AOP considera «injusta» y «carente de rigor» la acusación de la CNC sobre el margen de las petroleras por la venta de los carburantes

En declaraciones a los periodistas tras las presentación del libro «Conversaciones sobre la energía«, Mazarrasa lamentó los intentos de «confundir a la opinión pública» al atribuir al margen de beneficio de las petroleras unos costes que en realidad incluyen otros gastos, entre ellos los de comercialización, logística, almacenamiento, distribución o incorporación de biocarburantes.

«Confundir, como se ha tratado en las últimas semanas, y asociar todos estos costes al margen de las petroleras nos parece injusto y carente de rigor. Se trata de confundir a la opinión pública acusándonos de unas subidas. Ni el Gobierno ni ninguno de los organismos que lo han estudiado conocen exactamente el margen de los operadores en los distintos países de la Unión Europea«, afirmó Mazarrasa.

El director general de la AOP respondió de esta forma a una pregunta acerca de los informes publicados por la Comisión Nacional de la Competencia (CNC) y por la la Comisión Nacional de Energía (CNE) en los que se alertaban de falta de competencia en la distribución de carburantes y donde se aludió al aumento de los márgenes de las petroleras en la venta de combustibles desde el inicio de la crisis y se insistió en que el precio de estos productos antes de impuestos es superior en España a la media de la Unión Europea.

El de la CNC apuntó que los márgenes de beneficio de los operadores se incrementaron un 20% entre 2007 y 2010, tanto en gasóleo como en gasolina, lo que confirmaría las acusaciones lanzadas desde el Gobierno en las últimas semanas sobre el encarecimiento injustificado de los carburantes.

Incluso el ministro de Industria, José Manuel Soria, insistió en que los precios antes de impuestos de los carburantes en España figuran entre los más altos de la Unión Europea.

Mazarrasa calificó este argumento de «totalmente injusto», añadió que el tipo de conclusiones obtenidas acerca de los márgenes de los operadores son «superficiales» y previno acerca de las comparativas de datos entre países europeos, ya que «la metodología de captación difiere en cada Estado miembro».

«No se puede confundir el margen de la petrolera o el margen del negocio con los costes que llevan implícitas la distribución o la comercialización de carburantes. Además de estos costes, hay otros logísticos, de almacenamiento, de distribución o de incorporación obligatoria de biocarburantes» y que solo al descontar todos estos elementos se obtendrían las remuneraciones de los canales mayorista y minorista, explicó.

AOP representa a los principales operadores del sector petrolífero en España, entre los que figuran Repsol, Cepsa y BP.

AOP considera «injusta» y «carente de rigor» la acusación de la CNC sobre el margen de las petroleras por la venta de los carburantes

En declaraciones a los periodistas tras las presentación del libro «Conversaciones sobre la energía«, Mazarrasa lamentó los intentos de «confundir a la opinión pública» al atribuir al margen de beneficio de las petroleras unos costes que en realidad incluyen otros gastos, entre ellos los de comercialización, logística, almacenamiento, distribución o incorporación de biocarburantes.

«Confundir, como se ha tratado en las últimas semanas, y asociar todos estos costes al margen de las petroleras nos parece injusto y carente de rigor. Se trata de confundir a la opinión pública acusándonos de unas subidas. Ni el Gobierno ni ninguno de los organismos que lo han estudiado conocen exactamente el margen de los operadores en los distintos países de la Unión Europea«, afirmó Mazarrasa.

El director general de la AOP respondió de esta forma a una pregunta acerca de los informes publicados por la Comisión Nacional de la Competencia (CNC) y por la la Comisión Nacional de Energía (CNE) en los que se alertaban de falta de competencia en la distribución de carburantes y donde se aludió al aumento de los márgenes de las petroleras en la venta de combustibles desde el inicio de la crisis y se insistió en que el precio de estos productos antes de impuestos es superior en España a la media de la Unión Europea.

