La fuerte caída que han sufrido los precios del petróleo durante los últimos meses afectará las finanzas de los países latinoamericanos más dependientes de esta materia prima. Pero, al margen de la delicada situación política-económica por la que atraviesa Venezuela, el mayor productor de la región, son los gobiernos de México y Brasil los que se encuentran ante la mayor encrucijada. Ambos tenían prevista la licitación de importantes áreas de producción de crudo para este año, pero el desplome de la cotización de la materia prima ha puesto en serio peligro sus planes.
Germán Alarco, profesor de la Escuela de Postgrado de la Universidad del Pacífico en Lima-Perú y experto en temas energéticos, está seguro de que los nuevos precios internacionales afectarán las licitaciones de algunas áreas de estos países. “Las ofertas se van a circunscribir a las zonas más conocidas y con mayor potencial”, vaticina.
El precio del West Texas (una de las referencias más importantes a nivel internacional) ha caído más de un 50% desde que el pasado mes de junio de 2014 se situase por encima de los 100 dólares por barril. La cotización se sitúa actualmente por debajo de los 50 dólares, cerca de unos mínimos que no se veían desde el año 2009. Y los pronósticos de las firmas de análisis no prevén una subida en los próximos meses. De hecho, Goldman Sachs señaló a finales de enero que espera que los precios coticen cerca de 40 dólares por barril durante buena parte del primer semestre de 2015.
¿Un retraso de las licitaciones?
Ante este panorama, resulta especialmente llamativa la situación de México, cuyo Gobierno anunció hace unos meses un plan para abrir sus reservas de petróleo a capital privado. Un paso histórico que supondrá el fin de 76 años de monopolio estatal sobre esta materia prima. El objetivo de esta iniciativa es atraer capital privado, pero especialmente aumentar la producción de crudo del país, que se ha ido reduciendo paulatinamente durante los últimos ejercicios (de 3,3 millones de barriles hace diez años a los alrededor de 2,5 millones actuales). Para ello, es vital la incorporación a las tareas de explotación de la más avanzada tecnología que aporten las empresas que ganen los concursos, algo con lo que no cuenta la empresa estatal Petróleos Mexicanos (Pemex). El fin último es revitalizar la economía y aumentar el dinero disponible para el Estado, ya que casi un tercio de sus ingresos fiscales provienen del petróleo. Pero la abrupta caída de la cotización del oro negro ha puesto en jaque todos estos ambiciosos planes y unas expectativas que sonaban muy halagüeñas hace apenas unos meses.
El Gobierno del presidente Enrique Peña aprobó el pasado mes de diciembre la convocatoria para la licitación de 14 contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México en 2015. Era el primer paso de la gran reforma energética planeada.
Estas licitaciones formaban parte de la llamada Ronda Uno, en la que también estaba previsto sacar a concurso contratos para campos maduros, áreas de shale gas (lutitas) y otros hidrocarburos no convencionales, así como en aguas profundas. Sin embargo, los altos costos del desarrollo de estas áreas unido al desplome de los precios del petróleo han provocado que el Gobierno mexicano baraje la posibilidad de retrasar sus licitaciones.
Miriam Grunstein, profesora e investigadora en el CIDE (Centro de Investigación y Docencia Económicas de México), cree que no todos los concursos mexicanos se verán influidos de igual forma por la actual situación de los precios del crudo y prevé que los proyectos cuyo valor está en el corto plazo -reservas probadas, con cierto grado de certidumbre y que se desarrollan entre 3 y 5 años- serán los más afectados. Grunstein cita como ejemplo la ronda de licitación para aguas someras, “a pesar de que los precios de extracción son bajos, no despiertan muchas expectativas por los bajos volúmenes de producción implicados. Además, se trata de áreas que ya están en una etapa de madurez”. Ella añade que este no es el caso de los proyectos de aceite extra pesado y de aguas profundas. “En el caso del aceite extra pesado, se trata de reservas que ya están certificadas, así que obtener un contrato para la extracción de estas reservas revaloriza la cotización de la empresa, la cual puede contabilizar los beneficios esperados de la extracción de las mismas, aunque no las extraiga inmediatamente”. Y en el caso de las aguas profundas, dice, “se trata de proyectos con un horizonte largo de ejecución que pueden ser llevados a cabo solo por empresas de gran envergadura, así que, si el contrato es atractivo, habrá compañías que pujen”.
Por el contrario, Francisco J. Monaldi, profesor Titular del Centro Internacional de Energía y Ambiente del Instituto de Estudios Superiores de Administración (IESA) y profesor de la Harvard Kennedy School, considera que el desplome de los precios está afectando principalmente a la licitación de áreas de más alto riesgo y costo, como las de shale y las de aguas profundas, como refleja el hecho de que el Gobierno mexicano se esté planteando posponer su salida a concurso. “Acertadamente han empezado las licitaciones por aguas someras de bajo riesgo y bajo costo, donde debería haber suficiente interés dada la flexibilidad del marco fiscal”, indica.
