La increíble contracción de las grandes petroleras (III)

"¿Se avergüenza usted, como empresa estadounidense, de que su producción suba mientras la de sus homólogos europeos baja? .... ¿Se comprometerían a igualar a sus homólogos europeos en la reducción de la producción de petróleo?"

Preguntas formuladas a los directores generales de Chevron y Exxon por el congresista demócrata estadounidense Ro Kanna, miembro de la Cámara de Representantes y presidente del Subcomité de Medio Ambiente, durante una audiencia en el Congreso el 28 de octubre de 2021.

"En un momento de beneficios récord, las grandes petroleras se niegan a aumentar la producción para proporcionar al pueblo estadounidense un alivio muy necesario en el surtidor de gasolina."

Frank Pallone (D), Presidente del Comité de Energía y Comercio de la Cámara de Representantes durante una audiencia en el Congreso el 6 de abril de 2022.

Hemos hablado anteriormente de la difícil situación de las grandes empresas energéticas y de cómo las reducciones significativas de su gasto de capital en las fases iniciales se traducirían en una reducción de la producción de hidrocarburos. Bajo la severa presión de las fuerzas de la ESG (especialmente los accionistas activistas y los gobiernos beligerantes), las grandes petroleras han recortado significativamente el gasto de capital en exploración y producción (upstream) con graves impactos en la producción de petróleo y gas natural.

En primer lugar, Exxon fue blanco de un grupo activista que le pedía que redujera significativamente el gasto en las actividades de exploración y producción. A pesar de poseer sólo el 0,02% de las acciones de Exxon, Engine No. 1 exigió y recibió el 25% de los puestos del consejo de administración de Exxon.

A continuación, en respuesta a las acusaciones civiles presentadas por siete activistas medioambientales, un tribunal de los Países Bajos dictaminó que Royal Dutch Shell, la mayor petrolera de Europa, debía acelerar su esfuerzo por reducir las emisiones de carbono en un 45% para 2030. Para empeorar las cosas, Shell fue atacada entonces por el accionista activista Third Point Management, exigiendo que se dividiera en dos empresas. La primera empresa mantendría los activos tradicionales de petróleo y gas, que estarían faltos de capital. El gasto se redirigiría a la segunda empresa, que tendría todas las inversiones en energías renovables.

En tercer lugar, tras su éxito en el acceso al consejo de administración de Exxon, Engine No. 1 se sentó con la alta dirección de Chevron. Aunque no sabemos lo que se discutió, Chevron declaró más tarde que estaban más comprometidos que nunca con la reducción de sus emisiones de carbono y que buscaban un nuevo director con "experiencia medioambiental". Está claro que el éxito de Engine No. 1 con Exxon causó una gran impresión en la dirección de Chevron. Sólo cuatro meses después de reunirse con Engine No. 1, Chevron anunció una inversión de 3.000 millones de dólares en biodiésel, una adquisición de la que hablaremos en un minuto.

Finalmente, los directores generales de Exxon, Chevron, Shell y BP fueron llevados ante el Comité de Supervisión de la Cámara de Representantes del Congreso de los Estados Unidos y castigados no sólo por engañar al público sobre el cambio climático, sino también por no hacer más para restringir el gasto en petróleo y gas.

Seis meses después, con los precios de la gasolina en alza, las grandes empresas fueron convocadas de nuevo a otra audiencia en el Congreso. Esta vez, se les preguntó por qué no aumentaban el gasto en su negocio tradicional de petróleo y gas.

Recientemente, el presidente Biden escribió una carta a siete de las mayores compañías petroleras instándolas a producir más crudo y productos refinados. Su carta pedía a las principales compañías petroleras con gran capacidad de refinado que tomaran medidas inmediatas para aumentar la oferta. Los precios "históricamente altos" en los surtidores no son "aceptables", advirtió antes de terminar con una amenaza: "Estoy dispuesto a utilizar todas las herramientas a mi disposición, según proceda, para abordar los obstáculos que impiden ofrecer a los estadounidenses un suministro energético asequible y seguro".

Ser una supermajor es cada vez más difícil: el cambio climático, los asaltos de accionistas activistas y gobiernos enfadados, y los problemas en Rusia (donde todos las supermajors han realizado importantes inversiones). El resultado neto de estas tensiones es hoy evidente: se están reduciendo.