El de la CNC apuntó que los márgenes de beneficio de los operadores se incrementaron un 20% entre 2007 y 2010, tanto en gasóleo como en gasolina, lo que confirmaría las acusaciones lanzadas desde el Gobierno en las últimas semanas sobre el encarecimiento injustificado de los carburantes.

Incluso el ministro de Industria, José Manuel Soria, insistió en que los precios antes de impuestos de los carburantes en España figuran entre los más altos de la Unión Europea.

Mazarrasa calificó este argumento de «totalmente injusto», añadió que el tipo de conclusiones obtenidas acerca de los márgenes de los operadores son «superficiales» y previno acerca de las comparativas de datos entre países europeos, ya que «la metodología de captación difiere en cada Estado miembro».

«No se puede confundir el margen de la petrolera o el margen del negocio con los costes que llevan implícitas la distribución o la comercialización de carburantes. Además de estos costes, hay otros logísticos, de almacenamiento, de distribución o de incorporación obligatoria de biocarburantes» y que solo al descontar todos estos elementos se obtendrían las remuneraciones de los canales mayorista y minorista, explicó.

AOP representa a los principales operadores del sector petrolífero en España, entre los que figuran Repsol, Cepsa y BP.

CLH cree que las recomendaciones de la CNC son «contraproducentes» y reducirán su «elevada eficiencia»

CLH señaló además que la Comisión Nacional de Energía (CNE) constató en su informe sobre el mercado español de distribución de gasolina y gasóleo que «los costes logísticos no son el origen de las diferencias de precios entre España y otros países», y subrayó que los precios que aplica se basan en criterios «transparentes, objetivos y no discriminatorios, y son iguales para todos los clientes con independencia del volumen transportado».

Además, el grupo indicó que, que como recogía el informe anterior de la CNC, el incremento de los precios se mantiene por debajo de las subidas del IPC, «lo que demuestra la eficiencia del sistema vigente», y afirma que actualmente el precio medio de sus servicios logísticos no alcanza el 1% del precio de venta al público de los productos petrolíferos, ya que supone como media menos de un céntimo de euro por litro (0,8 céntimos de euro por litro).

La CNC publicó un informe en el que pidió una mayor transparencia y control sobre las actividades de CLH dentro de una serie de recomendaciones para mejorar la competencia y abaratar los carburantes de automoción, que según sus cálculos son más caros en España que en el resto de Europa, por lo que CLH rechazó que los costes logísticos sean el origen de esas diferencias.

Competencia también criticó la «capacidad de influencia» que tienen sobre CLH los grandes operadores de refino al formar parte de su accionariado, por lo que la CNC recomendó aplicar un régimen de incompatibilidades para los órganos de gobierno de la compañía logística, así como limitar al 5% la participación de los grandes operadores en su accionariado.

A este respecto, CLH defendió que su actual estructura accionarial, que incluye a los principales fondos de inversión de infraestructuras del mundo, supone «una garantía para el mantenimiento de unos precios competitivos y unos elevados estándares de calidad» para los usuarios.

También recordó que la participación global de los grandes operadores de refino en la actual estructura accionarial de CLH está «muy por debajo» tanto del límite del 40% que la propia comisión de Competencia establece en su informe como del 45% que permite la legislación.

Por último, subrayó que el tratamiento separado de las funciones de almacenamiento y explotación de la red de oleoductos, que también recomendó Competencia, «conllevaría una pérdida de sinergias y de eficiencia operativa, con el consiguiente encarecimiento del precio de los servicios logísticos».

Asimismo, subrayó que las inversiones realizadas por la compañía desde 2007, que ascienden a más de 750 millones de euros, junto con una gestión eficiente de la red, evitaron que se produzcan «cuellos de botella» en las instalaciones de almacenamiento o en la red de transporte que limiten el acceso de otros operadores al mercado, «que sería uno de los problemas, actualmente inexistente, que pretenden evitar las recomendaciones del nuevo informe de la CNC».

