‘La reactivación de América Latina no saldrá del petróleo’

‘La reactivación de América Latina no saldrá del petróleo’

Para muchos América Latina es nueva frontera petrolera, pero parece improbable revertir disminución.

Producción de petróleo

Brasil es el país más fuerte en producción de petróleo en este momento; sin embargo, no lo suficiente para cambiar la balanza de América Latina.

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Marcelo Sayão / EFE

Por: Mauricio Cárdenas - Project Syndicate
17 de noviembre 2019 , 09:46 p.m.

El año pasado, según la Reseña Estadística de la Energía Mundial de BP, América Latina produjo 8,6 millones de barriles por día (b. p. d.) de petróleo, casi el 9 % del total mundial. Aunque tradicionalmente los dos principales productores regionales eran México y Venezuela, ahora Brasil los superó y seguirá siendo el mayor productor latinoamericano hasta donde es posible prever. La producción brasileña (casi toda ella procedente de campos ‘offshore’) alcanzó en julio un récord de 2,78 millones de b. p. d.

De hecho, algunos ven en América Latina la nueva frontera mundial del petróleo, y piensan que la región puede sumar 3 millones de b. p. d. a la producción global en la próxima década. Pero aunque Brasil está bien posicionado para producir más b. p. d., un aumento regional demandaría que México y Venezuela reviertan la caída actual de sus ritmos de producción, meta que no parece realista.

En Brasil, el sector petrolero puede atraer inversiones por 22.000 millones de dólares este año y una cifra similar para cada uno de los próximos cinco años. De modo que se prevé un aumento de la producción a cerca de 3,7 millones de b. p. d. en 2025.

El área “presalina” de Brasil (donde hay grandes reservas de petróleo atrapadas bajo una gruesa capa de sal en el fondo del océano) ya está produciendo más de 1,5 millones de b. p. d. Sin embargo, en la subasta de cuatro concesiones de áreas presalinas, el pasado 6 de noviembre, el Gobierno brasileño recaudó 17.000 millones de dólares, lejos de los 26.500 millones de dólares previstos, y se vendieron solo dos de las cuatro áreas ofertadas.

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México es el segundo mayor productor de petróleo en la región, pero su producción viene disminuyendo en forma sostenida desde un máximo de 3,6 millones de b. p. d. en 2004. En 2018 fue apenas 1,8 millones de b. p. d., la menor desde 1980. Esto refleja una caída continua de la producción del campo Cantarell, que en otros tiempos fue uno de los más grandes del mundo, y ahora solo produce 45.000 b. p. d. (en vez de dos millones como en 2004).

El ministerio mexicano de Energía afirma que en 2024 (cuando termina el mandato del presidente Andrés Manuel López Obrador, también conocido como Amlo) la petrolera estatal Pemex producirá un millón de b. p. d. más que en la actualidad. Además, Pemex tiene planes de construir en el estado de Tabasco una refinería (Dos Bocas) con capacidad para 340.000 b. p. d. a un costo estimado de 8.000 millones de dólares.

Pero esta previsión es demasiado optimista, en el mejor de los casos. A fines de 2018, Pemex era la empresa petrolera más endeudada del mundo, con una deuda de 107.000 millones de dólares. Y como hace poco perdió la calificación de inversión no especulativa, el capital adicional tendrá que suministrarlo el Estado. Pero eso implica que para mantener el déficit fiscal controlado, el Gobierno deberá reducir el gasto público en infraestructura y servicios, lo cual conlleva un costo económico y social considerable.

Hay formas mejores de financiar un aumento de la producción de petróleo en México. Por ejemplo, los fondos de pensión privados mexicanos podrían invertir, por decir una cifra, 25.000 millones de dólares en emprendimientos conjuntos con Pemex dirigidos a incrementar la extracción de campos actuales y en maduración. Pero parece muy improbable que el presidente López Obrador tenga esta opción en cuenta.

Otra posibilidad para el Gobierno es tratar de aumentar la inversión privada en el sector petrolero (principal objetivo de las reformas del sector energético implementadas en 2013 por el gobierno anterior). Las subastas durante ese gobierno generaron 107 contratos nuevos que pueden rendir hasta 500.000 b. p. d. de producción adicional en los próximos diez a quince años.

Por ejemplo, en 2017 un operador privado anunció el descubrimiento del campo de Zama, que tiene al menos 600 millones de barriles de petróleo recuperable. Pero Pemex, poseedora de un bloque de explotación contiguo, quiere hacerse cargo de Zama. De modo que las perspectivas para un aumento de la producción petrolera privada en México se ven muy inciertas, especialmente después de la decisión de López Obrador de suspender nuevas subastas.

Argentina, en tanto, ha compensado una marcada caída de la extracción convencional gracias al aumento de producción de los campos de esquisto (‘shale’) de Vaca Muerta. La producción total del país, que en la actualidad es de 500.000 b. p. d., puede llegar a 650.000 b. p. d. a mediados de la década de 2020 y a 800.000 b. p. d. a principios de la década de 2030. Llegar a esa meta mostraría que otros países pueden seguir el ejemplo de EE. UU. en el uso de la fractura hidráulica, o ‘fracking’, en forma sostenible. Pero aunque el ‘fracking’ no parece ser un tema divisivo en Argentina, la victoria del peronista Alberto Fernández en la elección presidencial del 27 de octubre tendrá un efecto crucial sobre el clima general de inversiones en el país.

En Colombia, en cambio, la extracción no convencional de petróleo ha chocado con obstáculos legales. Se prevé que la producción petrolera actual del país (886.000 b. p. d.) disminuya en los próximos años por la gran escasez de reservas (que en la actualidad equivalen a 6,2 años de producción). El ‘fracking’ podría extender las reservas a más de diez años y elevar la producción un 50 %, pero el arranque de proyectos de esta naturaleza puede demorar varios años.

Finalmente, la mayoría de los analistas coinciden en que la producción de Venezuela cayó a entre 700.000 y 800.000 b. p. d. (aunque la cifra exacta es incierta). Las reservas de Venezuela son inmensas (las mayores del mundo, según algunas estimaciones), pero aumentar la producción demandarán tiempo y capital, y solo sucederá una vez recuperada la estabilidad política e instituido un nuevo marco regulatorio, posibilidad que parece más distante ahora que a principios de 2019.

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Sumados todos estos factores, es probable que en vez de producir tres millones de b. p. d. más en 2025, América Latina sólo consiga un millón de b. p. d. más, que saldrán en su totalidad de Brasil. Que el gobierno de López Obrador tome las audaces medidas necesarias para aumentar en un millón de b. p. d. la producción de México parece una posibilidad remota.

En tanto, para extraer un millón de b. p. d. más en Venezuela se necesitará un cambio de gobierno, una enmienda constitucional y nuevas leyes para el sector petrolero. Y la consecuencia más importante de un aumento de la producción en Argentina será mostrar que el ‘fracking’ también es viable fuera de América del Norte.

Si Colombia sigue el ejemplo, puede atraer miles de millones de dólares en inversión extranjera y evitar una caída de la producción que ahora parece inevitable.

Aun así, la realidad es que (más allá del millón de b. p. d. adicionales de Brasil) el mundo no puede contar con un gran aumento de la oferta latinoamericana de petróleo para satisfacer la demanda global. Y sobre todo, no es de esperar una reactivación del crecimiento económico en América Latina derivada del petróleo, a menos que haya cambios importantes en la política actual de la región.

MAURICIO CÁRDENAS*
© Project Syndicate
Nueva York
* Mauricio Cárdenas, exministro de Hacienda de Colombia, es profesor visitante en la Universidad de Columbia

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