La nueva bendición negra

Santiago, 22 de julio de 2014.- Estados Unidos ha salvado al mundo, al menos en lo que toca al petróleo. Es lo que opinan economistas como James D. Hamilton, de la Universidad de California San Diego, que esgrimen dos números: primero, que la producción petrolera de EE.UU. aumentó en 3,5 millones de barriles diarios desde 2005 (con lo cual está sobre los 7 millones de barriles/día) y, segundo, que la de todo el resto del planeta sólo creció 2,3 millones en el mismo período. Sin ese aporte, el crudo saldría bastante más caro que los US$100 p/barril actuales, con lo cual el camino tras la crisis de 2008 se habría hecho cuesta arriba.

Hamilton no exagera. O apenas. Si bien hay unos 70.000 yacimientos en que se extraen los 86 millones de barriles diarios de petróleo que nuestro estilo de vida engulle diariamente, apenas unos 100 son los responsables de la mitad de la producción planetaria. Otro cuarto se saca de 25 pozos, y el más grande de todos, Ghawar, en Arabia Saudita, abastece por sí solo al 7% de la demanda del mundo. Pero lo grave es que están próximos al límite promedio máximo del 35% del crudo que se puede traer a la superficie. Por contraste, los “nuevos barriles” de EE.UU. son de una de las fuentes de petróleo no convencional, el llamado tight oil, que es petróleo alojado en arenas compactas (tight) y que se saca mediante la inyección de agua y químicos (fracking o fracturación hidráulica).

Esta nueva producción estadounidense llegaría a su peak en 2021, comenzando a descender a partir de entonces. Y es aquí donde entraría América Latina.

Ricos sin saberlo

El petróleo que se extrae hoy de América Latina no es para saltar: Venezuela, 3 millones (fuentes no gubernamentales dicen que sólo 2,3 millones); México, 2,5 millones; Brasil, 2 millones; Colombia, 1 millón; Argentina, 600.000 barriles, y Ecuador, 500.000 barriles.

Sin embargo, lo más importante es lo que está bajo tierra. “Los países latinoamericanos tienen vastos depósitos de petróleo y podrían revigorizar fácilmente su producción”, dice Justinas Liuima, Analista Industrial de Euromonitor International. “Según la OPEP, Venezuela tiene 298.000 millones de barriles de reservas de petróleo crudo”, agrega. Le siguen Brasil, con 13.000 millones de barriles de yacimientos de petróleo probados (además, se espera que el país tenga vastos depósitos de petróleo del pré-sal que se encuentran actualmente sin explorar), México, con 10.000 millones de barriles de yacimientos de petróleo, y Colombia, con 2.400 millones de barriles de yacimientos de petróleo comprobadas. Y esos son petróleos convencionales. Las reservas de tigh o shale, según la Agencia de Información de Energía de EE.UU., serían de unos 53.000 millones de barriles.

La reciente reforma energética en México parece señalar que los países de la región encontraron el equilibrio necesario en una industria intensiva en capital que, sin regulaciones fuertes, tiende a crear mercados oligopólicos y carteles integrados verticalmente. Y que, sin participación privada, se estanca o se convierte en un botín partidario. La colombiana Ecopetrol y la brasileña Petrobras han sido líderes, cada una a su modo, en este camino, y ahora la mexicana Pemex, la argentina YPF y la boliviana YPFB quieren seguir sus pasos.

Esperanza mexicana

Al otro lado de la línea fronteriza, en Texas, están las formaciones de lutitas de Eagle Ford, responsables en buena parte del boom de gas y petróleo obtenido mediante la técnica del fracking en EE.UU. Se cree que esa cuenca geológica se extiende hacia el noreste mexicano, donde no hay pozo alguno operando. Jesús Valdés Díaz, economista e investigador de la Universidad Iberoamericana, piensa que, con el nuevo impulso, Pemex podrá acometer los desafíos de explotación en sus campos de aguas profundas y ultraprofundas en el Golfo de México. Por si fuera poco, como un activo inesperado, están los acuerdos de comercio y transporte entre ambas naciones, remarca Pedro Zalan, ingeniero y geólogo de Zag Consulting: “Creo que México probablemente será mucho más amigable para la entrada de extranjeros, sin tantas trabas burocráticas o problemas ambientales como Brasil”.

