México.
México está preparando un gigantesco esfuerzo para revertir el efecto de varios años de inversiones decrecientes en el sector petrolero, un proceso que se ha reflejado en disminución de las reservas y la producción.
Aunque el sector sigue siendo la fuente principal de ingresos por exportaciones, su debilidad ya era evidente antes de que la crisis del Golfo revelara, a principios de este año, su impotencia para aprovechar las oportunidades. Tal como evoluciona la situación, hasta las reservas calculadas por la empresa estatal Pemex (que muchos especialistas creen “infladas”) sólo sostendrían la producción en los niveles de 1990 por otros 59 años. El cálculo más bajo de las reservas aseguraría la extracción por 47 años.
Antes del estallido de la guerra del Golfo, México se estaba resignando a la posibilidad de que la producción cayera de 2,9 millones de barriles por día (bpd) a sólo 1,6 millón de bdp en el curso de los próximos 15 años. Algo penoso para un país productor que el año pasado consumió 1,2 millón de bdp de crudo.
Cuando los despachos de Irak y Kuwait fueron suspendidos, a fines del año pasado, y Estados Unidos presionó por un aumento de los embarques mexicanos, el país sólo pudo agregar 100.000 bpd recurriendo a su “colchón de seguridad” y aprovechando la disminución del consumo interno debida a los mayores precios de los combustibles y a las restricciones impuestas al tránsito en la capital.
Los funcionarios calcularon en ese momento que, para producir un millón de bpd adicionales, el país necesitaría invertir unos US$ 7.000 millones. Pemex cuenta ahora con un programa quinquenal de expansión por valor de US$ 20.000 millones.
El plan contempla reunir 40% de los fondos (US$ 8.000 millones) con créditos externos.
Pemex ya ha regresado a los mercados internacionales de capitales, donde obtuvo unos US$ 500 millones con una serie de emisiones de bonos, y se propone recolectar otros US$ 2.500 millones mediante la ubicación de bonos garantizados.
La suma se completa con la exitosa negociación ante el Eximbank de Estados Unidos de un préstamo puente por US$ 5.600 millones. El crédito no está ligado únicamente a las compras norteamericanas, como es lo normal, sino también a la contratación de servicios de empresas de ese origen.
Washington aspira a que México permita la participación extranjera en su sector petrolero, nacionalizado en 1938, y ejerce bastante presión para vincular este paso con las actuales negociaciones de un acuerdo de libre comercio entre ambos países.
Debido a la delicada naturaleza del tema, el gobierno se ha negado a considerar este condicionamiento. Insiste en que no solicitará el cambio de las normas constitucionales que reservan para el Estado la propiedad de los recursos petroleros. Los funcionarios que sugirieron introducir cierta flexibilidad en este terreno fueron amonestados o relevados de sus cargos.
Lo más audaz que hizo el gobierno en el sector petrolero fue firmar contratos de servicios con empresas estadounidenses para operaciones de perforación en el golfo de Campeche. El contrato con la firma norteamericana Triton, suscripto a comienzos de este año, fue el primero de una serie de seis, que reservan para Pemex no sólo la propiedad, sino también las decisiones gerenciales “estratégicas”.
En otras etapas productivas existe más flexibilidad. Se ha permitido una mayor participación extranjera en el sector petroquímico, mediante el recurso administrativo de reclasificar el sector, eliminándolo de la categoría de actividades reservadas a los mexicanos.
Conviene señalar que éste es el sector más dinámico del área petrolera. Mientras la producción de crudo aumentó el año pasado en sólo 1,4%, y la de gas natural en 2,2%, la de productos petroquímicos registró incrementos de 15,3% (etileno), 19,7% (polietileno) y 23,1% (propileno). Esto se logró con un mejor aprovechamiento de la capacidad instalada que, aunque sólo aumentó 5%, exhibió un índice de utilización de 90,3%.
Venezuela.
Enorme Esfuerzo Hasta 1996.
Venezuela fue el país latinoamericano más favorecido por el cambio de las condiciones del mercado como consecuencia de la crisis del Golfo: en un año en que había esperado ingresos petroleros por US$ 7.700 millones, recibió US$ 18.500 millones.
La producción se incrementó en 16%. Pasó de 1,85 millón de bpd en 1989 a 2,15 millones de bpd. A diferencia de México, ha aumentado sus reservas probadas durante los últimos años, y a fines de 1990 la producción fue sustancialmente más elevada (13,5%) que en 1982.
