañales y son caras”, dijo el mes pasado John Watson, presidente ejecutivo de Chevron.

En las aguas profundas del Golfo de México, las petroleras examinan nuevas oportunidades con recelo. Chevron realizó una rebaja contable de US$500 millones en 2015 tras cancelar el proyecto de Bucksin-Moccasin en la región. BP no ha tomado una decisión final sobre si seguirá adelante o no con la segunda etapa de una iniciativa que explota reservas de petróleo y gas a 400 metros de profundidad.

No todos los grandes proyectos están siendo postergados, pero los que se están llevando a cabo han sufrido reducciones de costos. BP, por ejemplo, prevé continuar su proyecto Mad Dog en el Golfo de México, pero cree que puede lograr mayores ahorros. La empresa ha recortado 50% del costo de los primeros planes, que incluían un diseño a medida y rondaban los US$20.000 millones.

Shell optó por seguir con la iniciativa Appomattox con la meta de extraer 175.000 barriles diarios de petróleo equivalente a 670 metros de profundidad en el Golfo de México después de reducir los costos en 20%. Fue uno de un puñado de proyectos aprobados el año pasado.

Prelude, el gigantesco carguero flotante de GNL de la empresa, sigue en construcción y se espera que entre en operación en 2018.