Aires Barreto, Presidente de AMB Minerals & Energy, una consultora basada en Toronto, dice que, con la apertura, “crecerá lo que es el supply chain de infraestructura, las empresas de construcción, las empresas que ofrecen servicios. Va a ver un boom y va a requerir menos cantidad de inversión de parte del gobierno mexicano porque la plata va a venir de afuera”. Carrie Lennard, jefa de investigación de Entorno de Negocios en Euromonitor International, lo ratifica. “Es casi seguro que aumentará la tasa de intensidad de la IED (Inversión Extranjera Directa) de México, que se situó en el 1,1% de su PIB total en 2012, en comparación con el promedio de América Latina de 4,2%”, comenta en Londres. Y eso no es todo. “El gobierno mexicano aumentará sus ingresos por concepto de regalías mineras, mediante el aumento de la tasa de 7,5%”. No es menor, ya que Pemex aporta un increíble 31% a 38% de los ingresos estatales (el equivalente al 60% de su facturación).

Pero no todo es alegría. Para algunos, la salida de Pemex de su estancamiento coincide con el peligro de caída de Petrobras. “Creo que vamos a perder mucha inversión que se irá a México”, dice Zalan. “Esa apertura va a ser una competencia terrible para Brasil, que ya está espantando a las grandes petroleras extranjeras”.

Sucede que, luego de una marcha casi triunfal de cinco años, el gigante brasileño comienza a mostrar flancos débiles. El hecho de que el gobierno haya desalineado los precios internos de la gasolina de los internacionales para combatir la inflación, y obligado a Petrobras a cubrir la diferencia, ya que Brasil no se autoabastece, ha llevado a que su división de Refino presente pérdidas, además de enfurecer a los productores locales de alcohol de caña para vehículos. El problema más relevante es otro: la deuda de la empresa se ha disparado tanto que la entrada en operaciones de los yacimientos del pré-sal se atrasa.

Por ello Standard & Poor’s bajó su calificación a BBB-, lo cual, para analistas como Adriano Pires, Director del Centro Brasileño de Infraestructura (CBIE), es muy peligroso. “Petrobras tiene que trabajar para no perder el grado de inversión, dado que algunos de los accionistas de la empresa, como los fondos de inversión, están impedidos, por su estatuto social, de invertir en compañías que están por debajo de ese grado”. Justamente por lo anterior, en Wall Street algunos apuestan no sólo al estancamiento, sino a una explosión detonada por la estampida de estos fondos. Tal vez haya turbulencias, pero el petróleo está ahí y el mundo lo necesita. Además, Petrobras ya tiene el dinero (US$220.000 millones) para llevar adelante sus compromisos de inversión 2014-2018, con un 70% de esa cifra yendo a producción y exploración.

La expectativa es que el Campo Libra, en la bahía de Santos, despegue en breve: sus 8.000 millones de barriles representan casi US$134.000 millones en royalties. Y es sólo un campo.

La "otra" vaca

No deja de haber ironía que se llame “Vaca Muerta”. Se trata de una formación geológica de hidrocarburos shale. Está en la Patagonia, en la provincia de Neuquén. En parte gracias a ella, la producción de petróleo de YPF (Yacimientos Petrolíferos Fiscales) aumentó 7,8% en el primer trimestre de este año, sumando cinco trimestres consecutivos de alzas en la producción. En marzo pasado la producción de gas de la empresa se elevó 11,1% contra similar mes de 2013 (y 10% en el primer trimestre). De los 68 equipos de perforación de nuevos pozos y 92 equipos de reparación de la compañía, 27 están en el yacimiento estrella antes citado. Y allí se destinarán las 15 walking rigs que adquirió la empresa, las perforadoras de última generación que no se desarman, sino que se mueven a paso de hombre.

El ex presidente de Bolivia Carlos Meza, experto en hidrocarburos, cree que Argentina está aprovechando la oportunidad para darle un punto de inflexión a su industria petrolera. Es optimista por “la comprensión de Argentina de que ésta es su apuesta para no quedarse afuera de la competencia. Y en ese sentido irónicamente la expulsión de Repsol trae como sustitución la inclusión de otras transnacionales”, dice. “Vaca Muerta”, agrega, “salva el escenario energético argentino en un contexto que se le estaba complicando muchísimo”. Un economista crítico del gobierno, Ricardo Arriazu, de la consultora Arriazu & Asociados, ha calculado que, por ahorro de compras de combustible y exportaciones, Argentina tendría un ingreso extra de US$20.000 millones anuales.