CLH cree que las recomendaciones de la CNC son «contraproducentes» y reducirán su «elevada eficiencia»

CLH señaló además que la Comisión Nacional de Energía (CNE) constató en su informe sobre el mercado español de distribución de gasolina y gasóleo que «los costes logísticos no son el origen de las diferencias de precios entre España y otros países», y subrayó que los precios que aplica se basan en criterios «transparentes, objetivos y no discriminatorios, y son iguales para todos los clientes con independencia del volumen transportado».

Además, el grupo indicó que, que como recogía el informe anterior de la CNC, el incremento de los precios se mantiene por debajo de las subidas del IPC, «lo que demuestra la eficiencia del sistema vigente», y afirma que actualmente el precio medio de sus servicios logísticos no alcanza el 1% del precio de venta al público de los productos petrolíferos, ya que supone como media menos de un céntimo de euro por litro (0,8 céntimos de euro por litro).

La CNC publicó un informe en el que pidió una mayor transparencia y control sobre las actividades de CLH dentro de una serie de recomendaciones para mejorar la competencia y abaratar los carburantes de automoción, que según sus cálculos son más caros en España que en el resto de Europa, por lo que CLH rechazó que los costes logísticos sean el origen de esas diferencias.

Competencia también criticó la «capacidad de influencia» que tienen sobre CLH los grandes operadores de refino al formar parte de su accionariado, por lo que la CNC recomendó aplicar un régimen de incompatibilidades para los órganos de gobierno de la compañía logística, así como limitar al 5% la participación de los grandes operadores en su accionariado.

A este respecto, CLH defendió que su actual estructura accionarial, que incluye a los principales fondos de inversión de infraestructuras del mundo, supone «una garantía para el mantenimiento de unos precios competitivos y unos elevados estándares de calidad» para los usuarios.

También recordó que la participación global de los grandes operadores de refino en la actual estructura accionarial de CLH está «muy por debajo» tanto del límite del 40% que la propia comisión de Competencia establece en su informe como del 45% que permite la legislación.

Por último, subrayó que el tratamiento separado de las funciones de almacenamiento y explotación de la red de oleoductos, que también recomendó Competencia, «conllevaría una pérdida de sinergias y de eficiencia operativa, con el consiguiente encarecimiento del precio de los servicios logísticos».

Asimismo, subrayó que las inversiones realizadas por la compañía desde 2007, que ascienden a más de 750 millones de euros, junto con una gestión eficiente de la red, evitaron que se produzcan «cuellos de botella» en las instalaciones de almacenamiento o en la red de transporte que limiten el acceso de otros operadores al mercado, «que sería uno de los problemas, actualmente inexistente, que pretenden evitar las recomendaciones del nuevo informe de la CNC».

La AIE espera un petróleo más barato de aquí a 2017, pese a que se mantendrá la volatilidad

En su informe sobre el mercado petrolero a medio plazo, la AIE modifica sustancialmente el escenario que había planteado en su anterior edición hace 16 meses, en parte por el efecto de la crisis económica que afecta en particular a la zona del euro, y que convertirá en una tendencia duradera la disminución de las necesidades de petróleo en el mundo desarrollado.

Esa disminución, unida a la mayor eficiencia energética de todas las economías lleva a los autores del estudio a revisar a la baja sus previsiones de junio de 2011 y a esperar que la demanda de crudo en el próximo quinquenio crezca al 1,2% anual y llegue a 95,68 millones de barriles diarios en 2017.

En la práctica, eso significa que el mundo absorberá 500.000 barriles diarios menos, pero al mismo tiempo las capacidades de producción aumentarán tanto en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como en el resto de los productores, en particular Norteamérica.

La menor tensión entre oferta y demanda supondrá una relajación de los precios, de forma que la agencia -que reúne a los grandes países consumidores de energía de la OCDE- calcula que el barril, después de llevar más de un año de media por encima de los 100 dólares, debería bajar de ese nivel desde 2013 y situarse en 89 dólares en 2017.

Sin embargo, eso es sólo una media que no tiene en cuenta los posibles altibajos, porque como se esforzó en subrayar en conferencia de prensa la directora de la AIE, Maria van der Hoeven, la volatilidad persistirá.

