El gran repunte de los precios del petróleo en los últimos dos años trajo ganancias récord para los principales productores de crudo, apuntalando las economías locales e impulsando los empleos. Pero Latinoamérica, que posee una quinta parte de las reservas mundiales de petróleo, se perdió la fiesta.
Con las tasas de producción actuales, la región está por debajo de su potencial en unos 12 millones de barriles diarios, estima un experto. Al precio actual, eso es el equivalente a unos 931 millones de dólares (mdd) de ingresos petroleros perdidos todos los días, una merma monumental para una región que carga con una de las peores desigualdades económicas del mundo y en un momento en que una enorme crisis de suministro en los mercados internacionales de energía significa que la producción de petróleo es más necesaria que nunca.
Quizás ningún otro país encarna mejor la oportunidad perdida que México, donde un potente cóctel de mala gestión, deuda y proyectos fallidos debilitó a Petróleos Mexicanos. Pemex ha visto caer su producción de crudo casi todos los años desde 2004, la producción está hoy a menos de la mitad de lo que era entonces. Mientras tanto, su carga de deuda se ha disparado a alrededor de 105 mil mdd, lo que lo convierte en el productor de petróleo más endeudado del mundo. La compañía se ha mantenido con vida gracias al actual Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, quien ve la independencia energética como una gran meta para la nación y ha otorgado más de 20 mil mdd en inyecciones de capital y exenciones fiscales para Pemex desde 2019.
A pesar de las ambiciones y la billetera abierta de AMLO, las luchas en Pemex continúan empeorando. Con la transición global que se avecina lejos de los combustibles fósiles, México puede estar a punto de perderse lo que probablemente sea el último gran boom petrolero. “A falta de nuevos descubrimientos de mediano a largo plazo, vemos una disminución general en la producción durante los próximos 10 a 15 años”, estimó Omar Ríos, analista especializado en América Latina para la firma Welligence.
El fracaso de Pemex se enmarca en una tendencia más amplia en México y otros países de Latinoamérica, donde disminuye la pujante clase media. A pesar de tener algunas de las mayores reservas de energía y metales del mundo, y de ser baluartes de la producción agrícola, muchas naciones de la región no han podido aprovechar la reciente subida de los precios de los commodities para impulsar su crecimiento económico. En cambio, la persistente alta inflación está ampliando la brecha entre ricos y pobres. Un tercio de toda la región está a punto de cumplir con los criterios de pobreza, definidos como aquellos que viven con 1.90 dólares al día (menos de 40 pesos). La producción petrolera es un ejemplo de lo anterior. Venezuela, por ejemplo, podría estar produciendo unos 6 millones de barriles diarios. En cambio, las sanciones internacionales, junto con las finanzas limitadas y los errores políticos, implican que el país solo produzca cerca del 10 por ciento de esa cifra.
En Argentina, la falta de inversión en el rico yacimiento de esquisto de Vaca Muerta ha frenado tanto la producción que está “significativamente por debajo” de su potencial, dijo Francisco Monaldi, profesor de economía energética en el Instituto Baker de Políticas Públicas de la Universidad Rice. Y aunque países como Brasil y Guyana podrían ver aumentos en la producción en los próximos años, hay pocas esperanzas de que repunte en países rezagados como Ecuador, Bolivia y Colombia.
“Este es un negocio con horizonte a largo plazo, y la política latinoamericana es facciosa y corta de miras”, dijo Monaldi.
Reservas menguantes
Las reservas probadas de petróleo en México se han reducido a una cuarta parte de lo que eran hace dos décadas, alcanzando los 6 mil 100 millones de barriles a fines de 2020, según el informe estadístico de BP. Los yacimientos alguna vez emblemáticos del país, como Cantarell y Ku Maloob Zaap, que lo convirtieron en un productor de mucho peso a fines del siglo XX, están llegando a su jubilación.
Bajo la administración de AMLO, la producción de Pemex se ha estabilizado con la incorporación del condensado, un petróleo muy ligero que suele valer menos que el crudo regular. Sin embargo, la producción regular de crudo continúa cayendo un 2.6 por ciento en los primeros diez meses de 2022 en comparación con el año anterior, según datos del regulador petrolero de México. Eso es aún más decepcionante en comparación con los importantes incrementos observados en los campos de esquisto de Texas.
Lo que es peor, Pemex está perdiendo dinero en un momento en que los rivales globales registran enormes ganancias. La petrolera estatal registró en el tercer trimestre una pérdida de 52 mil millones de pesos (2 mil 620 mdd) debido a los altos costos de importar gasolina, diésel y otros combustibles para atender al consumidor nacional. Exxon Mobil Corp. y Chevron Corp., por el contrario, registraron más de 30 mil mdd en ingresos netos combinados el pasado trimestre gracias a los altos precios del crudo y el gas natural.
