Los países latinoamericanos, Canadá y los productores estadounidenses de ‘fracking’ sufren con el barril en el entorno de los 25 dólares y con la demanda mundial en caída en libre por la pandemia.
La senda del mercado petrolero mundial en lo que va de año sigue una secuencia de dos cifras de doble dígito, 20-25: 20% de caída en el consumo global de crudo por el coronavirus; 25 dólares por barril de brent, mínimos de casi dos décadas espoleados por un grave desequilibrio entre oferta y demanda. Hoy, dicho de otra forma, el mundo no tiene los depósitos suficientes para almacenar todo lo que se produce y no se consume. El quebradero de cabeza empezó a principios de año, con el hundimiento en el consumo de China—el mayor importador mundial de crudo— por la pandemia de coronavirus; siguió a mediados de marzo con la guerra de precios desatada entre Arabia Saudí y Rusia, en la que Riad —primer exportador y segundo productor mundial—; y tiene pocos visos de terminar pronto, con una demanda global en caída libre por los confinamientos masivos en Occidente. El cóctel ya está haciendo mella, y de qué manera, a la América petrolera: de Alberta (la zona cero de la industria petrolera canadiense) a Vaca Muerta (Argentina) pasando por la cuenca Pérmica (una región estadounidense que se ha convertido por méritos propios en la capital mundial del fracking) o México.
La brújula de la industria petrolera se ha desimantado en tiempo récord: marzo fue el peor mes para la cotización del crudo desde aquel octubre de 2008 en el que la quiebra de Lehman Brothers acababa de proyectar una imagen de declive sobre la economía mundial; y el primer trimestre de este año, el peor de siempre para el brent. De norte a sur del continente, este declive acelerado ya está haciendo estragos en Canadá, el sexto productor global y el tercer país con más reservas, que a los actuales niveles de cotización ya tiene algo más de la mitad de sus bombeos generando pérdidas en términos reales, según los datos compartidos a EL PAÍS por la firma de análisis Wood McKenzie. También a EE UU, donde aunque la gran mayoría de su producción sigue siendo rentable, los niveles actuales están abriendo el dilema de la producción a pérdidas en no pocas firmas de fracking.
Pero la situación es, como destaca Daniel Kerner, de la consultora Eurasia, mucho peor al sur del río Bravo. “América Latina, a diferencia de en [la crisis financiera de] 2008, está peor posicionada para hacer frente a un choque económico de este tipo”, apunta en un monográfico para clientes. Es un choque doble: con la actividad interna (consumo, inversión) parada por los confinamientos, más o menos estrictos en función del país, el virus ha hundido el precio del petróleo y del resto de materias primas y frenado en seco una partida clave para el crecimiento del bloque: las exportaciones de productos básicos.
Rusia y, sobre todo, Arabia Saudí, con sendos costes medios de producción de cuatro y diez dólares por barril, respectivamente, pueden permitirse el lujo de extender su guerra de precios algo más en el tiempo, aun a costa de estrechar (y mucho) sus márgenes de beneficio unitario. Latinoamérica no, por dos motivos: tiene costes de producción superiores y el declive de precio está siendo “aún más profundo en los crudos pesados”, añade Alfonso Blanco, jefe de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), el nicho en el que se concentra el grueso de los bombeos regionales.
Según la información recabada por la Olade, el coste operativo medio de producción en la región oscila entre los siete y 19 dólares por barril, con un valor promedio del entorno a los 14 dólares por barril. “Sin embargo, como explica Blanco, estas cifras no contemplan “ni los costes financieros, de transporte, indirectos, los impuestos o las regalías, lo cual implica una ecuación completamente diferente”. En otras palabras: una fracción importante y creciente de la región ya se está viendo abocada a vender a pérdidas, como explica por teléfono Lisa Viscidi, directora de Energía, Cambio Climático e Industrias Extractivas del think tank Inter-American Dialogue. Una acción antieconómica con una única justificación posible: la necesidad de flujo de caja a corto plazo y los costes que conllevaría cerrar o aminorar la producción de un pozo petrolero.
El país en mayor riesgo en este entorno de precios es Venezuela, el país con las mayores reservas probadas del planeta, que también es, por mucho, la nación latinoamericana más dependiente de las exportaciones petroleras. Con el barril a 30 dólares —y estamos ya notablemente por debajo de esa barrera—, Caracas ve cómo las exportaciones netas de hidrocarburos —en la práctica, su única fuente de ingresos— se desploman más de un 13%, según los datos de un análisis del consultor Mauricio Medinaceli que la Olade publicará próximamente y al que ha tenido acceso EL PAÍS. Venezuela es el país que más necesita los ingresos petroleros y, también, el que mayores costes asociados tiene: una combinación muy difícil de gestionar con el crudo bajo mínimos.
A la zaga del país sudamericano va otro ramillete de países, entre los que se encuentran cuatro de las cinco mayores economías de la región (Brasil, México, Argentina y Colombia). Aquí, el grado de impacto varía mucho. “Argentina se verá golpeado porque Vaca Muerta necesita más de 40 dólares para ser rentable y tiene el shale en pleno desarrollo”, apunta Viscidi. Colombia, aunque comparativamente “mejor posicionada y más diversificada” que el resto, también está muy expuesta a los precios bajos: el 60% de sus bombeos necesitan de un precio de 25 dólares o más por barril para ser rentables. En Brasil, pese a tener casi la tercera parte de la producción en riesgo a los precios actuales, el consultor energético Cleveland Jones ve “una excepción gracias a los yacimientos de aguas profundas”, que le aseguran un buen número de barriles de crudo a un coste medio de entre cinco y 12 dólares, según sus cálculos. Con todo, una prolongación de la guerra de precios “le afectaría, igual que al resto de la región”, cierra Viscidi.
Caso aparte es México. Con una acertada cobertura financiera que le asegura un ingreso mínimo para la petrolera estatal, Pemex, de 49 dólares por barril de mezcla mexicana (que hoy cotiza en solo 10), podrá salvar 2020 con holgura. Pero esa protección se acaba este año y los actuales precios le complican, y mucho, las inversiones comprometidas para tratar de reflotar un sector en serio declive. Pese a haber bajado en los últimos años, la dependencia petrolera del fisco mexicano sigue siendo importante: la quinta parte de sus ingresos públicos siguen proviniendo del crudo, según las cifras de Eurasia. Una cifra que supera, por mucho, a otros países de la región: en Ecuador el 12% del presupuesto depende de este sector, en Colombia no llega al 10% y en Brasil roza el 8%. Esa exposición lleva a Juliana Miguez, jefa de análisis de Wood McKenzie para Latinoamérica, a situar a México prácticamente a la misma altura que Venezuela en lo que a riesgo por precios bajos se refiere.
“A corto plazo, compañías y Gobiernos probablemente seguirán produciendo, aun a pérdidas, como ya han hecho en el pasado, con la esperanza de un rebote en el precio”, zanja Miguez por correo electrónico. “Pero la actual trifecta de sobreoferta, evaporación de la demanda y gigantes globales luchando por cuota de mercado puede requerir una acción drástica: si los precios no rebotan, inevitablemente tendrán que cerrar el grifo. Y, a diferencia de en 2015 y 2016 [de cuando data la última guerra de precios en la industria], esa producción que se apague probablemente nunca volverá”. Un 2020 que, sobre el papel, no traía grandes cambios en el mercado petrolero global, se ha convertido en una auténtica pesadilla para los productores. América Latina empieza a encajar el revés, El Comodorense.