La realidad de Venezuela es una advertencia de cómo un ingreso de tal magnitud no necesariamente ayuda a una economía. Sin duda la gran incógnita es cómo se posicionará PDVSA en este nuevo escenario petrolero regional. Es consenso general que la compañía se encuentra fragilizada por el drenaje de recursos a que la somete el gobierno de Nicolás Maduro y, por lo tanto, no tiene recursos para invertir en su crecimiento. De todas formas, la petrolera se las ha arreglado para obtener un flujo significativo de inversión. Con la reciente apuesta de Repsol (US$1.200 millones por el yacimiento de Petroquiriquere), Venezuela llegó a obtener casi US$10.000 millones en inversiones extranjeras entre 2013 y febrero pasado.

Aires Barreto, ex-Vicepresidente de PDVSA, lo explica así: “Ellos están trabajando con muchas empresas porque abrieron los campos hace muchos años a las empresas privadas y estas empresas privadas están trabajando con PDVSA”. Aunque “lo que ocurrió es que las grandes salieron, pero hay muchas pequeñas que están trabajando, que están invirtiendo en Venezuela. Entonces no veo que baje la producción. Lo que ocurre en Venezuela es que hay una inercia de producción muy grande”.

Para Justinas Liuima, de Euromonitor, “una de las soluciones para la mejora de la eficiencia de PDVSA, en el corto plazo, podría ser una política de contabilidad más transparente que atraiga más capital prestado”. Ello porque “PDVSA a menudo tiene dificultades para emitir bonos o adquirir préstamos, ya que los analistas no cuentan con información clara de los ingresos y gastos de la empresa”. También ayudaría mucho “menos intervención del Estado en la gestión de la empresa y una mayor cooperación con las compañías extranjeras. La cooperación con las compañías extranjeras proporcionaría una experiencia técnica necesaria y mejoraría la competitividad de PDVSA”.

Todo ello haría más fácil la meta de la compañía, que pretende llegar a producir 10 millones de barriles diarios en 2030.

Obstáculos

Estimaciones más o menos, “hay varios factores que limitan el potencial de exportación de petróleo de América Latina”, dice Liuima, de Euromonitor. Se refiere a la infraestructura de transporte, que incluye oleoductos, buques y terminales de exportación de petróleo.

Además de eso está el problema de la capacidad de refinamiento. Un botón de muestra es la danza de equivocaciones que PDVSA ha estado ejecutando con Petrobras en la refinería más cara del mundo: Abreu y Lima, en Pernambuco. Debe inaugurarse a fines de este año y su costo, cercano a los US$20.000 millones, supone que cada barril de capacidad de refinamiento habría costado US$ 87.000. Casi el doble de lo que sale en cualquier otra refinería de petróleos pesados (US$45.000). La elogiada y eficiente Ecopetrol ha sorprendido por el retraso y los problemas en la construcción de otra refinería para petróleos pesados, en Cartagena.

Con más de un año y medio de demora, sus costos subieron cerca de la mitad (US$37.000 por barril) y una de sus plantas debió paralizarse en abril.

Finalmente, el boom petrolero de la región llevará a un cambio en los socios comerciales. Obligará a diversificar mercados de exportación y a más cooperación con las economías emergentes como China, apunta Justinas Liuima. “Europa tiene planes de reducir su dependencia del petróleo y del gas ruso; los países europeos también podrían proporcionar oportunidades para los exportadores de petróleo de América Latina, si ésta resolviera los obstáculos de infraestructura”.

En algo de esto último se avanza. Petrobras promete abrir la primera terminal petrolera flotante del mundo (Unidad Offshore de Transferencia y Almacenamiento, UOTA), la cual almacena el petróleo en alta mar y lo transfiere a los buques de exportación. Colombia está por terminar un nuevo oleoducto, que se prevé se conectará finalmente con la terminal de exportación en Coveñas.

Para muchos todo esto podría ser mucho ruido y pocas nueces. No es así para Luis Ernesto Mejía, ex ministro de Energía y Minas de Colombia, quien recuerda que las reservas de la región “equivalen a alrededor del 20% de las reservas mundiales y no corresponden al nivel de producción actual, que está alrededor de 10,3 millones de barriles por día”.

¿Podrá Latinoamérica lidiar con este potencial y sus implicancias?