Debería Pemex ir en auge
Entonces, ¿qué anda mal en Pemex? La respuesta algo simplificada es que el productor estatal de petróleo mexicano en realidad no pone mucha atención a extraer la mayor cantidad de petróleo posible.
Pemex se ha centrado en desarrollar prospectos en tierra firme y en aguas someras en lugar de explorar campos más riesgosos y prometedores en aguas profundas que podrían aumentar sus reservas a largo plazo. La empresa no tiene la liquidez, la tecnología y los conocimientos de ingeniería para asumir esos proyectos. Un mapa petrolero del Golfo de México ilustra la disparidad: las aguas estadounidenses están llenas de plataformas, torres de perforación y una enorme red de ductos, mientras que del lado mexicano no hay actividad.
La solución simple sería conseguir socios privados o permitir empresas conjuntas para compensar lo que le falta a Pemex. Pero AMLO, en cambio, ha dicho que prefiere centrarse en reservas de fácil acceso. Quizás lo más importante es que su postura nacionalista significa que ha rechazado las asociaciones privadas. Incluso puso fin a las competitivas subastas petroleras que formaron parte de las históricas reformas energéticas de 2013 y 2014 de la administración anterior. “México tiene los recursos, debería estar en auge en este momento”, señaló Luis Maizel, cofundador de la gestora de inversión LM Capital Group, con sede en San Diego, que posee bonos de Pemex.
La única pequeña excepción a la postura de López Obrador es que ha permitido algunos contratos de servicios menos lucrativos. Este año, Pemex firmó un contrato con New Fortress Energy para desarrollar Lakach, un campo de gas de aguas profundas, pero Pemex conservará la propiedad del área.
Megayacimiento ‘dormido’
El ejemplo más notable de la renuencia de Pemex para asumir grandes proyectos es el descubrimiento de petróleo en altamar conocido como Zama, que ahora podría estar aumentando hasta convertirse en el tercer campo más grande del país.
Zama, con un potencial de 800 millones de barriles, fue descubierto en 2017 por el perforador estadounidense Talos Energy después de que México abriera la industria a la inversión privada por primera vez en tres cuartos de siglo. La emoción inicial rápidamente se convirtió en sorpresa y decepción. Un año después del descubrimiento, México determinó que el yacimiento colindaba y compartía reservorio con una concesión vecina controlada por la paraestatal Pemex y, en lugar de compartir el premio, Pemex luchó por tomar el control de Zama con el respaldo de Palacio Nacional. Talos y sus socios Wintershall Dea y Harbour Energy han invertido al menos 350 mdd en Zama, mientras que Pemex aún no invierte un monto significativo en el proyecto.
México celebrará elecciones para dos gubernaturas y diputaciones locales en Estado de México y Coahuila, en julio del próximo año y, hasta el momento, hay poca oposición al partido gobernante Morena, de AMLO. Las expectativas de una victoria se han sumado a la cautela de los inversores, incluso cuando el propio presidente está limitado a un mandato. Algunas compañías petroleras internacionales, como Shell Plc, han comenzado a perforar prospectos de aguas profundas y someras en México, pero muchas de ellas, incluidas BP Plc y Equinor ASA, han renunciado a bloques que ganaron bajo la administración anterior.
Las petroleras internacionales “perdieron mucho dinero” cuando México se abrió a la inversión extranjera entre 2014 a 2016, y luego volvió a cerrarse bajo el gobierno obradorista, señaló Nymia Almeida, vicepresidenta sénior de Moody’s Corporate Finance Group en Ciudad de México. “Si el mismo partido se queda por otros seis años, lo cual es altamente probable, no se van a arriesgar”, añadió.
Pemex prioriza la refinación
En lugar de invertir dinero en la producción de petróleo crudo, el liderazgo de AMLO se ha volcado a Pemex hacia la refinación para frenar la dependencia del país a las importaciones de gasolina y diésel. Pero hasta ahora, ese objetivo se mantiene como un sueño imposible.
Allí tenemos a Dos Bocas, la séptima refinería de México, construida en Tabasco, el estado natal del Presidente. Inicialmente se esperaba que costara 8 mil mdd cuando se propuso en 2019, pero el presupuesto para trabajos de construcción hasta 2024 aumentó a más de 14 mil mdd en mayo, con un precio final que podría alcanzar entre 16 mil y 18 mil mdd, según personas con conocimiento del tema. Y aunque el propio Presidente asistió a una gran ceremonia de inauguración en julio, la refinería, a punto de convertirse en la más grande del país, aún tiene que procesar cantidades significativas de crudo en gasolina y diésel. Ahora está lista para entrar en línea el próximo año, meses después de lo planeado.
