Exxon apuesta todo al shale gas

La compañía más rentable de EU está haciendo fuertes inversiones en ese energético; la empresa cree que el shale gas será la segunda mayor fuente de combustible mundial en 2025.
exxon mobil  (Foto: AP)
Brian O‘Keefe

Para Rex Tillerson la fractura hidráulica es más que un enfoque revolucionario para extraer petróleo y gas: es parte de su historia personal. Basta con mencionar el término al presidente ejecutivo de Exxon Mobil y comienza a recordar sus días como un joven ingeniero. Corría el año de 1976, y Tillerson había sido enviado al este de Texas para su segunda asignación en la empresa. Su trabajo era observar las plataformas de perforación de gas natural y "completar" los pozos. Eso significaba experimentar con un proceso conocido como fractura hidráulica o fracking, en inglés. Al bombear agua, arena y productos químicos a alta presión dentro de un pozo, podía originar grietas en la piedra donde el gas estaba atrapado y permitir un mayor flujo del mismo.

Ese invierno, Tillerson prácticamente vivió en la parte trasera de su coche, conduciendo a la oficina de distrito de la compañía por la noche para poder introducir tarjetas perforadas en la computadora para diseñar nuevos programas de fractura hidráulica. En el campo, cuando la temperatura bajaba y el viento soplaba, el ingeniero de entonces 24 años de edad, agradecía el cobijo que le proporcionaban los grandes motores diésel que impulsaban las bombas de agua. "Me gustaba estar entre los grandes tanques de fractura para mantenerme caliente, porque el agua se calentaba", dice Tillerson en una rara entrevista, riéndose del recuerdo. "Yo me quedaba allí hasta que estuvieran listos para arrancar esos bebés, y entonces tenía que salir a la intemperie".

Lo que está calentando su corazón hoy en día es la revolución de shale gas que la tecnología ha hecho posible. De hecho, Tillerson está apostando gran parte del crecimiento futuro de la empresa -y una buena parte de su legado- a la promesa de la fractura hidráulica. Hace dos años, Tillerson fue el artífice de una adquisición por 35,000 millones de dólares del productor de gas natural XTO Energy, en gran parte para comprar la experiencia de la empresa en la fractura hidráulica. Fácilmente es la mayor operación que el gigante de la energía ha hecho desde la mega-fusión de 88,000 millones de dólares con Mobil, orquestada por el predecesor de Tillerson, Lee Raymond, en 1999.

Con la compra de XTO, Tillerson, de 60 años de edad, también ha reformado a la empresa. En 2011, Exxon reportó ventas de 486,000 millones de dólares, una cifra descomunal que podía impulsarla más allá de Wal-Mart para recuperar la posición número 1 en la lista Fortune 500 de este año. Los 41,000 millones de dólares en ganancias que obtuvo fueron el segundo total más grande en la historia corporativa, sólo detrás del récord de 45,000 millones de dólares que Exxon estableció en 2008. Esas ganancias astronómicas han sido impulsadas por los precios del petróleo persistentemente altos. Pero ahora Exxon, el prototipo de gigante petrolero, obtiene alrededor del 50% de su producción de gas natural, y tiene 50% de sus reservas en esta sustancia. Las acciones de la compañía han subido 77% desde que Tillerson se convirtió en presidente ejecutivo a comienzos de 2006, en comparación con el alza del 29% del S&P 500. Para producir los rendimientos futuros que sus accionistas esperan, Exxon necesita que la compra de XTO -que hasta ahora no ha cumplido con las expectativas debido a la caída de los precios del gas natural- rinda grandes frutos. Tillerson tiene buenas razones para creer que así será.

En los últimos años, la fractura hidráulica ha abierto una nueva fuente de suministro de energía en Estados Unidos. Las formas avanzadas del proceso que Tillerson utilizó en la década de 1970, combinadas con métodos innovadores de perforación, han permitido a las empresas de energía extraer grandes cantidades de gas natural y de petróleo atrapado en rocas de esquisto - activos que se pensaba previamente que era imposible o antieconómico producir. La producción de grandes depósitos de esquisto, como el Barnett en Texas, el Haynesville en Louisiana y el este de Texas, y el vasto Marcellus en el noreste, se ha disparado.

