Los inversores están muy cerca de descubrir si las compañías petroleras más grandes del mundo han aprendido la dura lección que supuso la inversión multimillonaria en 'macroproyectos' que sólo hubieran sido rentables si el crudo se hubiera mantenido en el largo plazo por encima de los 100 dólares por barril. Ahora que el precio se mueve entre los 70 y los 80 dólares, las grandes firmas están decidiendo si emprenden o no nuevas aventuras de cientos de millones de dólares.
Del gas natural licuado en Mozambique al petróleo de aguas profundas en Guyana, las empresas de energía más grandes del mundo se preparan para aprobar la primera serie de megaproyectos desde el derrumbe de los precios de 2014, según destacan los analistas de Wood Mackenzie en una nota. Las firmas autorizarán un gasto de unos 300.000 millones de dólares para esos nuevos proyectos en 2019 y 2020, más que en los tres años juntos.
Este desembolso será la primera prueba real de la disciplina en el gasto en capital que las compañías de energía juran haber adoptado después del desplome del petróleo, cuando se vieron obligadas a moderar su ambición y comenzaron a completar proyectos sólo de forma puntual y por debajo del presupuesto.
Antes de la caída, los 15 mayores proyectos de petróleo y gas tuvieron en conjunto un sobrecoste respecto al presupuestado de 80.000 millones de dólares, lo que redujo los retornos de los inversores, explica Angus Rodger, uno de los analistas que ha realizado el informe.
"Las empresas petroleras han mejorado su eficiencia en los proyectos pequeños pero ¿pueden hacerlo en los grandes?" se pregunta Rodger en una entrevista telefónica desde Singapur. "Hay un enorme potencial al alza si pueden mostrar un éxito sostenido en cuanto a la disciplina de capital a medida que aumentan los precios del petróleo. Podrían ofrecer los mejores retornos en una década".
Los sobrecostes
Tras un periodo relativamente prolongado con el crudo por encima de los 100 dólares a comienzos de esta década impulsó a las compañías a abordar proyectos enormes y complicados para extraer la mayor cantidad posible de ese crudo y ese gas tan valiosos, explica Rodger.
Eso dio lugar a desarrollos como el proyecto de GNL Gorgon de Chevron en la lejana Isla de Barrow, en el oeste de Australia, donde los costes se dispararon desde los 37.000 millones previstos hasta los 54.000 millones de dólares finales.
Los sobrecostes de los proyectos aprobados entre 2008 y 2014 diluyeron los retornos hasta el 12% de media, frente al 19% proyectado en el momento de la inversión, según Wood Mackenzie.
"Las compañías petroleras ya tenían un historial de mala gestión de los proyectos y sumarle a eso un petróleo a 100 dólares fue como echar gasolina al fuego", señala Rodger. "Los costes se salieron de control".
Los retornos débiles y el derrumbe de los precios del petróleo a mitad de 2014 obligaron a las compañías de energía a repensar su forma de gastar. Comenzaron a apuntar a yacimientos más pequeños o expansiones de proyectos existentes que eran más baratos y podían terminarse más rápido. Los yacimientos aprobados desde 2014 en promedio se han completado antes de lo programado y con un gasto inferior al presupuesto, informó Wood Mackenzie.
Si bien la escasez de megaproyectos contribuyó a que los precios de la energía se recuperaran, mientras que el petróleo y el GNL volvieron este año no vistos desde 2014, ahora se vuelven a necesitar grandes inversiones, sostiene Rodger. Lo que es incierto es si la disciplina de costes que aplicaron las compañías de energía a los proyectos pequeños puede repetirse a una escala mucho mayor.
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