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Scott Dyksterhuis estaba convencido. O, al menos, tan convencido como se puede estar al predecir lo que se encuentra a más de 3 millas debajo del lecho marino. El entonces geocientífico de 32 años de Exxon Mobil Corp. creía firmemente que existía una gran posibilidad de que existiera un gran yacimiento de petróleo enterrado en la costa de Guyana, cerca de donde el Océano Atlántico se encuentra con el Mar Caribe. Ahora venía la parte difícil. Tenía que convencer a sus jefes de perforar un pozo que lo demostraría. ‘Era de alto riesgo’, dice Dyksterhuis. ‘Pero Guyana era un casino en el que querías jugar porque cuando ganabas, las ganancias eran tan altas’.
A finales de 2013, buscar petróleo en Guyana estaba entre las prioridades más bajas de Exxon. Las compañías habían perforado más de 40 pozos secos en la región. La formación objetivo, llamada Liza, en honor a un pez local, se encontraba a menos de una milla de profundidad, y perforarla costaría al menos $175 millones. Incluso Dyksterhuis estimaba que solo existía una probabilidad del 1 entre 5 de éxito. Pero si tenía razón, se abriría una frontera petrolera, demostrando una teoría de que la misma geología detrás de las reservas de Venezuela, las más grandes del mundo, se extendía a lo largo de la costa norte de Sudamérica. Muchos en Exxon no tenían interés en hacer esa apuesta. Tampoco gran parte del resto de la industria petrolera.
Hoy en día, Liza es el mayor descubrimiento de petróleo en el mundo en una generación. Exxon controla un bloque que contiene 11 mil millones de barriles de petróleo recuperable, que actualmente valen casi $1 billón. El hallazgo ha transformado a Guyana de uno de los países más pobres de Sudamérica en uno que bombeará más crudo por persona que Arabia Saudita o Kuwait para 2027. Guyana está en camino de superar a Venezuela como el segundo mayor productor de petróleo de América del Sur, después de Brasil.
Guyana se ha convertido en el pilar del renacimiento corporativo de Exxon después de Covid-19. El gigante petrolero de Texas tiene una participación del 45% en un campo que cuesta menos de $35 por barril producir, lo que lo convierte en uno de los más rentables fuera de la OPEP. Con el crudo cotizando actualmente a $85 por barril, el campo petrolero seguiría siendo rentable incluso si la transición lejos de los combustibles fósiles provocara una caída de la demanda y los precios se redujeran a la mitad.
La historia no contada de los orígenes del descubrimiento de Guyana, basada en entrevistas con más de una docena de personas involucradas en el pozo de Liza, la mayoría de las cuales desde entonces han dejado Exxon, revela algunas verdades sorprendentes sobre el pasado y el futuro del petróleo. Muestra cómo otros en el negocio sobreestimaron el cambio de los combustibles fósiles a las energías renovables. Hace solo tres años, Exxon perdió una batalla por los escaños del consejo de administración con inversores activistas que argumentaban que no estaba haciendo lo suficiente para prepararse para la transición. Exxon se mantuvo firme en su negocio principal. ‘Cuando todos los demás se estaban retirando, nosotros estábamos avanzando’, dice Liam Mallon, presidente de la división de producción de petróleo de Exxon. Desde que comenzó la producción en Guyana a finales de 2019, las acciones de la compañía se han más que duplicado, el mayor retorno entre sus competidores supermayoristas.
Esta historia sugiere la dificultad de confiar en las fuerzas del mercado para llevar al fin de los combustibles fósiles. El movimiento Verde había esperado que la tecnología mejorada ayudara a que la solar, el viento y otras energías renovables reemplazaran al petróleo cada vez más difícil de encontrar. Los ambientalistas ahora temen que Exxon obtenga una fortuna de una transición energética más lenta, mientras que otros pagan el costo del daño del petróleo a la ecología de Guyana y de cambio climático. ‘Exxon está contaminando el océano y la atmósfera sin tener que pagar por los daños’, dice Melinda Janki, una abogada guyanesa que ha trabajado en la protección ambiental internacional. (Exxon asegura que invierte en tecnología para proteger el medio ambiente y cumple o supera los requisitos regulatorios).
Seguramente, los rivales de Exxon lamentan profundamente. Casi 30 compañías, incluida Chevron Corp., dejaron pasar la oportunidad de comprar el descubrimiento de Guyana. Shell Plc, anteriormente un socio del 50%, se retiró. Chevron está pagando $53 mil millones por Hess Corp., uno de los dos socios de Exxon en Guyana, que tiene una participación del 30% en el proyecto. Exxon este año presentó un caso de arbitraje contra Hess, afirmando que tiene derecho de primera negación sobre la participación. (Hess dice que ese derecho no se aplica en una fusión).
Pero la historia del descubrimiento de Guyana no se trata de correr riesgos temerarios por una gran recompensa. Resulta que Exxon, además de ser una empresa de exploración petrolera, también es una empresa de ingeniería financiera. Apostó por reducir sus riesgos, reducir su exposición y comprarse una opción para hacer una fortuna con un resultado improbable.
