Antonio Gershenson

Por qué el precio del crudo no caerá

Los funcionarios del sector hacendario y financiero del gobierno federal tratan de posponer su diagnóstico sobre el precio del petróleo mexicano de exportación para 2004. Este dato es fundamental para evaluar los ingresos de divisas del país, sus ingresos en general y por lo mismo la disponibilidad para ejercer el presupuesto de ese año.

Una de las razones de esa posposición es porque usan sólo elementos de la coyuntura, del momento, del corto plazo, para hacer sus previsiones, viendo sólo lo inmediato y desdeñando las consideraciones de fondo, que van más allá del año en curso, no digamos ya del mes o de periodos más cortos. Vamos a ocuparnos de este aspecto, sin tratar de agotarlo, pues no sería posible en un artículo periodístico, pero sí señalar algunos elementos fundamentales.

Se habla, por ejemplo, de que con el regreso de Irak al mercado se van a desplomar los precios. Además de que ese regreso no va al ritmo que algunos pregonaban que lo haría, el hecho es que cuando se vieron síntomas de que eso podría llegar a pasar, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de inmediato tomó medidas. Lo mismo hicieron países exportadores de crudo que no están en ese organismo. Y los precios ahí siguen, firmes. ƑPor qué la OPEP se pudo poner fácilmente de acuerdo, y fue seguida por otros exportadores, cuando que en otras épocas sucedía lo contrario?

Desde 2000 de manera ya muy clara, y luego de un periodo de transición, los exportadores de petróleo se han puesto de acuerdo con relativa facilidad porque la capacidad productiva excedente se ha concentrado en pocos países, y los demás difícilmente podrían tener aumentos importantes que les pudieran compensar la pérdida de ingresos si se permite que se desplomen los precios. Y más en el fondo de esto hay otro fenómeno: se va agotando el crudo barato de los enormes campos petroleros supergigantes y el crudo con que se le sustituye está en lugares de cada vez más difícil acceso, como las zonas marinas muy profundas y las regiones polares. Además, la demanda mundial ha aumentado más de 15 por ciento en una década.

En el año 2000, quedaban sólo cuatro campos capaces de producir más de un millón de barriles diarios. De ésos, dos fueron descubiertos antes de 1950, uno en la década de 1950-60 y el más reciente, Cantarell, en la década de 1970-80. Hace casi 30 años que no se descubren más campos de esta capacidad.

De los campos que pueden producir entre 500 mil y 999 mil barriles diarios, quedan 10 en el mundo. De ellos, ocho fueron descubiertos antes de 1970, uno en la década de 1970-80, uno en la de 1980-90 y, desde hace casi 20 años, ninguno más.

Casi la mitad de la producción petrolera mundial viene de los 116 campos que pueden producir 100 mil barriles diarios o más. Pero si consideramos el petróleo que se exporta, el que conforma el mercado mundial y por lo mismo los costos y precios del crudo, el peso de esos 116 campos es mucho mayor. Por ejemplo, en tres de los países con mayor capacidad exportadora, Arabia Saudita, Emiratos Arabes Unidos e Irak, más de 90 por ciento de la producción viene de estos campos gigantes; y el porcentaje de otro, Kuwait, casi alcanza ese 90 por ciento. En cambio, en Estados Unidos hay una gran cantidad de pozos pequeños y el porcentaje que aportan los gigantes, incluidos los de Alaska y las aguas profundas del golfo de México, es menor a 30 por ciento.

Los campos chicos, con mayores costos, pesan más para el consumo en el país en el que fueron producidos, y los gigantes pesan mucho más en el mercado mundial. De ahí que su progresivo agotamiento, que no se ve suficientemente compensado con los nuevos descubrimientos, sea elemento importante para que los países exportadores se pongan de acuerdo fácilmente y puedan defender los precios del crudo.

Ya en la década de 1990-2000 no hubo descubrimientos de campos que produzcan más de 300 mil barriles diarios. Si llega a haber algunos casos, por ejemplo en las aguas profundas del golfo de México, que rebasen esa cantidad cuando sean desarrollados (difícilmente antes de 2010), no se ve que pueda, ninguno de ellos, rebasar sostenidamente la producción de 500 mil barriles diarios. Y a costos mucho más elevados que los ya descubiertos hace décadas y que gradualmente se van agotando.

Por ejemplo, de los 20 campos que en 1971 tenían la mayor producción, seis ya no llegan a 100 mil barriles diarios, y otros ocho tuvieron en 2000 menos de la mitad de producción que en 1971. Quedan campos con un buen potencial, de los descubiertos hace más de medio siglo, pero concentrados en cinco países del golfo Pérsico: Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait y Emiratos Arabes Unidos. Estos países producen con muy bajos costos y pueden ponerse de acuerdo entre sí. Inclusive Venezuela, que en 1971 tenía tres campos entre los primeros 20, produce ahora en estos mismos sitios 27 por ciento de lo que extraía en ese año. Este último país, que está también en la OPEP y ha sido impulsor de acuerdos entre exportadores, está en segundo nivel en cuanto a abundancia de reservas y en cuanto a bajos costos, después del golfo Pérsico.

En 2000, 88 por ciento de la producción de los campos gigantes, a su vez la mitad del total mundial, provino de hallazgos anteriores a 1980. Esto refuerza lo ya dicho: los exportadores de crudo se seguirán poniendo de acuerdo, por lo menos por un buen tiempo, porque el nuevo petróleo es y será más caro. Y el escenario para 2004 deberá excluir la posibilidad de un desplome en el precio promedio del crudo mexicano de exportación. Ese precio promedio, que hasta agosto casi alcanzaba los 25 dólares por barril, debe ser tomado como referencia. Las fluctuaciones en torno a esta referencia no pueden ser altas.