Pero las consecuencias de la caída de la cotización del barril no quedan ahí. El Ejecutivo mexicano estima una inversión anual de 12.500 millones de dólares por la reforma energética en los próximos cuatro años, pero el secretario de Hacienda del país, Luis Videgaray, ya reconoció públicamente el pasado mes de enero que “tendrá que hacerse alguna una modificación a esta expectativa”.
Rodrigo Ventura, mentor universitario de Insper, en Sao Paulo, y vicepresidente de ventas en Brasil y China de la empresa de software Sistran, no duda de que la inversión acabará llegando a México. “La apertura del mercado de petróleo a los inversores extranjeros después de décadas de monopolio debe dar lugar a un aumento gradual de las inversiones hasta el final de 2015 y 2016, incluso con los precios más bajos”, opina.
A pesar de ello, cree que México puede encontrar más problemas que Brasil a la hora de adjudicar sus licitaciones porque se pretenden adjudicar proyectos de explotación a corto plazo que han perdido su atractivo con los actuales precios del crudo. “Este escenario es diferente cuando se mira a Brasil, que realizará subastas de áreas de explotación a largo plazo -en que se puede lograr una producción en un plazo superior a los cinco años, incluso a los diez-, por lo que los inversores tendrán más tiempo para esperar alguna señal de mejora en los mercados”.
El peso de la corrupción
En Brasil la situación es distinta, pero tiene puntos en común con México. De hecho, el Gobierno de la recientemente reelegida presidenta del país, Dilma Rousseff, está considerando posponer su próxima subasta de derechos petroleros para la segunda mitad de 2015, según publicó el pasado 18 de enero el diario O Globo de Río de Janeiro. En este caso, la caída de los precios del crudo también es una de las razones principales de este posible aplazamiento del concurso, sin embargo, no es la única.
La petrolera estatal Petrobras se encuentra inmersa en una investigación judicial por corrupción. Decenas de altos ejecutivos de algunas de las mayores empresas de construcción de Brasil fueron arrestados a finales del año pasado. Supuestamente, un cartel de constructoras acordó repartirse las licitaciones de Petrobras firmando contratos con precios inflados entre 2004 y 2012. Según un balance presentado el pasado 28 de enero, realizado por auditoras independientes y la propia empresa estatal de petróleos, los contratos sobrevalorados causaron daños por valor de unos 34.500 millones de dólares a las cuentas de la compañía.
Alarco cree que “los problemas de corrupción destapados meses atrás van a paralizar la ejecución de proyectos”. Señala que, por el momento, ya se ha reducido el programa de inversión en refinerías y sólo se va a circunscribir a producción de petróleo. “Obviamente, como las perspectivas en los precios siguen a la baja, es probable que se suspendan por el momento todas las subastas”, augura.
Luis Oliveros, profesor de postgrado de Economía Petrolera en la Universidad Metropolitana de Caracas, considera que Brasil retrasará las licitaciones para poder poner orden en su empresa y esperar que el mercado petrolero se “aclare” un poco más. “Pero hoy, con una Petrobras en los problemas en los que se encuentra, no creo que sea el momento propicio para salir a subastar”, sostiene.
La subasta que supuestamente se va a posponer, según el citado periódico brasileño, es la decimotercera de derechos petroleros del país y la primera venta de derechos de concesión de petróleo y gas natural desde 2013. Según la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP), está programada actualmente para entre finales de abril y mediados de mayo. Se espera que salgan a concurso áreas en tierra y mar, pero no incluiría ninguno de los llamados recursos “subsal” o “presal”, nombre dado a las reservas de crudo situadas a gran profundidad, bajo el fondo del mar y debajo de una capa de sal, localizadas al sur de Río de Janeiro, en las cuencas de Campos y Santos.
“Brasil está en una situación más difícil que México porque el presal es de más altos costos y riesgos”, mantiene Monaldi. “Además, el marco fiscal es menos flexible. Y por si eso fuera poco, Petrobras, que siempre es el operador designado, está afectado por una crisis de credibilidad. Tienen que mejorar sustancialmente sus condiciones si quieren hacer nuevas subastas”, añade.