El país es todavía el segundo productor de la región, pero está estrechando la diferencia que lo separa del primero, México. En 1982, la producción venezolana equivalía a 63% de la mexicana; en 1990 el índice se elevó a 73% y a comienzos de este año (con 2,5 millones de bpd) llegó a 81%.
La intención es seguir creciendo con rapidez. Venezuela quiere invertir US$ 32.000 millones en el próximo quinquenio para expandir el sector. La producción de crudo debería aumentar en 44% para situarse en 3,6 millones de bpd, pero ésa es apenas una parte de la historia. Las inversiones estarán mayoritariamente destinadas a ampliar y adaptar la capacidad de refinación, para procesar las grandes reservas de crudo pesado.
La política de “internacionalización” de las actividades de refinación de Petroleros de Venezuela (PDVSA) ya ha permitido que la mitad del proceso se realice en instalaciones que la empresa posee (total o parcialmente) en el extranjero. Para 1996 esta proporción debería aumentar a 56% de una capacidad de refinación global incrementada en un tercio.
Bajo el gobierno de Carlos Andrés Pérez (el mismo presidente que nacionalizó el sector petrolero hace 15 años), la “internacionalización” ha tomado un nuevo rumbo: ahora se quiere atraer la participación extranjera en el ámbito interno.
El objetivo es lograr que las empresas extranjeras se interesen en el costoso desarrollo de las inmensas reservas de petróleo pesado de la faja del Orinoco. Pero el gobierno orienta esta aspiración en una forma similar a la de los mexicanos: no quiere reformar la ley de nacionalización en lo que concierne al tema crucial de la propiedad del crudo.
Tal como México, Venezuela está aprovechando los resquicios legales de la ley. Shell, Exxon y Mitsubishi se han asociado por 20 años con Lagoven, una subsidiaria de PDVSA, para desarrollar el proyecto Cristóbal Colón, con un costo superior a US$ 3.000 millones, para producir 4,4 millones de toneladas anuales de gas licuado para el mercado de la costa oriental de Estados Unidos.
Este esquema no viola la legislación existente debido a que se respetan dos requisitos básicos: a través de Lagoven, el Estado retiene el “control” y se gestiona la aprobación del Congreso.
Pronto se sabrá si las empresas extranjeras están dispuestas a aceptar más restricciones en el sector petrolero propiamente dicho. Se ha llamado a licitación para el desarrollo de 37 pozos “marginales”, que según PDVSA podrían producir entre 150.000 y 250.000 bpd.
Brasil.
Eliminar la Dependencia.
Debido a su condición de mayor importador neto de petróleo en América Latina, el papel de Brasil como productor no recibe mucha atención, fuera de los círculos especializados. Pero, aunque está muy alejado de los líderes, Brasil, en la última década, ha pasado del cuarto lugar como productor al tercero (desplazando a la Argentina).
También ha reducido considerablemente su dependencia del petróleo importado. La producción aumentó en 137,8%. Pasó de apenas 275.000 bpd en 1982 a 654.000 bpd en 1990, y a mediados de 1991 la producción ya era de poco más de 700.000 bpd.
Los requerimientos de importación fueron reducidos en 1990 a 45% del consumo interno. Es probable que este año desciendan aún más, a 38,5%. Pero esto no se debería totalmente al previsto aumento de 10% de la producción: la recesión reducirá el consumo en alrededor de 1,7%, hasta situarlo en 1.170.000 bpd, según el pronóstico oficial que muchos creen demasiado optimista.
De cualquier forma, las autoridades brasileñas predicen un rápido incremento de la producción en los próximos años: llegaría a un millón de bpd hacia fines de 1994. Para entonces -si la economía emerge rápidamente de la recesión actual-, las importaciones sólo deberían cubrir 23% del consumo.
Petrobrás cree que la producción y el consumo se equilibrarán en 1.500.00 bpd hacia fines de esta década. Para alcanzar la meta de un millón de bpd en 1995, se necesitará una inversión de US$ 12.000 millones, lo que significará incrementar en un tercio los actuales egresos anuales.
No será fácil conseguir los fondos. Petrobrás está en aprietos financieros, debido, en parte, a que el gobierno anterior forzó a la empresa a garantizar una gran proporción de la deuda exterior del país, y en parte a que debió subsidiar el ambicioso programa de alcohol como combustible, que se derrumbó a fines de 1989, cuando los buenos precios internacionales del azúcar privaron a las
destilerías de la materia prima.