La presión a la baja sobre el gasto de capital en el sector upstream, tan deseada por la multitud de ESG, está teniendo los resultados deseados. A pesar de que los precios del petróleo superaron los 100 dólares de media por barril y de que el gas se disparó hasta los 300 dólares por barril de petróleo equivalente, el gasto sólo empieza a aumentar ahora. Hemos comentado en repetidas ocasiones cómo esta constricción y reorientación del capital acabaría produciendo grandes consecuencias y, por desgracia, ahora se están dejando sentir con fuerza.

En el segundo trimestre, el gasto de capital en exploración y producción de las cinco grandes empresas del sector (Exxon, Chevron, Shell, Total y BP) aumentó un 15% de forma secuencial y un 30% de forma interanual. Sin embargo, es importante señalar que el 70% del aumento secuencial de 1.700 millones de dólares provino de una empresa: Shell.

En los últimos cuatro años, Shell lideró a las supermajors en la reducción del gasto de capital en upstream (casi un 50%) con resultados predecibles. La producción total de hidrocarburos cayó un 35% desde 2019, la peor del grupo. Excluyendo el aumento material del gasto de capital en upstream de Shell, las cuatro compañías restantes aumentaron el gasto solo un 5% secuencialmente y un 18% interanual.

El gasto de capital para estas supermajors sigue siendo un 30% inferior al nivel de 2019 (incluso con el gran aumento de Shell) y un increíble 60% por debajo de la media de 2010-2016.

En respuesta a los años de gasto inadecuado en el upstream, la producción de petróleo y gas natural de las supermajors sigue cayendo. La producción de líquidos del segundo trimestre cayó un 2% secuencialmente y un 4% interanual. La producción de gas natural cayó un 4% secuencialmente y un 3% interanual.

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Fuente: Goehring & Rozencwajg

Desde principios de 2019, la producción de líquidos ha bajado un 12% y la de gas natural un 16%, mientras que el gasto ha bajado un 20%. Debido a la restricción del gasto de capital en upstream, las supermajors son un 14% más pequeñas en términos de BOE que hace apenas tres años.

Las presiones ESG han obligado a las grandes empresas a reducir sus actividades de exploración y producción. Ahora también están surgiendo otras consecuencias. Se están desviando grandes sumas de dinero de los negocios tradicionales de exploración y producción, que tienen una eficiencia energética extremadamente alta, hacia las energías renovables, que son mucho menos eficientes.

Nada lo demuestra mejor que lo que hizo Chevron en febrero. Intrigada por el éxito de Exxon, Chevron se comprometió a invertir 10.000 millones de dólares para reducir sus emisiones de carbono hasta 2028 y ser completamente neutra en carbono para 2050. Como primer paso, Chevron anunció la adquisición de Renewable Energy Group, un productor de biodiésel y diésel renovable con sede en Iowa, por 3.000 millones de dólares.

El biodiésel es un combustible renovable que se fabrica a partir de aceites vegetales, grasas animales y grasa de restaurante reciclada. Aunque el "biodiésel avanzado" y el "diésel renovable" pueden hacer que Chevron se gane unos cuantos méritos en materia de ESG, debemos subrayar que el biodiésel hará poco por reducir el nivel general de CO2 en la atmósfera. Además, la eficiencia energética del biodiésel es mucho peor que la de los hidrocarburos tradicionales, por lo que tanto la sociedad como el medio ambiente salen perdiendo.

Piense en esto: Chevron gastó 3.000 millones de dólares para adquirir Renewable Energy Group. La adquisición producirá 32.000 b/d o 11,5 mm de barriles al año de biodiésel. Suponiendo que los activos duren 20 años, Chevron producirá 230 mm de barriles de biodiésel en las próximas dos décadas. ¿Cómo se compara esto con una inversión tradicional en la cadena de producción? Suponiendo que Chevron invirtiera esos 3.000 millones de dólares en sus terrenos de primera calidad de la cuenca del Pérmico, y que un barril del Pérmico se puede perforar, completar y producir por 12 dólares, una inversión comparable produciría 250 mm de barriles de petróleo equivalente, un 9% más que el biodiésel. Estas cifras no cuentan toda la historia. Con la inversión en el Pérmico, el 80% (o 200 mm bbl) se produce en los primeros cuatro años. En otras palabras, la planta de biodiésel tardará 17 años en producir lo que la inversión en petróleo y gas convencional produce en cuatro.

