REABASTECIENDO A EUROPA
El desafío inmediato para Occidente será cómo se reemplaza el gas natural ruso que abastece a la mayor parte de Europa. Para fines de este año, el continente espera reemplazar dos tercios del total de gas natural que importaba por año de Rusia, que equivale a 155.000 millones de m3. La mitad de este volumen vendrá del gas natural licuado (GNL) importado de otros países y el 20% de energías renovables. Para fabricar el GNL, el gas se enfría a -127°C y se licúa para poder transportarlo a través del océano en buques. Los europeos están construyendo plataformas de regasificación flotantes para poder procesar el GNL.
No será fácil conseguir suficiente GNL (y buques). “No debe haber ningún fabricante de GNL en el mundo que no esté trabajando al máximo de su capacidad”, dice Michael Smith, presidente, CEO y dueño del 63% de Freeport LNG, la segunda planta de licuefacción más grande de EE.UU., en Texas. La mayor parte de su producción se la vendió a Asia por contratos a largo plazo, aunque una gran parte ya fue revendida a Europa. No obstante, no es suficiente.
En marzo, Joe Biden y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, anunciaron un acuerdo para que Washington envíe casi 15.000 millones adicionales de GNL a Europa este año y más en el futuro. EE.UU. puede exportar aún más GNL, pero eso llevará tiempo y capital. Pasó de ser el mayor importador de combustibles fósiles en 2005 a un exportador neto gracias a su rápida adopción de la perforación horizontal y el fracking. En 2015 se estaba utilizando tanto que los precios se desplomaron.
Algunas empresas entraron en bancarrota, y los que sobrevivieron estaban bajo presión de los inversores para pagar sus deudas y de los activistas medioambientales para que cambien sus prácticas. De acuerdo con Wood Mackenzie, en los últimos 5 años la inversión estadounidense en combustibles fósiles fue de un promedio de US$ 400.000 millones anuales, bajo comparado con los US$ 750.000 millones que se invertían en el auge del fracking.
Europa también tiene formaciones de shale pero nunca se sumó a la furia por el fracking. Allí son los gobiernos y no los propietarios los que tienen los derechos mineros. Los políticos no tenían razones para luchar contra el movimiento antifracking porque le compraban el gas a Rusia. Ahora eso ya no es posible.
El multimillonario Wesley Edens es un nuevo participante del sector de GNL. Es uno de los dueños de los Milwaukee Bucks de la NBA e hizo su fortuna con el fondo de capital de riesgo privado Fortress Investment Group que vendió a Softbank en 2017. Es CEO de New Fortress Energy, que cotiza en la Bolsa y se dedica al desarrollo de “GNL rápido”. El sistema consiste en unidades modulares de licuefacción de gas natural que se construyen en un astillero y se instalan en plataformas petrolíferas adaptadas para el GNL. Quiere instalar la primera planta offshore de GNL rápido a casi 26 km de Grand Isle, Luisiana, y cree que obtendrá pronto los permisos. Si la Casa Blanca cumple su promesa de agilizar los permisos, dice que a principios de 2023 ya podrían realizarse los primeros cargamentos. Es una buena oportunidad: los europeos están pagando US$ 22 por 1.000 pies cúbicos (28 m3) de gas natural, dos veces y medio más que el precio en EE.UU. “El único commodity que no se puede comprar es el tiempo”, dice Edens.
Ya se perdió mucho tiempo. En 2015, Carl Icahn despidió al CEO de Cheniere Energy y pionero del GNL, Charif Souki, que había fundado la compañía en 1996. ¿Cuál fue su pecado? En lugar de pagar los dividendos a los accionistas, Souki estaba convencido de que vendrían tiempos de escasez y quería construir otra plataforma cara de GNL. Siete años más tarde, está al mando de otra empresa, Tellurian Energy, que está construyendo un proyecto similar al que no pudo concretar en 400 hectáreas al sur del lago Charles en Luisiana. A partir de 2026 comenzarán a transportar cargamentos. Se supone que para entonces habrá más gas natural para licuar. Ya está empezando a aumentar el volumen de producción. A mediados de mayo había 750 plataformas de perforación activas en EE.UU., cuando hace un año había 453. Esto es dos tercios menos de las 2.000 que había durante el boom del fracking. Las perforadoras están limitadas por su sobreendeudamiento, la falta de trabajadores calificados y la cantidad de plataformas y arena.
“Aumentar la producción lleva seis meses”, dice el magnate del petróleo Harold Hamm, a cuya familia le pertenece el 80% de Continental Resources, una de las compañías de fracking más gran