Cepal serie Comercio Internacional N° XXX Desbalance etario del bienestar: el lugar de la infancia

partir su ampliación. 

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El gas natural en México: impacto de la política de autosuficiencia, seguridad y soberanía… 
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Gráfico 19
Evolución del petróleo crudo West Texas Intermediate, 2019-2021
Fuente: Elaboración propia, sobre la base de cifras de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (US-EIA), 
“Petroleum and other liquids – Spot Prices” [en línea] https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm. 
Otra consecuencia de la pandemia fue la inédita saturación de la infraestructura de 
almacenamiento que obligó a usar barcos y carrotanques como almacenes de emergencia. 
El acuerdo de los países productores participantes del acuerdo (grupo denominado OPEP+) se 
extendió por el resto del año, pero no logró eliminar la sobreoferta y los precios (entre 40 y 
50 dólares) no lograron recuperar el nivel anterior a la pandemia (alrededor de 60 dólares). 
La recuperación llegó durante el primer semestre de 2021. Durante la primera quincena de 
junio el precio del Brent superó la barrera de los 70 dólares con tendencia creciente. 
El colapso de la demanda y el desplome de precios impactaron por partida doble los 
ingresos de las compañías petroleras: los balances financieros enrojecieron y las cotizaciones 
bursátiles disminuyeron
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. No pocas empresas recurrieron al endeudamiento para solventar 
sus problemas financieros
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, además de reducir o diferir inversiones e incluso cancelar 
proyectos de manera definitiva. Los programas de ajuste han incluido el cese de actividades 
menos rentables, la venta de activos y la cancelación de puestos de trabajo. 
La crisis petrolera global no ha sido simétrica en sus efectos (Escribano, 2020). Por lo 
mismo, la recuperación no ha sido homogénea (IEA, 2020b). Más allá de los rasgos comunes, el 
impacto para cada país es diferente según las robustez y resiliencia de la industria petrolera 
local y las firmas participantes. El impacto de la crisis también ha sido distinto según el tipo de 
combustible. Los petrolíferos se han visto más afectados que el gas natural porque las medidas 
de confinamiento han reducido de manera significativa la movilidad, que reposa 
sustancialmente en gasolina, diésel y turbosinas. El gas natural, en cambio, goza de una gran 
diversidad de mercados de consumo final. 
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La capitalización de mercado combinada de las 25 petroleras más grandes de los Estados Unidos cayó 53% durante los 
primeros 11 meses de 2020. 
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Los productores de petróleo y gas de los Estados Unidos tienen obligaciones de pago por aproximadamente 
126.000 mdd a pagar entre septiembre de 2020 y 2025, incluyendo amortizaciones por 40.000 mdd a liquidar hacia 
finales de 2022. Desde antes de la pandemia los productores ya estaban agobiados por deudas acumuladas de años 
anteriores. Al menos 248 productores han buscado protección de bancarrota a partir del inicio de 2015, de los cuales 
40 se agregaron durante los primeros nueve meses de 2020 (Eaton y Elliott, 2020). 
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Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) 
La mayor afectación ha sido para el petróleo proveniente de formaciones de lutita y 
arenas compactas debido a las características de su explotación (Campollo, s/f). El 
aprovechamiento de los hidrocarburos no convencionales, en los Estados Unidos y en otras 
partes del mundo ha sido muy sensible a la volatilidad de los precios del petróleo (Rosenberg, 
2019). Durante la fase de precios elevados, del orden de 100 dólares entre 2010 y 2014, se 
observó un desarrollo vertiginoso de la producción de petróleo y gas de lutita y arenas 
compactas. No obstante, a partir de que los precios descendieron a niveles inferiores, del orden 
de 50 dólares entre 2015 y los primeros meses de 2020, ese tipo de emprendimientos se ha 
visto en problemas. 
Para cada yacimiento hay un precio abajo del que la explotación deja de ser rentable. 
El punto de equilibrio o límite de la rentabilidad (breakeven point) de los hidrocarburos 
obtenidos con fracking son sustancialmente elevados. El costo de producción del petróleo no 
convencional se estima entre 40 a 90 dólares; en cambio, el rango del costo del petróleo 
convencional va de 10 a 40 dólares. A 100 dólares por barril el fracking es un negocio altamente 
rentable, pero a 50 dólares solo algunos proyectos logran sostenerse, los demás terminan por 
cerrar o quebrar. Los costos también se mueven a la baja por adaptaciones en la cadena 
productiva y mejoras tecnológicas. Por consiguiente, 50 dólares por barril representan el 
piso actual. 
Mientras el precio del petróleo permita cubrir los costos operativos, la explotación 
seguirá en marcha esperando precios más altos para cubrir los costos de capital. En la fase de 
precios bajos los productores de petróleo y gas se esmeran para seguir siendo rentables, pero 
todo tiene un límite. Cuando se prolonga la fase de precios bajos las petroleras piden prestado 
para pagar créditos anteriores y las más débiles entran en un espiral de deuda que las deja 
cada vez más endeudadas y cuando ya no tienen acceso a créditos viene la quiebra. 
Dentro del conjunto de productores de hidrocarburos no convencionales la crisis se ha 
ensañado más con las compañías de shale oil. Ese aprovechamiento requiere perforación 
continua, debido a la corta vida productiva de los pozos. Y como estos no son baratos, los 
presupuestos de perforación son muy sensibles a las variaciones del precio del petróleo. En 
busca de rentabilidad, los productores cierran y abren pozos en función de las condiciones del 
mercado, de tal suerte que el shale oil ha funcionado como amortiguador: la producción sube 
o baja con relativa rapidez en respuesta a las fluctuaciones del precio.
La flexibilidad de esa producción marginal ha contribuido a equilibrar oferta y demanda 
y mantener las cotizaciones en un rango entre 55 y 75 dólares. Ese fenómeno, observado a partir 
de 2014, pierde vigencia para precios alrededor de 30 dólares el barril, porque con esas 
cotizaciones muchos productores no alcanzan a cubrir los costos variables y menos los costos 
de capital. La Reserva Federal en los Estados Unidos ha intervenido para evitar la quiebra del 
sector (Campollo, s/f). 
Las empresas de shale oil no estaban en su mejor momento porque ya habían consumido 
buena parte de su potencial de eficiencia. Las firmas lograron recuperarse de la caída del precio 
del petróleo en 2015 reduciendo costos y aumentando la productividad. Ahora ha sido más 
difícil. Con un margen de maniobra sensiblemente reducido, los productores han tenido que 
reducir inversiones y poner en marcha programas de ajuste. Las empresas independientes de