Además, la fabricación de biodiésel es increíblemente intensiva en energía. El proceso de hidrocraqueo utilizado para convertir las grasas y aceites residuales en biodiésel requiere una enorme cantidad de energía, al igual que el cultivo, la cosecha y el procesamiento de las materias primas (es decir, soja, dátiles, girasoles, semillas, etc.).

Calculamos que el rendimiento energético total de la energía invertida (EROEI) para la fabricación de biocombustibles es de sólo 2,5 o 3:1. En comparación, la producción de gasóleo a partir de petróleo crudo es extremadamente eficiente desde el punto de vista energético. Por cada unidad de energía utilizada para perforar, producir, transportar y refinar un barril de petróleo hasta convertirlo en gasóleo, se liberan 30 unidades de energía cuando se consume: el gasóleo tiene un EROEI de 30:1.

Con 6,1 GJ contenidos en cada barril de petróleo (o gasóleo), si Chevron invirtiera 3.000 millones de dólares en el Pérmico, produciría 1.200 millones de GJ de energía sólo en los primeros cuatro años. Suponiendo un EROEI de 30:1, Chevron sólo gastaría 40 mm de GJ de energía en el proceso, lo que dejaría 1.160 millones de GJ de energía neta utilizable en los primeros cuatro años.

En comparación, la inversión de 3.000 millones de dólares de Chevron en combustibles renovables daría un rendimiento espectacularmente menor. En los primeros cuatro años, la inversión de Chevron en biodiésel producirá 50 mm de barriles de biodiésel con una energía bruta contenida de 300 mm de GJ, ya un 75% menos que el Permian. Sin embargo, el EROEI es tan pobre que se consumirán 100 mm GJ sólo para producir esta producción ya disminuida. Por lo tanto, la operación de biodiésel de Chevron sólo producirá 200 mm GJ de energía neta utilizable durante los primeros cuatro años, en comparación con los 1.160 millones de GJ del Pérmico, una reducción de casi el 85%.

A lo largo de sus 20 años de vida útil, la inversión en biodiésel de Chevron acabará produciendo 230 mm de barriles, pero, de nuevo, el bajo EROEI consumirá el 35-40% de la energía incorporada. Calculamos que, a lo largo de 20 años, la operación de biodiésel sólo producirá 925 mm de GJ de energía neta utilizable, un 40% menos que los 1.500 millones de GJ netos producidos por una inversión comparable en el Pérmico.

Una inversión en hidrocarburos convencionales generará más energía neta utilizable y la suministrará mucho más rápidamente. El mundo se encuentra actualmente en medio de una aguda crisis energética. La diversificación de los hidrocarburos hacia cosas como el biodiésel sólo empeorará la crisis actual.

Cuanto más se investigue la adquisición de biodiésel por parte de Chevron, peor será. Hasta ahora hemos hablado de economía e intensidad energética, pero incluso desde la perspectiva del CO2, el biodiésel tiene poco sentido.

Debido a su bajísima eficiencia energética, el CO2 producido a partir del biodiésel fabricado está, en el mejor de los casos, a la altura del gasóleo refinado a partir de petróleo crudo y, en el peor, es mucho mayor. Calculamos que cada barril de gasóleo procedente de hidrocarburos convencionales libera 460 kg de CO2: 440 kg liberados durante la propia combustión y 20 kg emitidos durante la perforación, el transporte y el refinado del crudo.

Un barril de biodiésel seguirá emitiendo los mismos 440 kg de CO2 durante la combustión, pero en lugar de emitir 20 kg durante su fabricación generará ahora 230 kg debido al bajo EROEI. En total, un barril de biodiésel emitirá 670 kg de CO2 frente a los 460 kg del gasóleo convencional, lo que supone un aumento del 45%. Esta ineficiencia se compensa con el hecho de que la materia prima del biodiésel capturará y secuestrará carbono a medida que la planta crezca debido a la fotosíntesis. La cuestión es cuánto carbono puede capturar la materia prima de un barril de biodiésel.

Esta métrica crítica depende de la materia prima (es decir, maíz, soja, etc.), de las técnicas de cultivo (es decir, aplicación de fertilizantes, agricultura responsable, etc.) y de si la materia prima se cultiva para obtener diésel o se utilizan productos de desecho. La cuestión clave es si, en última instancia, la materia prima puede secuestrar al menos 210 kg de CO2 por barril de biodiésel para compensar su ineficiencia energética inherente.