Esta estrategia se remonta a un momento clave en 2013. Los mejores geocientíficos de Exxon concluyeron que Dyksterhuis y sus colegas no habían demostrado que perforar Liza valiera la pena el riesgo. Dyksterhuis estaba desanimado. Si no perforaban, Exxon tendría que devolver el bloque Stabroek, o concesión, a la gobierno de Guyana en cuestión de meses. (Stabroek era el nombre anterior de la capital de Guyana, Georgetown).
En el pasillo después de una reunión, Rudy Dismuke, un asesor comercial, se acercó a uno de los geocientíficos. ‘¿Apoyarías a Liza si pudiéramos perforarla de forma gratuita?’ le preguntó. ‘Por supuesto’, respondió el geocientífico.
Y así, un pequeño grupo de empleados de nivel inferior y medio idearon una forma de perforar de forma gratuita. O casi.
Al igual que muchos geocientíficos, Rod Limbert sabía que la roca madre del petróleo de Venezuela, la formación La Luna, se extendía bajo el Atlántico en territorio marítimo controlado por Guyana, Surinam y la Guayana Francesa. El australiano franco se fascinó con un descubrimiento en tierra en Surinam en la década de 1960, cuando los habitantes encontraron accidentalmente lo que se convirtió en un yacimiento de petróleo de mil millones de barriles mientras perforaban agua en un patio de escuela.
Limbert pensaba que el petróleo del patio de la escuela había originado frente al litoral continental de Guyana y había migrado más de 100 millas en tierra firme durante millones de años. Llevó la idea al equipo de Exxon responsable de ingresar a nuevos cuencas a mediados de 1997. ‘Tenían una imagen de un pulgar hacia abajo al final de su presentación’, dice Limbert. Se puso en contacto con el gobierno de Guyana sobre la adquisición de derechos de perforación de todos modos. ‘Simplemente no le dije a nadie’, dice.
En 1997, Guyana era uno de los países más pobres de Sudamérica, todavía sufriendo las políticas socialistas y aislacionistas del dictador Forbes Burnham, que llegó al poder poco después de la independencia del Reino Unido en 1966. Limbert y sus dos colegas volaron de Houston a Georgetown, para adquirir antiguos registros de pozos y discutir el potencial de los derechos de perforación con la Comisión de Geología y Minas de Guyana. ‘El piso estaba literalmente en el suelo’, dice Limbert. ‘Con eso quiero decir que los escritorios y sillas estaban en la tierra’.
El equipo de Exxon también se reunió con Samuel Hinds, presidente de Guyana, quien hablaba principalmente de cricket, el deporte nacional de Guyana. ‘No tenía ninguna prisa por hablar de negocios, porque no tenía autoridad para hacer nada’, dice Limbert. Al regresar a Texas y armado con datos frescos, Limbert obtuvo permiso para comenzar las negociaciones de contrato para los derechos de exploración.
Citando las legiones de pozos fallidos, Limbert presionó y obtuvo un trato muy favorable. El bloque Stabroek ofrecido a Exxon era más de 1,000 veces más grande que el bloque promedio en el Golfo de México. No requería un pago inicial, y si Exxon encontraba petróleo, la compañía se quedaría con el 50% de las ganancias después de deducir los costos. Pagaría al gobierno una regalía de solo el 1%. Guyana recibió críticas severas más tarde por el contrato. ‘He examinado mi conciencia sobre esto durante un período de tiempo, pero no me siento mal al respecto’, dice Limbert. ‘Fue un ajuste completo para lo que sabíamos y lo que no sabíamos’.
El trato ayudó al gobierno de otra manera. Guyana enfrentaba graves disputas fronterizas tanto con Surinam hacia el este como con Venezuela hacia el oeste. Alinearse con Exxon significaría que cualquiera que retara a Guyana también estaría desafiando a la compañía petrolera más poderosa del mundo.
Las preocupaciones de Guyana resultaron válidas. Lanchas de guerra de Surinam obligaron a un explorador de petróleo diferente a abandonar las aguas en disputa entre los dos países. Exxon no pudo trabajar en el bloque durante ocho años. Cuando el conflicto con Surinam estaba cerca de resolverse en 2007, los ejecutivos de Exxon se dieron cuenta de que tendrían que gastar dinero en estudios sísmicos para cumplir con los requisitos de trabajo bajo el contrato. Sugerían renunciar al bloque para liberar efectivo para exploraciones prioritarias en Brasil, el Golfo de México y cuencas emergentes de esquisto en EE. UU.
Dismuke, un ingeniero educado en Texas que era asesor comercial de Exxon en el hemisferio occidental en ese momento, echó un vistazo al contrato con Guyana y no podía creer lo que veía. El trato negociado por Limbert tenía un gran potencial. Dismuke y un colega sugirieron un acuerdo de cesión que entregaría una porción del bloque a una compañía dispuesta a pagar los estudios sísmicos. La alta gerencia de Exxon aprobó la idea y vendió el 25% de Stabroek a Shell en 2008. Exxon y Shell pasaron los siguientes tres años interpretando las ondas sísmicas rebotadas en capas de roca subterránea para comprender la geología de la región. Los primeros datos eran prometedores, mostraban indicios de hidrocarburos.
