La recuperación de los precios internacionales del petróleo durante las últimas semanas, cada vez más cercanos a 70 dólares por barril, debe traducirse en mayores flujos de inversión para el sector energético en América Latina, afirmó Julio Campos.

El analista de la firma consultora Frost & Sullivan explicó en un reporte que los países productores de crudo de la región deberían invertir en actividades de exploración para reponer sus reservas.

En el documento Peak Oil in Latin America: Present and Future Perspectives for the Oil and Gas Market destaca que es fundamental canalizar recursos y firmar acuerdos para aprovechar la tecnología de compañías como Petrobras o Statoil-Hydro, sobre todo para la perforación en aguas ultra profundas.

“México debe aplicar las tecnologías de exploración y producción utilizadas en los mantos sub-salinos de las cuencas brasileñas de Campos y Santos en sus proyectos de aguas profundas del Golfo de México”, recalcó Campos.

Y es que en el país, 29 de los 36 principales pozos de petróleo están en declinación, por lo que los campos maduros soportan 92 por ciento de la producción, agregó.

La semana pasada, Petróleos Mexicanos (Pemex) entregó sus estadísticas de operación de entre enero y mayo, en las que se confirmó que los volúmenes de producción y exportación no tocaban niveles tan bajos desde hace casi 20 años.

La petrolera explicó que la declinación de Cantarell aún es el principal factor que explica una menor plataforma de producción.

El campo Ku Maloob Zaap se ha consolidado como el más importante del país desde enero de este año, con una producción promedio de 803 mil barriles diarios entre enero y mayo, contra 753 mil barriles diarios extraídos de Cantarell.

En los primeros cinco meses de 2009 extrajo un promedio de 2.65 millones de barriles diarios, lo que representó una caída de 6.85 por ciento contra el mismo lapso del año pasado.

La subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP) cuenta con un presupuesto de inversión para 2009 de 198 mil millones de pesos, de los cuales 28 mil millones se destinarán a la exploración de reservas, por medio de la adquisición de información sísmica y de la perforación de casi 80 pozos exploratorios en todas las cuencas del país.

El reporte de Frost & Sullivan destaca que los flujos de capital deberían destinarse al desarrollo de nuevas tecnologías, como la magneto-telúrica, magnetometría aérea y terrestre, radiometría, teledetección, sísmica 2D y 3D, así como gravimetría.

“En países como Brasil o Venezuela se espera que las grandes inversiones se concentren en el desarrollo de tecnologías innovadoras para la explotación de los mantos subsalinos”, dijo.

Considerando las arenas petrolíferas, el crudo extra pesado y los depósitos en aguas profundas, cerca de 50 por ciento de las reservas convencionales de hidrocarburos del mundo ya se han aprovechado, continuó.

“Los costos de producción van en aumento porque los campos de petróleo y gas son cada vez más profundos”, dijo el analista.

Asimismo, recordó que las cotizaciones del petróleo se mantuvieron al alza desde 2003 y a mediados del año pasado se alcanzó un máximo histórico de casi 150 dólares por barril, lo que puso en evidencia la vulnerabilidad de los países no productores de la región frente a las importaciones de crudo.

“Esta situación obligó a los países no productores de América Latina a reorientar sus inversiones hacia las energías renovables, con el fin de diversificar su matriz energética”, dijo el especialista.

La situación fue diferente para los países productores y con significantes montos de reservas probadas, probables y posibles, pues los altos petroprecios empujaron sus inversiones en actividades de exploración y producción.

En ese sentido, el estudio arrojó que el mercado del petróleo de América Latina produjo 10.11 millones de barriles diarios en 2008 y se estima llegue a 11.17 millones en 2014.

Debido a la tendencia hacia una mayor eficiencia energética, la regulación sobre el medio ambiente y la reconfiguración de matrices energéticas, las nuevas tecnologías como la gasificación, gas a líquido o el etanol lignocelulósico experimentarán una alta demanda en la región durante los próximos años, agregó.