Como se puede imaginar, el análisis se vuelve diabólicamente difícil, pero cada vez hay más consenso en que, en el mejor de los casos, la intensidad de carbono del biodiésel está a la par con la del diésel y, en el peor, es mucho mayor.

Chevron realizó una inversión de 3.000 millones de dólares para desviar el posible acoso de los activistas, como ocurrió con Exxon y Shell. Desgraciadamente, creemos que esta inversión tiene poco sentido desde el punto de vista operativo. Es terriblemente ineficiente desde el punto de vista energético, tanto a corto como a largo plazo. Incluso estirando el periodo de recuperación de energía a 20 años, el negocio de biodiésel de Chevron producirá un 40% menos de energía que una inversión comparable en el Pérmico. Además, desde el punto de vista de la producción de CO2, la cantidad de CO2 producida por un barril fabricado de biodiésel es, en el mejor de los casos, igualada y, en el peor, un 45% mayor que la producida por el diésel a base de petróleo crudo.

Las grandes empresas están invirtiendo miles de millones en otro sector con una energía inferior: la energía eólica marina. Sólo en el último año, BP, Shell y Total se han comprometido a realizar un enorme proyecto de energía eólica marina frente a la costa de Nueva York y Nueva Jersey. BP anunció tres enormes proyectos eólicos marinos frente a la costa de Massachusetts y Long Island. La capacidad instalada estimada de los tres proyectos (Beacon, Empire Wind 1 y Empire Wind 2) asciende a 3.300 megavatios. BP poseerá el 50% de los tres proyectos. Shell ha anunciado su participación del 50% en el recién adjudicado proyecto Atlantic Shores Offshore Wind Bite, frente a la costa de Nueva Jersey, con una capacidad instalada de 925 megavatios. Total anunció su participación del 100% en el proyecto Attentive Energy frente a la costa de Nueva Jersey, con una capacidad estimada de casi 1.000 megavatios.

El aumento de los precios del acero, el hormigón y el cobre en los últimos tres años ha hecho que el coste de capital de estos proyectos se dispare. En 2015, calculamos que costaba entre 3,50 y 4,00 dólares por vatio construir e instalar capacidad eólica marina. Desde entonces, los precios del acero, el cemento y el cobre han subido más de un 75%, lo que ha hecho que los costes de capital lleguen a los 5 o 6 dólares por vatio.

Tomando como base 5,50 dólares por vatio, los proyectos eólicos que acabamos de comentar costarán a Shell, BP y Total un total de 17.000 millones de dólares por 3.100 megavatios netos. BP tendrá que pagar 9.000 millones de dólares para construir 1.650 megavatios netos. Shell invertirá 2.600 millones de dólares para construir 465 megavatios netos y Total tendrá que invertir 5.500 millones de dólares para construir sus 1.000 megavatios de energía.

Al igual que la adquisición de biodiésel por parte de Chevron, estas inversiones masivas en energía eólica agravarán la actual crisis energética. Los parques eólicos, al igual que el biodiésel, tienen una eficiencia energética muy inferior a la de los hidrocarburos tradicionales. En una base "no amortiguada" -es decir, sin ningún tipo de respaldo de almacenamiento- el mejor parque eólico marino produce en un EROEI de 10-15:1. "Si se amortigua el parque eólico con baterías de almacenamiento (que se necesitan desesperadamente, pero que hasta ahora apenas se han implantado), el EROEI desciende a entre 5 y 10:1, frente a los 30:1 de los hidrocarburos tradicionales.

Está claro que la energía eólica en el mar se compara desfavorablemente con el petróleo y el gas en el mar. ¿Cómo de desfavorable? Suponiendo que un parque eólico marino sin amortiguación funcione con un factor de carga del 37% durante 20 años, la inversión de 17.000 millones de dólares de la gran empresa generará 10 mm de mwh al año o 200 mm de mwh en dos décadas. Esto equivale a 36 mm GJelec al año o 720 mm GJelec en total.

Si laa grandes empresas hubiesen aprovechado esos 17.000 millones de dólares para invertir en hidrocarburos tradicionales, los resultados serían muy diferentes. Suponiendo unos costes totales de descubrimiento y desarrollo de 25 dólares por boe, habrían producido una combinación de 680 mm de bbl de petróleo y 4,8 tcf de gas natural.