Van der Hoeven, que citó como ejemplo de esa volatilidad el repunte del barril el pasado jueves, en parte por el incremento de la tensión en Siria, así como la continua inestabilidad política en Oriente Medio y el norte de África, avisó que «no esperamos que esas incertidumbres desaparezcan a corto plazo».

La AIE augura que con la continuación de la caída de su demanda de crudo, los 33 países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) dejarán de representar más del 50% del consumo mundial a partir de 2014.

De acuerdo con su análisis, la OPEP incrementará en 3,34 millones de barriles diarios suplementarios su capacidad de producción entre 2011 y 2017, y las principales contribuciones vendrán de Irak (un 50%) y Libia (un tercio).

Por el contrario, Irán ha perdido un millón de barriles diarios en sus exportaciones en el marco de las sanciones internacionales contra su programa nuclear militar, y la agencia da por hecho que esas medidas de presión continuarán, y con ellas la erosión de sus capacidades de poner crudo en el mercado.

Otro elemento que contribuirá a modificar el mapa del mercado petrolero es que los avances tecnológicos están permitiendo un incremento de la producción de crudo en Norteamérica, con la aportación de las arenas bituminosas y los yacimientos de esquistos.

Eso significará que los países que no pertenecen a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) aumentarán de media sus capacidades de extracción entre 2013 y 2017 en unos 860.000 barriles diarios, después de los recortes sufridos de 100.000 barriles diarios en 2011 y de 400.000 en 2012.

Esa nueva producción, que compensará ampliamente las pérdidas previstas en los antiguos países miembros de la Unión Soviética, van a venir sobre todo de Canadá, con 1,1 millones de barriles suplementarios, mayormente de las arenas bituminosas, y de Brasil con 800.000 barriles diarios más, esencialmente de los yacimientos en aguas profundas.

La AIE espera un petróleo más barato de aquí a 2017, pese a que se mantendrá la volatilidad

En su informe sobre el mercado petrolero a medio plazo, la AIE modifica sustancialmente el escenario que había planteado en su anterior edición hace 16 meses, en parte por el efecto de la crisis económica que afecta en particular a la zona del euro, y que convertirá en una tendencia duradera la disminución de las necesidades de petróleo en el mundo desarrollado.

Esa disminución, unida a la mayor eficiencia energética de todas las economías lleva a los autores del estudio a revisar a la baja sus previsiones de junio de 2011 y a esperar que la demanda de crudo en el próximo quinquenio crezca al 1,2% anual y llegue a 95,68 millones de barriles diarios en 2017.

En la práctica, eso significa que el mundo absorberá 500.000 barriles diarios menos, pero al mismo tiempo las capacidades de producción aumentarán tanto en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), como en el resto de los productores, en particular Norteamérica.

La menor tensión entre oferta y demanda supondrá una relajación de los precios, de forma que la agencia -que reúne a los grandes países consumidores de energía de la OCDE- calcula que el barril, después de llevar más de un año de media por encima de los 100 dólares, debería bajar de ese nivel desde 2013 y situarse en 89 dólares en 2017.

Sin embargo, eso es sólo una media que no tiene en cuenta los posibles altibajos, porque como se esforzó en subrayar en conferencia de prensa la directora de la AIE, Maria van der Hoeven, la volatilidad persistirá.

Van der Hoeven, que citó como ejemplo de esa volatilidad el repunte del barril el pasado jueves, en parte por el incremento de la tensión en Siria, así como la continua inestabilidad política en Oriente Medio y el norte de África, avisó que «no esperamos que esas incertidumbres desaparezcan a corto plazo».

La AIE augura que con la continuación de la caída de su demanda de crudo, los 33 países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) dejarán de representar más del 50% del consumo mundial a partir de 2014.

De acuerdo con su análisis, la OPEP incrementará en 3,34 millones de barriles diarios suplementarios su capacidad de producción entre 2011 y 2017, y las principales contribuciones vendrán de Irak (un 50%) y Libia (un tercio).

