Unos pocos puntos cerca de la esquina inferior del mapa mundial en el sur del Atlántico, las Islas Malvinas, estuvieron una vez a la vanguardia de una nueva era para la industria petrolera mientras las empresas recorrían el mundo en busca de recursos.

Sin embargo, una década después del descubrimiento de hasta 1.700 millones de barriles de crudo en las aguas circundantes, el territorio británico de ultramar conocido por la cría de ovejas y la tensión con Argentina parece tan remoto como siempre. En lugar de la próxima frontera, el proyecto para extraer riesgos energéticos se agrega a una lista de lo que las empresas llaman «activos varados» que podrían costarles enormes sumas de dinero.

A medida que el coronavirus devasta las economías y paraliza la demanda, las principales compañías petroleras europeas han admitido algunas cosas incómodas en los últimos meses: Es posible que nunca se extraigan del suelo miles de millones de dólares en petróleo y gas.

Dado que la crisis también acelera un cambio global hacia energías más limpias, los combustibles fósiles probablemente serán más baratos de lo esperado en las próximas décadas, mientras que el carbono que contienen será más caro. Estos dos simples supuestos significan que aprovechar algunos campos ya no tiene sentido económico. BP Plc dijo el 4 de agosto que ya no haría ninguna exploración en nuevos países.

La industria petrolera ya estaba lidiando con la transición energética, la oferta abundante y los signos de demanda máxima a medida que COVID-19 comenzó a extenderse. La pandemia probablemente traerá ese pico y desalentará la exploración, según Rystad Energy AS. El consultor espera que alrededor del 10 por ciento de los recursos petroleros recuperables del mundo, unos 125 mil millones de barriles, se vuelvan obsoletos.

«Habrá activos varados», dijo Muqsit Ashraf, director gerente senior responsable de la industria energética global en Accenture Plc. «Las empresas tendrán que aceptar el hecho».

El proyecto Sea Lion en las Malvinas prometía ser un recurso de clase mundial cuando Rockhopper Exploration Plc encontró el campo en 2010. Cientos de millones de dólares más tarde y después de soportar un brote entre Argentina y Gran Bretaña por la legalidad del proyecto, el primero la fase aún no ha llevado el petróleo al mercado.

Premier Oil Plc, socio de Rockhopper, suspendió el trabajo en Sea Lion a principios de este año y el 15 de julio canceló una inversión de 200 millones de dólares porque las fases posteriores parecían poco probables.

Las empresas más grandes también han comenzado a expresar esa realización para otros proyectos. BP dijo en junio que evaluaría su cartera de descubrimientos y dejaría algunos sin desarrollar. El jefe de gabinete, Dominic Emery, ya insinuó el año pasado qué tipo de recursos nunca podrían «ver la luz del día». Los proyectos complicados podrían archivarse en favor de campos de desarrollo más rápido como el esquisto de Estados Unidos, dijo.

La presión para frenar las emisiones también puede llevar a las empresas a colocar las reservas más intensivas en carbono en el suelo, como reconoció Total SE de Francia el mes pasado cuando tomó una cancelación de $ 8 mil millones en activos con alto contenido de carbono.

La lista de proyectos con mayor riesgo incluye descubrimientos en aguas profundas frente a Brasil, Angola y el Golfo de México, dijo Parul Chopra, vicepresidente de investigación de Rystad. Los proyectos de arenas petrolíferas canadienses, como la expansión del desarrollo Sunrise en Alberta, también están en duda, dijo.

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El depósito Sunrise, una empresa conjunta entre BP y Husky Energy, tiene un suministro abundante de betún, potencialmente hasta 3.700 millones de barriles. Sin embargo, la extracción es complicada. La mayoría de los proyectos de arenas petrolíferas se asemejan a las operaciones mineras. El betún se extrae del suelo y se procesa en un crudo pesado, que luego debe diluirse con hidrocarburos más ligeros antes de que pueda refinarse y convertirse en combustible.

El amanecer es más complejo y caro. El depósito es demasiado profundo para ser excavado, por lo que se inyecta vapor para que el betún fluya hacia un pozo, desde donde se puede bombear a la superficie.

Sunrise estaba destinado a construirse en tres fases, produciendo finalmente más de 200.000 barriles de betún al día durante 40 años. La primera etapa de 60.000 barriles por día comenzó en 2015, justo cuando los precios del crudo se desplomaban en medio del primer auge del esquisto en Estados Unidos. Desde marzo de este año, la producción ha caído a alrededor de 10,000 por día, neta de Husky, en medio de la caída de los precios y las restricciones en la capacidad de las tuberías.

Ni Husky, que dirige el proyecto, ni BP han revelado un cronograma para las próximas etapas de desarrollo. Requerirán precios del crudo muy por encima de los niveles actuales, lo que sugiere que una expansión no es inminente, dijo Mike Coffin, analista del grupo de investigación Carbon Tracker Initiative. (El grupo de expertos ha sido apoyado por la fundación benéfica de Michael Bloomberg, el propietario mayoritario de Bloomberg LP, la empresa matriz de Bloomberg News).

Más allá de su viabilidad económica, las arenas petrolíferas con alto contenido de carbono también se sienten incómodas con la ambición de BP de convertirse en una empresa «cero neto» para 2050. Ningún proyecto nuevo de arenas petrolíferas encaja en un mundo que cumpla con el acuerdo climático de París, según Carbon Tracker.

Husky ha dicho que sus planes a largo plazo incluyen el potencial de expandir Sunrise, pero declinó estimar el momento o el precio del petróleo requerido. Un vocero de BP dijo que la compañía está revisando proyectos de arenas bituminosas.

En las Malvinas, todavía hay esperanzas de que las perspectivas mejoren. Rockhopper ha dicho que los desafíos no son insuperables, a pesar de la lejanía de las islas y la hostilidad de Argentina, que libró una guerra con Gran Bretaña en la década de 1980 y aún reclama la soberanía sobre el territorio.

Señaló la participación de otras empresas (Premier se unió al proyecto en 2012 y Navitas Petroleum LP está en conversaciones para tomar una participación) para sugerir que hay poco riesgo de que Sea Lion se convierta en un activo varado.

Pero la decisión final sobre si proceder no se tomará hasta el próximo año como muy pronto, según el primer director ejecutivo Tony Durrant. Han pasado los plazos para las decisiones finales de inversión. La compañía se negó a comentar sobre si Sea Lion estaba en riesgo de convertirse en un «activo fijo».

El Sea Lion solo necesita precios del petróleo en el rango bajo a medio de $ 40 para alcanzar el punto de equilibrio, pero probablemente requerirá al menos $ 0 el barril para asegurar la deuda, dijo Rockhopper. El crudo de referencia Brent se cotiza actualmente alrededor de $ 45, habiendo caído un tercio este año.

En última instancia, con petróleo en abundancia, dudas sobre la solidez de la demanda a largo plazo y la presión para eliminar gradualmente una producción más intensiva en carbono, es un cálculo que se puede comparar cada vez más con proyectos como Sunrise y Sea Lion.

«Muchos activos ya están varados desde la perspectiva del ciclo del precio del petróleo», dijo Christyan Malek, director de investigación de petróleo y gas para EMEA en JPMorgan Chase & Co. «Pero cuando luego agrega la curva de carbono, eso requiere más parte».