Cómo invertir frente a un futuro energético incierto

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Una pista útil la escuché de Paolo Scaroni durante una sesión en Viena: el mejor resguardo frente a la incertidumbre de demanda, que se traduce en incertidumbre con respecto al nivel de precios, es contar con costos de producción bajos.

Redacción /CAMBIO22

La medida de nuestra ignorancia sobre el futuro energético mundial a 2050 suma 327 millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente. La cifra se refiere a todas las fuentes de energía, no solo de crudo, medidas como si fueran barriles de petróleo. Es la distancia que hoy separa al mínimo del máximo de los 27 escenarios más observados por los analistas de los mercados energéticos, recién comparados analíticamente por el Foro Internacional de la Energía (IEF), y representa una suerte de abismo entre los anhelos por un mundo impulsado por energías limpias (el mínimo) y los hechos más probables de un mundo que seguirá descansando en los combustibles fósiles como la base del crecimiento económico (el máximo).

¿Es mucho o poco esa diferencia entre ambos extremos? Si la comparamos con la demanda energética actual, es 8% mayor. Es decir, los once equipos de expertos que construyeron el abanico de 27 escenarios, agrupados en cuatro organizaciones internacionales (AIE, OPEP, Foro de Países Exportadores de Gas Natural e IPCC), cinco empresas (Bloomberg, BP, Equinor, Exxon y Shell) y dos centros de investigación y análisis (EIA, de Estados Unidos, e IEEJ, de Japón), ofrecen una dispersión de futuros imaginados más amplia que todo lo que hoy consume el planeta de petróleo, gas, carbón, energía nuclear, hidroelectricidad, energías renovables y biomasa

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A este rango de diferencia se llega suponiendo -imaginando- cursos bastante diferentes para cuatro variables clave: el crecimiento económico, las políticas gubernamentales, el avance tecnológico y el precio de las fuentes de energía.

El escenario más bajo, planteado por el famoso Grupo Intergubernamental de Expertos sobre Cambio Climático (IPCC) de la ONU, apunta a lo que gobiernos y sociedades tendrían que lograr para limitar el calentamiento mundial a un tope de 1.5 grados Celsius adicionales: reducir el consumo actual de casi 300 a menos de 150 millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente, sin un crecimiento económico acelerado y sin prestar mucha atención a los precios.

El escenario más alto, construido por la Administración de Información Energética de los Estados Unidos, supone un mundo de alto crecimiento económico, poco compromiso con las políticas de cambio climático y precios favorables a los combustibles fósiles, cuyo resultado sería un consumo de 475 millones de barriles de petróleo crudo equivalente calentamiento mundial de 3 grados Celsius.

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¿Cómo debería usar estos datos un tomador de decisiones del sector energético? ¿A partir de cuál de los 27 escenarios debería basar su estrategia?

Una pista útil la escuché en 2012 de Paolo Scaroni, el entonces director general de la principal empresa petrolera italiana, ENI, durante una de las sesiones del quinto Seminario Internacional de la OPEP, celebrado en Viena. Su empresa había encontrado grandes cantidades de gas natural (500 trillones de pies cúbicos) en el mar territorial de Mozambique y debía decidir si procedía a extraerlos o no

Después de hacer un recuento sobre el amplio diferencial de precio entre Norteamérica y el este de Asia (tres dólares contra 17 dólares por millón de Btu, la unidad de medición típica del mercado), y del también amplio diferencial del precio del gas natural con respecto al petróleo, al que encontraba sin sentido (se cobraba por la misma cantidad de energía más caro en petróleo que en gas natural), Scaroni reflexionó sobre los factores que podrían mover a la oferta y la demanda, imaginando así su propio conjunto de escenarios para el precio de este combustible.

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Sobre la demanda, se preguntó si el consumo per cápita de China sería 10-20% mayor al de Estados Unidos, si el accidente nuclear de Fukushima significaría un aumento permanente o temporal en el consumo de gas natural, si los incentivos a usar gas natural comprimido en lugar de diésel en las flotas de transporte en Estados Unidos se sostendrían, entre otros. “La demanda crecerá sin lugar a duda,” aventuró, “pero las estimaciones pueden variar ampliamente, dependiendo de los supuestos que uno use”.

Respecto a la oferta, se preguntó cuánto gas natural habría disponible para exportar en 2020. En Estados Unidos estaba en marcha la revolución del el gas no convencional y el potencial productivo era evidentemente grande. Pero no estaba claro todavía si los habitantes en las zonas con grandes yacimientos, como la formación geológica de Bakken en Dakota del Norte, estarían dispuestos a vivir con las incomodidades de la extracción mediante el fracking. Tampoco era evidente cómo progresaría la producción de gas no convencional fuera de Estados Unidos, donde se apreciaba ya el gran potencial de África, China y América Latina. Aquí también, entre lo potencial y lo factible, hay muchos peros, incluidas las leyes locales, la actitud y los rasgos específicamente geológicos”.

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Scaroni después apuntó: “Planeamos tomar la decisión final de inversión en este proyecto, autorizando decenas de miles de millones de dólares de inversión en capital durante los próximos 18 meses. Pero para hacerlo, como se pueden imaginar, tendré que ir a mi junta directiva con una presentación de PowerPoint que diga cuánto gas voy a producir a partir de 2018 y qué precio espero obtener de ello.”

Reflexionó un poco más sobre otros factores de evolución incierta y cerró compartiendo su observación clave: Quizás se pregunten, con todas estas incertidumbres, cómo estoy avanzando en mi presentación a la junta directiva para Mozambique. Pero en este frente soy afortunado. Con costos de exploración en la región de menos de 2 dólares por barril, los costos de desarrollo contenidos por la naturaleza del campo y una posición privilegiada para abastecer los mercados asiáticos en crecimiento, en casi cualquier escenario, mi junta directiva estará feliz de seguir adelante con este desarrollo histórico para ENI”.

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Scaroni enfatizó con esas palabras una lección bien conocida: el mejor resguardo frente a una enorme incertidumbre de demanda, que se traduce en una enorme incertidumbre respecto al nivel de precios, es contar con costos de producción bajos. Si se materializa el peor escenario de baja demanda y bajos precios, prácticamente cualquier proyecto puede mantenerse a flote. ENI y sus socios -ExxonMobil, CNPC, GALP, KOGAS- terminaron poniendo el proyecto en marcha en 2017 y para noviembre de 2022 comenzaron a exportar gas natural licuado desde Mozambique hasta Europa y Asia.

Frente a un conjunto de escenarios de demanda energética mundial tan dispersos como los de hoy -en medio de tanta incertidumbre sobre la transición energética-, la prudente posición de Scaroni sigue vigente y en realidad aplica en ámbitos más allá de la energía. Los ingenieros deben construir edificios para que aguanten la fuerza de un terremoto, como ha pasado una y otra vez con la Torre Latinoamericana, o la embestida de un huracán, como no ocurrió en Acapulco. Los administradores de la deuda externa deben organizar su gestión para que sea pagable aún si el entorno se vuelve adverso, algo que olvidó el presidente José López Portillo y que ojalá se siga recordando en estos tiempos electorales en los pasillos de la secretaría de Hacienda. Y los proyectos de Pemex deberían ser rentables aún si disminuye el consumo de combustibles fósiles.

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