Por el contrario, Irán ha perdido un millón de barriles diarios en sus exportaciones en el marco de las sanciones internacionales contra su programa nuclear militar, y la agencia da por hecho que esas medidas de presión continuarán, y con ellas la erosión de sus capacidades de poner crudo en el mercado.

Otro elemento que contribuirá a modificar el mapa del mercado petrolero es que los avances tecnológicos están permitiendo un incremento de la producción de crudo en Norteamérica, con la aportación de las arenas bituminosas y los yacimientos de esquistos.

Eso significará que los países que no pertenecen a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) aumentarán de media sus capacidades de extracción entre 2013 y 2017 en unos 860.000 barriles diarios, después de los recortes sufridos de 100.000 barriles diarios en 2011 y de 400.000 en 2012.

Esa nueva producción, que compensará ampliamente las pérdidas previstas en los antiguos países miembros de la Unión Soviética, van a venir sobre todo de Canadá, con 1,1 millones de barriles suplementarios, mayormente de las arenas bituminosas, y de Brasil con 800.000 barriles diarios más, esencialmente de los yacimientos en aguas profundas.

Petrobras descubre otro yacimiento en una nueva provincia petrolera brasileña

El nuevo hallazgo fue realizado en el bloque BM-SEAL-11, una concesión en la cuenca Sergipe-Alagoas en la que Petrobras es operadora con un 60 por ciento de participación y tiene como socio a la empresa IBV Brasil (40 por ciento).

El descubrimiento fue hecho en un pozo conocido como Farfan, que fue perforado a 109 kilómetros del litoral de Aracajú, la capital del estado brasileño de Sergipe (nordeste del país), y en una región del mar en que la profundidad del agua es de 2.720 metros.

El pozo que confirmó la nueva reserva fue perforado a 21 kilómetros del yacimiento Barra, cuyo descubrimiento en septiembre del año pasado le permitió a Petrobras presentar a la cuenca marina de Sergipe-Alagoas como una nueva y prometedora provincia petrolera en Brasil.

Según un comunicado divulgado por Petrobras, la perforación de Farfan hasta 5.582 metros de profundidad permitió descubrir una columna de hidrocarburos de 44 metros.

De esa columna con reservas, 40 metros corresponden a arenitos porosos portadores de hidrocarburos ligeros, explicó la petrolera brasileña.

Petrobras, la mayor empresa brasileña, informó de que proseguirá la perforación del pozo Farfan hasta una profundidad de por lo menos 6.000 metros para analizar la roca y los fluidos encontrados.

La compañía, una de las petroleras de mayor crecimiento en los últimos años y líder mundial en tecnologías para la exploración de petróleo en aguas profundas, extrae cerca del 80 por ciento de su producción de la cuenca oceánica de Campos, en el sudeste del país.

La empresa descubrió en los últimos años enormes reservas en el océano Atlántico por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor en las cuencas de Campos y de Santos que pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de petróleo.

Petrobras descubre otro yacimiento en una nueva provincia petrolera brasileña

El nuevo hallazgo fue realizado en el bloque BM-SEAL-11, una concesión en la cuenca Sergipe-Alagoas en la que Petrobras es operadora con un 60 por ciento de participación y tiene como socio a la empresa IBV Brasil (40 por ciento).

El descubrimiento fue hecho en un pozo conocido como Farfan, que fue perforado a 109 kilómetros del litoral de Aracajú, la capital del estado brasileño de Sergipe (nordeste del país), y en una región del mar en que la profundidad del agua es de 2.720 metros.

El pozo que confirmó la nueva reserva fue perforado a 21 kilómetros del yacimiento Barra, cuyo descubrimiento en septiembre del año pasado le permitió a Petrobras presentar a la cuenca marina de Sergipe-Alagoas como una nueva y prometedora provincia petrolera en Brasil.

Según un comunicado divulgado por Petrobras, la perforación de Farfan hasta 5.582 metros de profundidad permitió descubrir una columna de hidrocarburos de 44 metros.

De esa columna con reservas, 40 metros corresponden a arenitos porosos portadores de hidrocarburos ligeros, explicó la petrolera brasileña.