Este auge de gas de esquisto ha alterado completamente las previsiones sobre el futuro del panorama energético de Estados Unidos y el mundo. Hace menos de una década, el consenso era que Estados Unidos estaba empezando a quedarse sin gas natural económicamente recuperable y que el país tendría que importar grandes cantidades del mismo desde el extranjero. Ahora está inundado de gas natural. La producción de Estados Unidos ha aumentado 28% desde 2005. En 2011, alrededor de un tercio de esa producción era de gas de esquisto, en comparación con sólo el 11% en 2008. Para 2035, según un estudio realizado por la firma de investigación IHS Global Insight, el gas de esquisto representará el 60% de la producción estadounidense.

En general, se piensa que Estados Unidos tiene ahora 100 años o más de suministro de gas doméstico respecto a las tasas de consumo actuales. Ya se ha desatado un frenesí de exploración. La industria del gas de esquisto empleaba a más de 600,000 trabajadores en Estados Unidos en 2010, según IHS, y para 2015 contribuirá con unos 118,000 millones de dólares a la economía estadounidense. Los grandes depósitos de esquisto en Sudamérica, China, y Europa significan que, con el tiempo, ésta será una tendencia global. La Agencia Internacional de Energía (AIE) estima que el mundo cuenta actualmente con un suministro de 250 años de gas natural. "En mis 50 años de seguimiento del negocio de la energía, éste es, por mucho, el evento más grande que he visto", dice John Deutch, profesor del MIT (Instituto Tecnológico de Massachusetts) y ex director de la CIA (Agencia Central de Inteligencia), que el año pasado presidió un subcomité del Departamento de Energía acerca del gas de esquisto.

El aumento en la producción de gas de esquisto ha sucedido con tanta rapidez que la actividad de perforación ha sobrepasado a los reguladores y la comprensión del público. La fractura hidráulica se ha convertido en una mala palabra para muchos; casi un término generalizado para las preocupaciones sobre las consecuencias de un nuevo auge de exploración tierra adentro en Estados Unidos, que ha llegado a zonas anteriormente no afectadas por la industria energética. Los ecologistas han expresado su preocupación por la contaminación de mantos acuíferos de agua dulce, la contaminación ocasionada por el tránsito de camiones, el aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero, e incluso terremotos. La reputación de la fractura hidráulica ciertamente no se benefició de que Gasland, un documental nominado al Oscar en 2010 acerca de los peligros de la perforación de shale gas, llamara la atención del público con sus videos de agua del grifo contaminada que podía ser encendida en llamas, aunque la veracidad de algunos de los contenidos de la película fue cuestionada más tarde.

Sin embargo, sí hay un único factor que podría retrasar el desarrollo del shale gas, y es el efecto sobre el medio ambiente. Nueva York (que potencialmente tiene una gran cantidad de gas de esquisto del depósito Marcellus) y Nueva Jersey (que probablemente no lo tiene) han prohibido temporalmente la fractura hidráulica. Tanto Francia como Alemania han impuesto moratorias en la perforación de gas de esquisto. Y en noviembre, la Agencia de Protección del Medio Ambiente estadounidense (EPA, por sus siglas en inglés) publicó un informe de 190 páginas explicando cómo se planea realizar un estudio sobre el impacto de gas de esquisto en el agua potable, el cual debería estar listo para 2014. Mientras tanto, la industria del shale gas sigue en auge.

Tillerson hace a un lado las preocupaciones ambientales, calificándolas como manejables y exageradas. Él considera el aumento del esquisto como una indudable buena noticia para Estados Unidos y el mundo, el último triunfo de una industria que periódicamente inventa nuevas formas de encontrar y aprovechar los combustibles fósiles de la tierra. "Lo más importante que la gente debe entender sobre el gas de esquisto es que es que simplemente es la próxima gran oportunidad de recursos para nosotros", dice. "La economía mundial tiene un apetito voraz por la energía, así que gracias a Dios que podemos hacer esto".

Pero el crecimiento de shale gas es también, según él, parte de una historia más grande a medida que el mundo tiende hacia una mayor dependencia de los llamados recursos no convencionales; y dice que estamos en un momento decisivo. Para entender esta transición, es importante examinar por qué la empresa energética más grande del país está jugando parte de su futuro en este energético  y cómo sacará el máximo provecho de estos nuevos recursos.

Una tarde de martes en el sureste de Oklahoma, la máquina perforadora del pozo Gayle 1-32H de XTO Energy está a punto de llegar al esquisto de Woodford, a una profundidad de 11,700 pies (3.6 kilómetros) después de 38 días consecutivos de 24 horas de perforación continua.