Pero estos obstáculos financieros no han impedido el éxito del programa de exploración de Petrobrás. En la primera mitad de 1990 se informó sobre dos nuevos hallazgos: uno de 830 millones de barriles en la cuenca “offshore” de Campos, que ya produce dos tercios del crudo brasileño, y otros 180 millones de barriles en la nueva cuenca de Santos, frente a la costa del estado de San
Pablo. Según estos cálculos, las reservas probadas aumentarían alrededor de 36%.
Así como el esfuerzo de “internalización” venezolano se ha concentrado en las inversiones en refinación y distribución, el de Brasil privilegia la exploración en busca de nuevas fuentes de crudo.
La participación de Braspetro (subsidiaria de Petrobrás) en Angola asegura a Brasil 11.000 bpd adicionales; y su actividad en el mar del Norte rinde otros 4.000 bpd. Braspetro también ha informado acerca de recientes hallazgos en Colombia y Ecuador. Alrededor de un tercio de los US$ 140 millones que Braspetro se propone invertir este año en el extranjero está destinado a Angola, y otros US$ 20 millones a un proyecto de gas en México.
Argentina.
El Estado en Retirada.
Argentina, que durante mucho tiempo estuvo a punto de llegar a la autosuficiencia, comenzó a perder de vista ese objetivo en los últimos años: la falta de inversiones y la ineficiencia de Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) se reflejaron en la disminución de las reservas y de la producción.
Desde 1982, cuando estalló la crisis de la deuda, la producción ha caído en 12,2%. El esfuerzo para revertir esta tendencia mediante la apertura del sector petrolero a la participación privada, particularmente extranjera, comenzó con el gobierno del presidente Raúl Alfonsín (1983-1989). Carlos Menem radicalizó la misma política.
Como otros países latinoamericanos, Argentina encaró la reversión de una tradición de nacionalismo en la cuestión petrolera con un enfoque cauteloso: primero, se hicieron más atractivas las condiciones para la participación extranjera, luego fueron ofrecidos los yacimientos marginales
para cuya explotación YPF no tenía los recursos ni el “know how” suficientes (como hace ahora Venezuela).
Pero, a partir de ese punto, la experiencia argentina se aparta de las otras: el núcleo de “áreas centrales” explotadas por YPF fue abierto a la participación privada (nacional y extranjera).
Esto fue acompañado por la desregulación del mercado interno: se permitió a las empresas privadas comprar y vender libremente, a los precios dictados por el mercado. El gobierno, a mediados del año pasado, otorgó 28 yacimientos marginales a operadores privados. El proceso exhibió tropiezos: durante algún tiempo se tuvo la impresión de que sería revertido, debido a las
dudas sobre los precios. A comienzos de 1991 se llamó a licitación para cuatro “áreas centrales”: sólo fueron adjudicadas tres. La operación restante fue cancelada con argumentos de dudosa validez.
El proceso culminará con la transformación de YPF en una sociedad anónima, con una participación minoritaria del Estado. Los objetivos del gobierno son dos. En primer lugar, desembarazarse del peso financiero de la empresa, que en 1990 perdió el equivalente de US$ 1.250 millones. Todavía no está claro cuánto espera ganar con la venta, y tampoco si la operación seguirá
el modelo de otras privatizaciones, que no resultaron en grandes ingresos de efectivo debido a la aceptación de “swaps”, como consecuencia del énfasis otorgado al objetivo de reducir la deuda externa.
El gobierno -sin comprometer fondos públicos- también quiere revertir la declinación del sector petrolero y asegurar por lo menos un margen modesto para la exportación. Tiene la esperanza de que el sector privado invierta durante los próximos cinco años unos US$ 10.900 millones, lo que permitiría aumentar la producción hasta 689.000 bpd hacia 1995.
Si se descarta un crecimiento imprevisto del consumo interno, esto debería proporcionar el ansiado superávit, aunque no sería suficiente para que el país recupere el tercer lugar entre los productores de la región. La mayor parte del incremento debería provenir de las antiguas “áreas centrales” de YPF. La segunda contribución en importancia se originaría en los contratos de producción.
El beneficio directo para el Estado consistirá en una mayor recaudación fiscal: unos US$ 6.500 millones durante los cinco años. En promedio anual, es lo mismo que YPF está perdiendo en este momento.
Para completar la comparación, conviene señalar que el Estado argentino también ha decidido retirarse del sector petroquímico.