Petrobras, la mayor empresa brasileña, informó de que proseguirá la perforación del pozo Farfan hasta una profundidad de por lo menos 6.000 metros para analizar la roca y los fluidos encontrados.

La compañía, una de las petroleras de mayor crecimiento en los últimos años y líder mundial en tecnologías para la exploración de petróleo en aguas profundas, extrae cerca del 80 por ciento de su producción de la cuenca oceánica de Campos, en el sudeste del país.

La empresa descubrió en los últimos años enormes reservas en el océano Atlántico por debajo de una capa de sal de dos kilómetros de espesor en las cuencas de Campos y de Santos que pueden convertir a Brasil en uno de los mayores exportadores mundiales de petróleo.

La OPEP rebaja su previsión de incremento de la demanda de petróleo para los años 2012 y 2013

En su informe petrolero mensual, la OPEP señala que la demanda para 2012 será de 88,81 millones de barriles diarios, frente a los 88,04 millones de barriles registrados en 2011, mientras que para el próximo año espera que ascienda hasta los 89,6 millones de barriles.

En concreto, destaca que las previsiones de consumo de petróleo siguen viéndose afectadas por las incertidumbres en la economía mundial. En concreto, señala que una producción industrial más lenta ha reducido fuertemente la demanda de crudo en Estados Unidos y China.

Asimismo, añade que la llegada del invierno presenta más incertidumbres de cara a los próximos meses. «Los riesgos para las perspectivas de 2013 tienden más a la baja, debido a las turbulencias en la economía global», remarca.

La OPEP prevé que la economía mundial crezca este año un 3,1%, dos décimas menos de lo que estimaba anteriormente, mientras que mantiene su previsión de un incremento del PIB global del 3,2% para 2013. En concreto, cree que la eurozona crecerá una décima el próximo año, tras contraerse un 0,5% en 2012, y que Estados Unidos, con un incremento del PIB del 2,2% en 2012 y del 2% en 2013, crezca por debajo de su potencial.

Respecto a los precios del crudo, destaca que el barril de referencia de la OPEP aumentó un 1% en septiembre, hasta los 111,67 dólares. Explica que a principios de mes repuntaron antes las expectativas sobre las nuevas medidas de estímulo del Banco Central Europeo (BCE) y la Reserva Federal (Fed) pero luego volvieron a caer por las dudas sobre la economía global y la demanda de crudo.

La OPEP rebaja su previsión de incremento de la demanda de petróleo para los años 2012 y 2013

En su informe petrolero mensual, la OPEP señala que la demanda para 2012 será de 88,81 millones de barriles diarios, frente a los 88,04 millones de barriles registrados en 2011, mientras que para el próximo año espera que ascienda hasta los 89,6 millones de barriles.

En concreto, destaca que las previsiones de consumo de petróleo siguen viéndose afectadas por las incertidumbres en la economía mundial. En concreto, señala que una producción industrial más lenta ha reducido fuertemente la demanda de crudo en Estados Unidos y China.

Asimismo, añade que la llegada del invierno presenta más incertidumbres de cara a los próximos meses. «Los riesgos para las perspectivas de 2013 tienden más a la baja, debido a las turbulencias en la economía global», remarca.

La OPEP prevé que la economía mundial crezca este año un 3,1%, dos décimas menos de lo que estimaba anteriormente, mientras que mantiene su previsión de un incremento del PIB global del 3,2% para 2013. En concreto, cree que la eurozona crecerá una décima el próximo año, tras contraerse un 0,5% en 2012, y que Estados Unidos, con un incremento del PIB del 2,2% en 2012 y del 2% en 2013, crezca por debajo de su potencial.

Respecto a los precios del crudo, destaca que el barril de referencia de la OPEP aumentó un 1% en septiembre, hasta los 111,67 dólares. Explica que a principios de mes repuntaron antes las expectativas sobre las nuevas medidas de estímulo del Banco Central Europeo (BCE) y la Reserva Federal (Fed) pero luego volvieron a caer por las dudas sobre la economía global y la demanda de crudo.