Ardmore, el municipio más grande en la zona, ahora está experimentando un clásico auge de ciudad minera. Los hoteles están a toda su capacidad. El Wal-Mart siempre está lleno. XTO ha comenzado la construcción de una nueva oficina regional de dos pisos, y ya está considerando la posibilidad de una expansión.

La máquina de perforación en el pozo Gayle es una pieza de equipo de última tecnología que está perforando su primer agujero. Su fabricación costó 18 millones de dólares, y XTO la ha contratado durante tres años a un costo de 24,000 dólares por día. Es uno de los 12 equipos de perforación de la empresa que trabajan a tiempo completo en Woodford en estos momentos. La empresa tiene 65 pozos en el área, pero ahora está perforando al ritmo necesario para terminar alrededor de 130 pozos por año.

Woodford tiene un atractivo particular para XTO y otros perforadores en la actualidad, ya que produce una gran cantidad de gas 'húmedo'. El gas natural regular o gas 'seco', es principalmente metano. Eso es lo que utilizamos para alimentar nuestras estufas, calentar nuestros hogares y generar electricidad en las plantas de servicios públicos. Pero el precio de gas seco se ha desplomado. Durante la última década, ha promediado 5.78 dólares por millón de BTUs (british termal unit). Recientemente cayó por debajo de los 2 dólares. Exxon y otras compañías han estado moviendo las máquinas perforadoras a zonas que producen una mezcla más compleja de hidrocarburos que incluye líquidos 'húmedos' de gas natural como etano, propano y butano. Estos líquidos se utilizan como materia prima química o como aditivos en la gasolina, y se venden a un precio más alto que el metano en estos momentos.

La revolución del shale gas empezó casi justo a los pies de Exxon. En la década de 1980, un visionario perforador independiente de gas natural llamado George Mitchell empezó a experimentar con formas de obtener gas a partir del depósito Barnett Shale, que se extiende por toda el área de Dallas-Fort Worth; incluso a través de la sede de Exxon en Irving, Texas. Los geólogos han sabido siempre que el esquisto contiene gas y petróleo atrapado. De hecho, el esquisto es la capa profunda de la roca donde gran parte del tradicional suministro de gas natural era 'cocinado'. Pero se pensaba que extraer hidrocarburos de la roca era demasiado difícil y costoso para justificar.

Mitchell, sin embargo, estaba convencido de que podría funcionar. Después de casi 20 años de ensayo y error, Mitchell Energy desarrolló una fórmula para la fractura hidráulica con agua y arena que funcionó espectacularmente bien. La producción de la compañía de gas natural en el depósito Barnett pronto se disparó. En 2002, Mitchell, de entonces 82 años, vendió su empresa a Devon Energy por 3,200 millones de dolares. Devon pudo combinar su experiencia en la perforación horizontal con las técnicas de fractura hidráulica de Mitchell, y aumentó la producción aún más. Pronto, Devon y otras compañías estaban extrayendo grandes cantidades de gas del depósito Barnett.

Exxon fue un poco lento en reconocer la magnitud de lo que estaba sucediendo casi en su puerta. Poco tiempo después de convertirse en presidente ejecutivo en 2006, Tillerson decidió investigar. Formó una empresa conjunta con un perforador independiente en el depósito Barnett y arrendó una gran cantidad de superficie. "Dije: 'Muy bien. Vayan y desarrollen una posición, y mi objetivo principal es que quiero entender esto, y quiero aprender acerca de ello'", dice Tillerson. Después de un año, vendió los activos. Sin embargo, el presidente ejecutivo de Exxon había aprendido un par de cosas importantes: Primero, que el shale gas iba a ser significativo. Y en segundo lugar, que Exxon llegó tarde a la fiesta. La mayor parte de la mejor superficie en los depósitos establecidos ya había sido arrendada, provocando un alza en los precios.

En julio de 2009, Tillerson recibió una llamada del banquero de gas y petróleo de Jefferies & Co Jack Randall, un viejo amigo. Randall, miembro de la junta de XTO Energy en Fort Worth, dijo a Tillerson que el presidente de XTO, Bob Simpson, estaba interesado en vender la empresa. XTO era un jugador temprano en el depósito Barnett y se había convertido en el mayor productor de gas natural en Estados Unidos. Tillerson y Simpson comenzaron a negociar, y el 14 de diciembre de 2009, anunciaron una adquisición de todas las acciones de XTO, por Exxon por 41,000 millones de dólares, con una prima del 25% para los accionistas de XTO. El acuerdo tuvo una recepción mixta de Wall Street. Cuando fue cerrado, una caída en el precio de las acciones de Exxon había bajado el valor a 35,000 millones de dólares.

