JENNY STRASBURG Y BENOÎT MORENNE 

La incertidumbre política nubla las perspectivas de nuevas perforaciones en el Golfo de México, pero Shell PLC -el mayor productor del Golfo- sigue invirtiendo miles de millones de dólares en sus aguas para bombear petróleo durante años.

Las continuas ambiciones de Shell en el Golfo están a la vista en un extenso patio de fabricación en el sureste de Texas. Allí, la empresa está dando los últimos toques a Vito, su decimotercer gran proyecto en alta mar en la región, con un costo de unos 3.000 millones de dólares, según la consultora energética Wood Mackenzie, compartido por Shell y su socia, la noruega Equinor.

A finales de este mes, tres remolcadores tirarán a Vito hasta aguas de unos 4.000 pies de profundidad a unas 150 millas al sureste de Nueva Orleans, donde comenzará a bombear petróleo y gas de ocho pozos.

La decisión de ir adelante con Vito se tomó en 2018, y Shell necesitará invertir miles de millones de dólares más en los próximos años sólo para mantener los niveles actuales de producción en el Golfo, aseguró Paul Goodfellow, jefe global de operaciones en aguas profundas de la petrolera británica.

Dijo que la empresa confía en un futuro a largo plazo de rendimientos constantes en el Golfo, a pesar de las señales contradictorias del gobierno de Joe Biden.

“Es vital que tengamos la oportunidad de reponer el suministro, ya que seguimos invirtiendo una gran cantidad de dinero en la exploración y el desarrollo de proyectos en el Golfo”, comentó Goodfellow en una entrevista.

Por su parte, el presidente Biden hizo campaña con la promesa de bloquear las nuevas perforaciones petrolíferas en territorio federal, incluido el Golfo, pero su determinación está siendo puesta a prueba por los fuertes aumentos del costo de la gasolina y otros combustibles, un lastre político a medida que se acercan las elecciones de mitad de mandato.

A finales de la semana pasada, la administración esbozó un plan quinquenal retrasado que propone bloquear las nuevas perforaciones petrolíferas en los océanos Atlántico y Pacífico, al tiempo que permite una expansión limitada en el Golfo de México y la costa sur de Alaska.

La industria petrolera ha presionado para que se realice un mínimo de dos ventas anuales de contratos de arrendamiento durante los próximos cinco años en el Golfo, y el plan de la administración establece un máximo de 10 ventas en el Golfo durante ese periodo, más una en Cook Inlet (Alaska). Pero los funcionarios del gobierno también dijeron que podrían bloquear todas las nuevas ventas de contratos de perforación en alta mar.

Los grupos ecologistas no tardaron en criticar el plan por considerarlo un retroceso respecto a las promesas de campaña de Biden, mientras que los grupos de presión del sector del petróleo y el gas lo cuestionaron por dejar abierta la posibilidad de que no se produzcan nuevas ventas de arriendo en alta mar.

Shell y su rival BP, el segundo mayor productor del Golfo, siguen adelante con sus actuales planes de explotación. Un representante de BP sostuvo que la empresa se sentía alentada por la publicación del plan quinquenal por parte de la administración, y Goodfellow señaló que tenía la esperanza de que la administración procediera a la venta de alquiler en el Golfo.

Shell, al igual que BP, dice que está cambiando algunas inversiones de los combustibles fósiles a fuentes de energía con menos carbono. Shell ha indicado que espera reducir la producción de petróleo entre un 1% y un 2% al año durante esta década y utilizar los beneficios del petróleo y el gas para financiar las energías renovables.

Pero el proceso llevará años y, mientras tanto, Shell no muestra signos de desaceleración en el Golfo, que suele proporcionar alrededor del 10% de toda la producción mundial de petróleo y gas de Shell.

La producción del año pasado de los proyectos del Golfo de México operados o en parte propiedad de Shell, fue de alrededor de 588.000 barriles al día, un aumento de alrededor del 12% desde 2017, según Shell, y su parte de propiedad total fue de 337.000 barriles.

Ese es el mismo volumen total, aproximadamente, que la empresa espera bombear este año y el próximo, según Goodfellow. Pero la forma en que la empresa está construyendo nuevas plataformas le da margen para elevar la producción en el futuro, agregó.

La producción de los pozos existentes suele disminuir entre un 15% y un 20% al año, de acuerdo a Shell, y conservar la producción sin cambios costará miles de millones de dólares. Asimismo, mantener la producción requiere una inversión vinculada a los pozos más antiguos y, dentro de unos años, descubrir más petróleo en nuevos arrendamientos, declaró Goodfellow.

BP, por su parte, planea aumentar su producción en las aguas del Golfo, 12 años después de que la explosión y el vertido de petróleo de Deepwater Horizon provocaran un desastre medioambiental y le costaran más de 60.000 millones de dólares.

El año pasado produjo unos 290.000 barriles diarios en el Golfo, y su objetivo es incrementar la producción en un 38%, hasta alcanzar los 400.000 barriles diarios a mediados de la década, según un representante de la compañía.

“Nuestra estrategia se basa en seguir invirtiendo en la región”, explicó el portavoz.

Los grupos ecologistas quieren que se reduzca inmediatamente la producción de petróleo y gas, incluso en las aguas federales de la costa estadounidense. Tanto ellos como los expertos en clima afirman que los países deben abandonar rápidamente los combustibles fósiles para reducir las emisiones de dióxido de carbono y cumplir los objetivos del acuerdo climático de París de 2015.

“Instamos a la administración a finalizar un plan que se comprometa a no conceder nuevos contratos de perforación en alta mar, y punto”, enfatizó Athan Manuel, director del programa de protección de tierras del Sierra Club, en relación con el plan del Departamento del Interior.

BP y Shell afirman que están reduciendo las emisiones de las perforaciones en alta mar. Ambas están poniendo en marcha este año nuevas plataformas de miles de millones de dólares que, según dicen, funcionarán de forma más eficiente que los proyectos existentes.

Los analistas energéticos comentan que el petróleo producido en el Golfo emite niveles más bajos de gases de efecto invernadero que dañan el clima, que la mayoría de los barriles extranjeros.

Shell planea construir plataformas más pequeñas y baratas, y racionalizar y duplicar su construcción. Vito, el proyecto más reciente de Shell, sólo tiene una cuarta parte del tamaño de Appomattox, su predecesora y la mayor unidad flotante de Shell en el Golfo. Shell tiene una participación del 63% en Vito, que ha costado miles de millones de dólares menos que Appomattox, y el resto es propiedad de Equinor.

Se espera que Vito consuma alrededor del 40% de la energía que necesita Appomattox a plena capacidad, según Kurt Shallenberger, director del proyecto Vito. Dado que la vida útil prevista de Vito es de 25 años -en comparación con los 40 años de Appomattox-, Shallenberger espera que su huella de carbono sea menor que la de proyectos anteriores.

“La mitad del tamaño de una planta quema energía durante la mitad de años”, aseguró.

Los ecologistas afirman que ninguna innovación en la perforación en alta mar cambia el hecho de que lo que se extrae del fondo del océano son combustibles fósiles con alto contenido de carbono.

Vito producirá más en relación con su tamaño, dice Shell: se estiman 100.000 barriles de petróleo equivalente al día en su punto máximo, en comparación con los 175.000 barriles de Appomattox.

Shell ya está construyendo otra plataforma inspirada en Vito, llamada Whale, que es predominantemente una réplica. Se espera que entre en producción en el Golfo de México, al suroeste de Houston, en 2024. Goodfellow calificó el enfoque de la réplica como un “modelo de franquicia” que podría estandarizar la producción de más plataformas a un menor costo.