Mientras tanto, la refinería de Pemex, Deer Park, en Texas, que la compañía se comprometió a contribuir al sistema nacional de refinación, no envía combustible a México, sino que vende principalmente a clientes estadounidenses, dijo Reinaldo Wences, subdirector de evaluación y cumplimiento regulatorio de Pemex Transformación Industrial, en una reciente conferencia con inversionistas.
Además del costo de los nuevos proyectos, las seis refinerías existentes de Pemex no son rentables debido a la falta de mantenimiento y la falta de inversión en nueva tecnología, lo que genera una mayor presión financiera. En los primeros nueve meses de 2022, la división de refinación de Pemex reportó pérdidas netas por 61.7 miles de millones de pesos diarios.
Fuga de cerebros
AMLO ha recibido duras críticas por dotar al gigante estatal de personas leales al partido que no tenían experiencia en la gestión de una compañía petrolera. También recortó los salarios de los ejecutivos, poniendo en marcha un ciclo que significó que los mejores y más brillantes de la industria ya no tuvieran incentivos para quedarse en Pemex.
La fuga de cerebros que siguió no debería ser una sorpresa. Comenzó en 2018, cuando AMLO llegó al poder por primera vez, pero ha continuado a un ritmo preocupante, con la renuncia de algunos empleados y el despido de otros. El número de directivos que han dejado la firma en los últimos dos años ya alcanza los dos dígitos.
Entre las salidas más notables destaca la del exdirector financiero de Pemex, Antonio López Velarde, quien luego de nueve meses en el cargo regresó a su puesto anterior en el equipo de administración de riesgos en septiembre.
Su predecesor, Alberto Velázquez, también fue destituido en diciembre pasado. El extitular de la dirección comercial de petróleo crudo, Armando Mejía Sánchez, se jubiló en agosto y el tesorero de Pemex, Emmanuel Quevedo, se fue en enero.
El nacionalismo histórico
México fue uno de los primeros países de América Latina en nacionalizar su sector petrolero en la década de 1930, y la industria permaneció totalmente bajo el control estatal hasta entrada la década de 1990. La nación pudo impulsar su producción gracias principalmente a los productivos campos en aguas poco profundas durante los años setenta, antes de experimentar un periodo de estancamiento durante los años ochenta y principios de los noventa.
Empezaron los líos en el gigantesco campo de Cantarell, que en su momento consolidó a México como el tercer mayor productor de petróleo del mundo, bombeando más de 2 millones de barriles diarios en su punto máximo.
Esa productividad “permitió al gobierno mexicano gravar en exceso a Pemex, perder dinero en refinación e invertir relativamente poco en exploración y producción, sin enfrentar, durante muchos años, una caída en la producción”, dijo la consultora Rystad Energy en un informe. “Pero todo llegó a su fin cuando Cantarell inició su rápido declive”.
Esa tendencia de gravar en exceso y subinvertir no es exclusiva de México. De hecho, la riqueza petrolera de América Latina difiere en gran medida en función de qué tan cerca tenga el estado el control sobre el sector energético.
Venezuela, Argentina, Ecuador y Bolivia también se destacan por no haber desarrollado todo el potencial de los yacimientos de hidrocarburos de clase mundial. México y Argentina importan más crudo y gas natural del que exportan, un cambio respecto al último auge petrolero hace una década. Monaldi, de la Universidad Rice, estima que América Latina podría estar produciendo 20 millones de barriles por día, más del doble de su nivel actual, si siguiera el modelo favorable a los negocios de los centros petroleros como Texas.
Pero Brasil, Guyana y Surinam se destacan por lo contrario, pues han acogido a las grandes petroleras internacionales privadas. El crecimiento en la producción de crudo de Brasil y Guyana podría compensar potencialmente el estancamiento y las caídas en el resto de la región, según un análisis de BloombergNEF, que proyecta que los incrementos en dichos países podrían sumar casi 3 millones de barriles diarios a la producción petrolera de América Latina para 2030.
A muchos críticos de Pemex les gustaría que la empresa siguiera el camino de Petrobras de Brasil, una empresa controlada por el estado que cotiza en bolsa y que regularmente se asocia con el sector privado.
Pero cualquier cambio en ese sentido tendría que ocurrir rápido ante la transición energética que se avecina y que desalienta las inversiones en combustibles fósiles, apunta Cleveland Jones, investigador del Instituto Nacional de Petróleo y Gas en Río de Janeiro.
“No puedes invertir solo porque el precio del crudo ronda hoy los 100 dólares el barril, tienes que hacer una previsión para los próximos 15, 20, 25 años que dure el proyecto. Eso es difícil de vender, no creo que puedan compensar el tiempo perdido”, dice.
— Con la colaboración de Raeedah Wahid
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