Si este gas natural se transportara por tuberías a tierra firme y se quemara en una planta de gas natural de ciclo combinado con una "tasa de calor" del 60%, la inversión produciría en última instancia 122 mm de GJelec al año o 2.450 millones de GJelec a lo largo de sus 20 años de vida.

De nuevo, la diferencia de energía neta producida entre un proyecto de energía renovable y un proyecto tradicional de hidrocarburos es enorme. Los parques eólicos marinos acabarán produciendo un 70% menos de energía que una inversión similar realizada en proyectos de hidrocarburos marinos durante toda su vida útil.

Ya en 2020, la consultora energética Wood Mackenzie estimó que se invertirían más de 200.000 millones de dólares en parques eólicos marinos en los próximos años. Creían que la industria del petróleo y el gas, que en ese momento tenía poca exposición a los parques eólicos marinos, tenía el potencial de convertirse en un enorme participante. Por ejemplo, Equinor, la compañía noruega de petróleo y gas, ha declarado que planea invertir en hasta 6.000 megavatios de capacidad de generación en alta mar en los próximos seis años y para 2035 tener 16.000 megavatios. Y hay que tener en cuenta que Equinor ya se ha comprometido de forma agresiva a entrar en este mercado: es socio al 50% con BP en los proyectos Beacon, Empire Wind 1 y Empire Wind 2. Calculamos que Equinor tendrá que invertir hasta 100.000 millones de dólares para construir estos 16.000 megavatios de capacidad. Unos niveles de gasto de esta magnitud impedirán a Equinor invertir en su negocio tradicional de exploración y producción. Por ejemplo, en los últimos 10 años Equinor ha gastado aproximadamente 140 dólares en gastos de capital en la fase previa, por lo que se está hablando de un enorme desvío de cantidades de capital (hasta el 70%) que ahora se invertirá en proyectos energéticos que producirán un 70% menos de energía.

Como muestran claramente los ejemplos anteriores, las supermajors ya han empezado a desviar importantes cantidades de capital de su negocio tradicional de upstream. En el caso de la inversión de Chevron en biodiésel renovable, la energía producida finalmente por esta inversión se reducirá en casi un 80% y la cantidad de CO2 producida, en el mejor de los casos, será la misma y, en el peor, será un 45% mayor. En el caso de la energía eólica marina, las inversiones necesarias son enormes, pero las caídas en la energía real producida son también enormes, aproximadamente un 70%.

Los recortes en el gasto de capital de las supermajors ya han afectado a la producción tradicional de las mismas: las supermajors se están reduciendo en gran medida de acuerdo con la proyección que hicimos en el primer artículo sobre las "La increíble contracción de las grandes petroleras". Ahora, parece que estas supermajors, debido a la intensa presión de los ESG, están desviando enormes cantidades de capital de sus negocios tradicionales de petróleo y gas de alto EROEI hacia empresas con eficiencias energéticas que son un 80% más bajas. La crisis energética en la que nos encontramos no hará más que empeorar por lo que están haciendo las grandes empresas.

En nuestra próxima entrega de esta serie sobre las supermajores que se están reduciendo increíblemente, hablaremos de la nueva y enorme inversión de BP en el Centro Asiático de Energías Renovables (AREH). El coste de capital estimado de este proyecto podría acercarse a los 25.000 millones de dólares (10.000 millones netos para BP). Discutiremos su terrible eficiencia energética, otro ejemplo de cómo las supermajors se están destruyendo a sí mismas en un intento de aplacar las hostiles presiones de ESG que ahora presionan por todos lados. Creemos que la inversión de BP en el proyecto AREH será un gran error.

En el caso del proyecto australiano de hidrógeno de BP, se está combinando la producción no convencional de electricidad (eólica) con la producción de hidrógeno, otra fuente de energía muy poco convencional. Combinar la increíblemente baja eficiencia energética de los parques eólicos con la fabricación de hidrógeno es una receta garantizada para el fracaso. Hay un dicho en el negocio del petróleo y el gas que dice que no se pueden combinar dos elementos no convencionales en un proyecto importante. Creemos que la inversión de BP en el proyecto AREH intenta precisamente eso, y acabará produciendo una rentabilidad extremadamente baja.

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