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A la vez, crecientes inquietudes sobre sustancias contaminantes (monóxido, dióxido de carbono) tornan en clara opción más limpia al fluido.
Christopher Click, Andrew Clyde y John Corrigan, los tres de la consultoría Booz & Co., albergan dudas de que las líderes del sector privado puedan combinar dos negocios en realidad diferentes. Hace algunos años, señalan, “el gas natural, como el crudo, abundaban en pocos países, a veces inestables (Nigeria, Camerún) o proclives a estatizar (Rusia, Kazajstán), en tanto las reservas disminuían en Occidente”.
Como el gas natural es una alternativa relativamente más limpia para los mayores usuarios de hidrocarburos y sus proveedores, las compañías públicas (como Gazprom), privadas (ExxonMobil, Royal Dutch/Shell, etc.) y mixtas (Petrobras), lo prefieren. Para algunos países, el GN alimenta camiones, ómnibus y usinas termoeléctricas, mientras llegan al mercado fuentes renovables como helioenergía, energía eólica, mareomotriz o baterías, a precios competitivos.
Cambios silenciosos
Pero “en tanto la geopolítica verde alrededor del GN se halla bien documentada –señalan los analistas–, otro fenómeno interesante entra en juego: este inesperado auge precipita en silencio una transformación en materia de hidrocarburos. Se trata de algo para lo cual pocas empresas privadas están preparadas y determinará el futuro perfil de negocios. Su influjo enfrentará organizaciones grandes con operadoras independientes más chicas y emprendedoras. Estos grupos vienen explorando o explotando reservorios no convencionales desde hace siete a 10 años”. Esto plantea incógnitas sobre si las compañías líderes pueden convertirse en protagonistas del nuevo negocio. Para ello, debieran desarrollar modelos operativos duales, combinando los altos riesgos habituales en la actividad petrolera y los del nuevo contexto, más flexible, eficaz y descentralizado.
Vulnerabilidades
A su vez, las firmas menores dedicadas al gas no convencional eran vulnerables al descenso de precios. Eso era particularmente cierto debido a los miles de millones gastados en arriendos, mano de obra, equipos para fracturas hidráulicas, perforaciones horizontales y demás avances tecnológicos tendientes a abaratar la explotación. Los independientes no sólo estaban menos diversificados que los gigantes, sino que sus estructuras financieras eran mucho menos líquidas. En suma, abundaban las desventajas, sobre todo porque los reservorios no convencionales se aprovechan mejor invirtiendo mucho efectivo en perforar alto número de pozos y adoptando procesos en continua mejora para ganar en escala y eficiencia.
Ergo, “las independientes más exitosas en los últimos años –subraya la investigación de Booz & Co.– han sido las capaces de sacarles partido a las mejores oportunidades de perforación no convencional rápido y con el menor costo posible. En verdad, aprovecharon los modelos de negocios más rentables, descentralizando la toma de decisiones, aligerando estructuras gerenciales y dando a los managers espacio para la iniciativa propia, sin necesidad de consultar constantemente con los mandos superiores. Al fin, las independientes que aguantaron durante los vaivenes de 2008/10 probablemente sean reivindicadas”.
Por cierto, las grandes petroleras, “hoy no tan influyentes como antes –apunta Click– empiezan a advertir el sesgo de esos procesos. Dándose cuenta de que el futuro puede deparar una sobreoferta de GN, las empresas integradas admiten que ya no podrán permitirse ignorar los reservorios no convencionales. Hasta ahora, en general han invertido sobre todo en alianzas que les dan acceso a capacidades operativas, activos en tierra o ambas cosas a la vez”.
Dos opciones
Una petrolera grande puede tratar de incorporar esas aptitudes en dos maneras. La primera, mediante fusión y adquisición (F&A), tomando una firma de GN con experiencia en el manejo de activos no convencionales. ExxonMobil eligió ese camino en forma espectacular: compró por US$ 41.000 millones (a fines de 2009) XTO Energy.
La segunda opción consiste en desarrollar puertas adentro la capacidad de operar con gas natural y reservorios no convencionales. Eso puede incluir una especie de “ensayo general –apunta el informe– mediante un emprendimiento. Royal Dutch/Shell fue la primera en intentar esta solución, con menos espectacularidad que BP. En mayo, tomó por US$ 4.700 millones a East Resources pero, obviamente, es todavía demasiado pronto para sacar conclusiones.