Un horizonte complejo
Precisamente, esa es la pregunta que muchos se hacen en este momento: ¿qué deben hacer los Gobiernos de México y Brasil para hacer frente a esta situación? Grunstein opina que, en el caso concreto del gobierno mexicano, “el reto es ofrecer un contrato petrolero atractivo para el presente que sea susceptible de ser cumplido a largo plazo”. Explica que en un clima de precios bajos, los gobiernos sufren enormes tentaciones de ofrecer términos fiscales que, cuando haya un alza en los precios, querrán renegociar. “Esto ha sucedido en numerosas ocasiones y países. Pero es difícil lograrlo porque las empresas no quieren sistemas fiscales abiertos, ni son receptivas a un modelo fiscal que pueda reducir sus ganancias a futuro. Así que el reto es significativo”.
Para Oliveros, “la nueva legislación petrolera mexicana trae muchos incentivos y reglas del juego que podrían minimizar los efectos de la caída del precio”. “Desconozco el costo de producción de esos proyectos, pero seguramente el breakeven debe estar a un nivel igual o superior a los precios actuales, lo cual haría complicada el retorno de la inversión en esa zona. Pero insisto: la nueva ley petrolera mexicana es un gran aliado a la hora de hacer negocios”, destaca.
Monaldi considera que “Brasil tendría que flexibilizar las exigencias del país para bajar costos, así como sus imposiciones fiscales, bajar el mínimo de participación de Petrobras y permitir la operación de las empresas privadas”. Espera que algunas de estas medidas se tomen a cabo en los próximos meses, “en la medida de lo políticamente viable”. Respecto a México, mantiene que tiene un marco fiscal competitivo y espera que las reglas de contenido nacional sean también flexibles. “Lo único que quizás pueden flexibilizar son los límites para que los oferentes obtengan varios bloques de licitaciones”, apunta.
Ventura también cree que una de las opciones más interesantes para que Brasil atraiga capital extranjero es reducir el requisito de una participación del 30% de Petrobras en los proyectos. Y es que considera que en los próximos meses la empresa estatal brasileña no tendrá dinero para cubrir esas inversiones. “Y para hacer las ofertas más competitivas, la mejor alternativa para Brasil sería privatizar Petrobras pero, por supuesto, el Gobierno no quiere y no lo hará”.
Incluso en el caso de que los gobiernos de México y Brasil llevarán acabo estas medidas, ¿sería suficiente para lograr colocar sus licitaciones? Y es que son muchos expertos los que consideran que con unos precios de crudo tan bajos las grandes compañías petroleras mundiales van a frenar irremediablemente sus inversiones.
Alarco pronostica que “nadie con una tendencia de los precios internacionales que se mantiene a la baja va a invertir en nuevos proyectos. Todas las empresas se van a limitar a los proyectos en que operan actualmente en desarrollo de reservas”. Monaldi, por su parte, cree que las compañías “van a tener que frenar inversiones que no estén avanzadas en áreas de altos costos y, en general, el menor flujo de caja los va a forzar a cortar los montos totales de inversión”. Pese a ello considera que, como se trata de un negocio de largos plazos de maduración, “tienen que seguir incorporando reservas y, por lo tanto, no van a paralizar la búsqueda de nuevos proyectos, simplemente serán más selectivos”.
Ventura asegura que todas las compañías petroleras están sufriendo mucho ante el panorama actual, por lo que tendrán que evaluar sus proyectos uno por uno. Por lo tanto, considera que hay que tener en cuenta la posibilidad de una reducción de la inversión.
“La producción offshore viene creciendo en todo el mundo, prácticamente duplicando su importancia en la oferta petrolera mundial con respecto a 20-30 años atrás, los que las hace importantes de cara al futuro de la industria”, destaca Oliveros. Y añade que hay que “entender que la industria petrolera es una industria de largo plazo y que aunque hoy el escenario de precios no ayuda, el hacerse de reservas es la clave para la sostenibilidad en el negocio de las empresas petroleras privadas”. A pesar de ello, reconoce que algunas empresas ya están frenando sus inversiones, como las medianas y pequeñas productoras de shale oil en los Estados Unidos, que han reducido en un 30% la cantidad de taladros operativos (y de exploración). “Estas disminuciones en las inversiones (y por lo tanto previsiones de menor oferta en el futuro) es lo que llevará a que el mercado vuelva a equilibrarse y el precio a subir. Muchos proyectos a los actuales precios son inviables y seguramente algunos pararán ó ni siquiera podrán arrancar”, estima.
En cualquier caso, Grunstein recuerda que es difícil vaticinar qué sucederá con los precios del crudo en el futuro. “Se ha hablado de que se mantendrán bajos por los próximos dos años, sin embargo, los que hacen estas predicciones son los mismos que dijeron que el barril se mantendría en 80 dólares hace solo unos meses. Las predicciones pueden fallar, tanto en precio como en su capacidad de afectar la producción”, avisa.
Con la colaboración de Knowledge at Wharton.
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