Tillerson sintió que el movimiento audaz estaba justificado. "La decisión estratégica que hice fue: 'Bueno, vamos a entrar en esto por completo y queremos una posición grande ahora'", dijo Tillerson. "Podemos construirlo, y tomará varios años para que podamos llegar a una posición material. O podemos comprar". Un factor a favor de la compra era que la perforación requiere de más mano de obra en comparación con las tradicionales extracciones de petróleo y del gas. En lugar de hacer un agujero en un depósito grande y dejar que crudo fluya, el desarrollo del shale gas requiere perforación repetida y fractura hidráulica para liberar el gas desde nuevos rincones de un depósito. Para Tillerson, conservar a los ingenieros de campo y ejecutivos de XTO, así como su conocimiento sobre el desarrollo de esquisto, sería clave para una exitosa fusión.

Este imperativo condujo a que la empresa adoptara un nuevo enfoque acerca de la integración con XTO. Tradicionalmente, Exxon ha sido conocido por comprar empresas por sus activos subyacentes y por imponer despiadadamente su propia cultura eficiente sobre los vencidos. Esto era muy diferente. Tillerson dejó bien claro desde el principio que XTO mantendría su propia identidad, y que, de hecho, Exxon aprendería con su nueva adición. Incluso acuñó una frase para el proceso: integración inversa. Desde la adquisición, las reservas probadas de gas de esquisto de XTO han aumentado 81%, a través de una combinación de adquisiciones estratégicas y desarrollo de la superficie existente, a 82 billones de pies cúbicos, suficientes para satisfacer la demanda en el área de Dallas-Fort Worth durante 150 años. "Exxon hizo una apuesta en el gas natural, y hasta ahora están bajo el agua, debido a que el precio del gas en Estados Unidos se ha derrumbado", dijo Fadel Gheit, un veterano analista de energía de Oppenheimer. "Eso no quiere decir que estén equivocados, porque su horizonte de inversión no es el mismo que el de Wall Street".

Tillerson estima que las inversiones de shale gas darán sus frutos para Exxon en 25 a 30 años, un punto que enfatizó ante analistas de marzo cuando explicó el cuidadoso enfoque de la compañía en el desarrollo de sus activos de esquisto. "Ahora, ése no es el mismo modelo que todos los jugadores allá afuera seguirían, porque no tienen el tamaño", dijo. "Ellos no tienen los recursos tecnológicos, los recursos de investigación para respaldarlos. Ellos no tienen la capacidad de recuperación financiera". Y añadió: "Podemos ser pacientes".

¿Por qué tiene Tillerson tanta confianza en el futuro del shale gas? En diciembre, Exxon dio a conocer su 'Perspectiva de Energía', que es la visión anual de la empresa acerca de la demanda futura y las tendencias de consumo hasta 2040. El mayor tema en la investigación, que Exxon utiliza para guiar su planificación estratégica, fue la creciente demanda de electricidad. Exxon estima que la demanda de electricidad en todo el mundo aumentará 80% para 2040, mientras cientos de millones de personas en el mundo en desarrollo consiguen un estilo de vida de clase media. Una cantidad cada vez mayor de electricidad será generada a través de gas natural, que superará al carbón como segunda mayor fuente de combustible del mundo, sólo detrás del petróleo crudo, para 2025.

Exxon se ha estado preparando para satisfacer la nueva demanda de gas natural desde hace algún tiempo.

Durante los próximos cinco años, Exxon planea invertir 185,000 millones de dólares en su negocio, la mayor parte de ellos para explorar y desarrollar nuevas fuentes de petróleo y gas. El costo del "próximo barril" va en aumento, dice Tillerson, a medida que las reservas de fácil acceso se agotan. La compañía cree que los proyectos en aguas profundas producirán enormes ganancias de producción en las próximas décadas. Está trabajando en una asociación para explorar el Ártico y el Mar Negro con el gigante ruso Rosneft; en octubre pasado firmó un acuerdo para explorar en busca de petróleo en Kurdistán. Pero también cuenta con un robusto crecimiento de nuevas fuentes no convencionales como arenas bituminosas, petróleo de formaciones compactas, y, por supuesto, gas de esquisto.