Pero estos datos también confirmaron el peor miedo de muchos geocientíficos: la completa ausencia de trampas estructurales. Estas formaciones son fallas geológicas o bandas de roca impenetrables que actúan como presas, capturando petróleo mientras se filtra a través de capas de sedimento a lo largo de millones de años. Sin una trampa sólida, el petróleo no puede acumularse en cantidades suficientemente grandes para ser comercialmente viable. En lugar de eso, Guyana tenía trampas estratigráficas, las formaciones geológicas más arriesgadas para un explorador de petróleo. Aunque pueden ser seguras, las trampas estratigráficas son sutiles y muy difíciles de analizar en los gráficos sísmicos. A menudo contienen lo que se conoce como una ‘zona ladrón’ de la que el petróleo puede escapar.
A finales de la década de 2000, sin embargo, la industria petrolera estaba calentando hacia tales formaciones. El crudo se cotizaba por encima de los $100 por barril, por lo que grandes descubrimientos significaban grandes ganancias. La tecnología estaba mejorando. Shell decidió aumentar su participación en el bloque Stabroek al 50%. En ese mismo periodo, dos geocientíficos en APA Corp., una pequeña exploradora en Houston entonces llamada Apache, estaban observando de cerca. Tim Chisholm había estudiado Venezuela para Exxon en la década de 1990, y Pablo Eisner había trabajado en la región para Repsol SA. La pareja quería una parte de Stabroek, pero cuando eso no fue una opción, llevaron a Apache a Surinam en su lugar.
Antes de poder perforar un pozo, la dirección de Apache cambió de opinión y despidió a su equipo de exploración. Chisholm y Eisner fueron despedidos en menos de media hora el uno del otro. Chisholm se fue a Hess y Eisner se unió a CNOOC. Cada uno dice que creía que tenía trabajo pendiente.
En Exxon en 2013 un geocientífico en una empresa de 75,000 personas trabajaba a tiempo completo en Guyana. Un tesoro de datos llegaba de los estudios sísmicos financiados por Shell. Exxon recurrió a Dyksterhuis, el geocientífico australiano, para ayudar a interpretarlo. Se sintió atraído por el tema en la universidad porque tenía ‘todos los campos de la ciencia en él’, incluida la física de modelado sísmico y la biología de criaturas que habían muerto hace millones de años, dice. ‘Y luego entras en petróleo y gas, y tienes, como, tomas de decisiones de cientos de millones’.
Una decisión como esa llegó pronto después de que Dyksterhuis llegó a Houston desde Melbourne. Exxon, que para entonces había tenido Stabroek por más de una década, tenía cuestión de meses para decidir si perforar un agujero de 8 pulgadas de diámetro en algún lugar en un área del tamaño de Massachusetts.
Los signos apuntaban a que no. Exxon estaba más centrado en provincias petroleras establecidas, y Shell se estaba enfriando en la región después de que la perforación en la Guayana Francesa no funcionara. Dyksterhuis comenzó a analizar datos sísmicos bidimensionales tomados unos cinco años antes. Un prospecto, Liza, destacaba. Los datos mostraban fluido. Pero ¿qué tipo? ¿Agua o petróleo? La incertidumbre provocaba constantes desafíos de sus jefes.
Usando modelado sísmico complejo, Dyksterhuis combinó más de 300 imágenes sísmicas en 3D para determinar que probablemente era petróleo lo que estaba encima del agua. ‘Cuanto más trabajaba, más pensaba, “Aquí hay algo pasando”‘, dice Dyksterhuis. Hacia finales de 2013, él y dos colegas presentaron sus hallazgos a más de una docena de los principales geocientíficos de Exxon.
La buena noticia era que Liza tenía una ‘zona de pago’ de 90 metros (295 pies) de espesor repleta de arena porosa por la que los fluidos podían pasar muy fácilmente. Estimaron que podría contener 890 millones de barriles de petróleo recuperables, que valían casi $1 mil millones en ese momento. Su estimación optimista era el doble de grande. La mala noticia era que solo había un 22% de posibilidades de éxito, principalmente porque Liza era una trampa estratigráfica. No era suficiente para obtener la aprobación del jefe, y el trío se fue desanimado.
Dismuke, que estaba al final de la reunión, lo vio de manera diferente. ‘Pensé, si esto funciona y la trampa se mantiene, entonces tengo 6 millones de acres más para explorar bajo un contrato muy bueno’, dice. Hizo un plan similar al enfoque de 2008: reducir la desventaja financiera encontrando socios que pagaran desproporcionadamente por el pozo, a cambio de una participación en el bloque. Por supuesto, a Exxon le habría ido mucho mejor si no hubiera despedido ese riesgo. Mallon, el jefe de producción de petróleo de Exxon, dice que habría sido inapropiado apostar cientos de millones de dólares en un solo pozo, dada las muchas otras oportunidades de la empresa. ‘No puedes sentarte como un entrenador de fútbol americano’, dice.