La cantidad de gas de esquisto que tiene Estados Unidos es un asunto de debate. La referencia más común, y que el presidente estadounidense Barack Obama utilizó en su discurso de Estado de la Unión, es que ahora tiene 100 años de suministro de gas natural para Estados Unidos en forma de shale gas. Esto se basa en un informe publicado el año pasado por una organización de la industrial llamada Potential Gas Comitee. Pero los escépticos han señalado que gran parte de ese total no está probado. Debido a que el desarrollo del shale gas es relativamente nuevo, la mayor parte del suministro potencial no se ha explorado a fondo. Aunque es ciertamente posible que algunos depósitos de esquisto sean menos ricos de lo esperado, también es posible que la mejora de la tecnología permita a Exxon y a otros perforadores extraer aún más de lo que podemos imaginar hoy en día.

Tillerson cree que el esquisto ha sido alterado y distorsionado. Dice que Exxon es transparente en sus prácticas y señala, por ejemplo, fue uno de los primeros que abogaron por divulgar los productos químicos que se utilizan en la fractura. Argumenta que las perforaciones de esquisto se están llevando a cabo en un nivel de seguridad realista.

Es cierto que los ataques a la fractura hidráulica en ocasiones se han desviado hacia el territorio del alarmismo. Sin embargo, los perforadores de esquisto a menudo han desafiado las reclamaciones legítimas de problemas, y se han causado más problemas a sí mismos en el proceso. "Desafortunadamente, la respuesta de la industria con demasiada frecuencia ha sido sólo argumentar que la fractura hidráulica no puede causar ningún problema", dice Fred Krupp, presidente del Fondo de Defensa Ambiental y miembro del subcomité de gas de esquisto del Departamento de Energía el año pasado. "Cuando ese tipo de rechazo se conjunta con problemas reales y actuales, la desconexión genera mucha enojo. Y erosiona la confianza".

También ha dado lugar a cierta resistencia por parte de los accionistas. Un grupo de apoyo llamado As You Sow, que representa una coalición de inversores orientados a la ecología, ha propuesto que una resolución de los accionistas exija a Exxon emitir un informe acerca de los riesgos asociados con el desarrollo del gas de esquisto.

La perforación de shale gas no va a desaparecer. Es muy importante para la economía, y hay demasiado dinero en ganancias potenciales. El impacto ambiental no podrá ser totalmente eliminado. Fracturar un pozo típico requiere de millones de galones de agua, que luego deben ser desechados de forma segura. Sin embargo, muchos de los problemas pueden ser resueltos. Si los perforadores instituyen y siguen altos estándares para cimentar los pozos a medida que pasan a través de los mantos acuíferos y acerca del adecuado manejo del agua que fluye de nuevo a la superficie después de la fractura hidráulica, los derrames y la contaminación del agua puede ser minimizados. También se puede reducir el impacto de los gases de efecto invernadero originados por la perforación de esquisto mediante el uso del equipo de 'la terminación verde' que captura el metano y compuestos orgánicos volátiles en el agua de la perforación y evita que se escapen.

Dada la larga experiencia de Tillerson con la fractura hidráulica, no es sorprendente que él tome las críticas acerca de la perforación de shale gas de manera personal. Para él, el auge del esquisto es un gran ejemplo de la eficacia fundamental de su industria, el tipo de logro que siempre parece ser despreciado. "Parece que pasamos por esto cada vez que vamos hacia una nueva área de desarrollo", dice. "Es sólo una parte de cómo la sociedad lidia con la satisfacción de sus necesidades energéticas". Lo que me parece interesante acerca de Estados Unidos en relación con otros países es que en la mayoría de todos los demás países donde operamos, la gente realmente nos quiere. Y están muy contentos de que estemos allí. Y los gobiernos realmente nos quieren. Y no se trata sólo de Exxon Mobil. Admiran nuestra industria debido a lo que podemos hacer. Casi están asombrados de lo que somos capaces de hacer. Y en este país, eso puede ser un giro de 180 grados. No entiendo por qué es así, pero simplemente es así".

Si Tillerson quiere cumplir plenamente la promesa del gas de esquisto en los Estados Unidos, podría necesitar averiguar ese porqué.

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Reportera asociada: Doris Burke

Esta historia es de la edición del 30 de abril de 2012 de Fortune.

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