El precio del petróleo alcanzó la última semana del año los umbrales de su récord histórico, acercándose a la barrera psicológica de los 100 dólares en los mercados de futuros de Nueva York y Londres, pese a las ligeras bajas a última hora del viernes. El encarecimiento anual se sitúa así en torno al 60 por ciento, pues hacia el final del año pasado el barril de crudo se vendía en torno a los 60 dólares.

El temor a que la oferta de crudo sea demasiado ajustada en el futuro se agudizó esta semana al conocerse que las reservas almacenadas de esa materia prima en Estados Unidos descendieron más de lo esperado.

El conflicto armado en la frontera turco-iraquí, una explosión en un oleoducto de Nigeria y el asesinato de la líder opositora paquistaní Benazir Bhutto se conjugaron para formar cóctel de incertidumbres geopolíticas, que atizaron aún más las preocupaciones de los mercados.

El Petróleo Intermedio de Texas (WTI), de referencia en Estados Unidos, terminó la sesión de la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) a 96 dólares por barril, lo que constituye un moderado descenso, ya que los contratos para entrega en febrero retrocedieron 62 centavos respecto a la sesión anterior, pero habían tocado un precio de 97,92 dólares.

El barril de WTI batió su último récord el pasado 21 de noviembre, cuando llegó a venderse a 99,29 dólares, si bien el récord al cierre de una sesión está en los 98,18 dólares, a los que acabó dos días más tarde.

La cotización del crudo Brent, el referente para Europa, cerró también a la baja en el mercado de futuros de Londres, donde el barril para entrega en febrero acabó en los 93,88 dólares, 90 centavos menos que al cierre de la jornada anterior, pero había subido desde los 92,46 dólares del viernes precedente.

Y el precio de la «canasta-OPEP«, un barril calculado en base a once calidades de crudo, subió 2,89 dólares -un 3,3 por ciento- en una semana, hasta situarse el jueves a 90,39 dólares, acortando la distancia que lo separa de su máximo histórico, de 91,91 dólares.

La sostenida subida de los precios del petróleo «está aumentando la presión sobre los gobiernos para reducir subsidios, sobre todo en los países en desarrollo de Asia«, destacó esta semana la consultora especializada PVM en un análisis del mercado energético.

Los expertos destacan que en China, cuyo crecimiento económico y hambre de energía han sido uno de los factores determinantes de la escalada del precio del crudo desde 2003, la tasa de inflación ha aumentado hasta el nivel más alto en los últimos 11 años. En consecuencia, el gobierno ha aumentado los precios de los combustibles y ofrece subsidios a las refinerías para cubrir las pérdidas, pero «persisten escaseces debido a que hay poco incentivo para que las refinerías produzcan más gasolina y diesel».

Así, en un contexto de ajustada relación entre la oferta y la demanda a nivel global, las noticias sobre conflictos que pueden afectar los suministros de crudo tienen de inmediato un fuerte impacto en los precios. La tensión se agudizó esta semana con las noticias cada vez más frecuentes de incursiones del Ejército turco en el norte de Irak para combatir supuestas posiciones del proscrito Partido de los Trabajadores del Kurdistán (PKK).

El temor a interrupciones en el flujo de suministros de crudo desde el norte iraquí influyen en la escalada de los precios desde octubre, cuando el Parlamento de Ankara dio luz verde para operaciones transfronterizas del Ejército y con los bombardeos de las zonas del norte iraquí por los aviones de combate turcos.

Sin embargo, de momento no ha habido noticias de que los ataques hayan afectado las importantes ventas petroleras de Irak, como tampoco el brutal asesinato de Bhutto en Pakistán el pasado jueves afecta a ningún suministro de crudo, lo cual no impidió que los «petro-precios» reaccionaran claramente al alza a esta noticia.

Las reacciones son un reflejo del nerviosismo, pero también del ánimo especulador, de los operadores del mercado frente a la evolución futura de las cotizaciones ante un ambiente de incertidumbre geopolítica a nivel mundial.

Así, incluso el accidente ocurrido en la noche del martes al miércoles al explotar un conducto de combustible en las afueras de Lagos, en Nigeria -país miembros de la OPEP y primer productor africano de petróleo- tuvo también su impacto en los precios. A pesar de que el siniestro, en el que murieron al menos 42 personas, fue un accidente y no un atentado, recordó al mundo la precaria situación en la que se encuentra la industria petrolera en el Delta del Níger debido a los frecuentes ataques de grupos guerrilleros de la región.

La negociación de los contratos de gas entre Argelia y Gas Natural, el conflicto entre la gasista y Repsol YPF con Sonatrach por la rescisión del contrato de Gassi Touil y la entrada de la empresa argelina en el mercado español han sido los ejes sobre los que ha girado el sector durante el año.

Al mismo tiempo, el consorcio Medgaz ha anunciado el inicio, en el segundo semestre de 2008, de las obras del futuro gasoducto que unirá España y Argelia con una nueva composición accionarial liderada por Sonatrach (36 por ciento) y con la incógnita de si finalmente Gas Natural se incorporará al proyecto. A pesar de que se trata de asuntos distintos, la presencia de la empresa estatal argelina Sonatrach actúa de nexo y añade un componente político que afecta a las relaciones entre España y Argelia y que supera las cuestiones empresariales.

Los movimientos de la empresa argelina en España han ido este año por dos caminos: lograr la autorización de la Comisión Nacional de la Energía (CNE) para elevar del 20 al 36 por ciento su participación en Medgaz y conseguir la licencia que le permitiera comercializar hasta 3 bcm (3.000 millones de metros cúbicos) de gas en España. En ambos casos ha alcanzado sus objetivos a la segunda.

El 6 de marzo el Ministerio de Industria le concedió licencia para comercializar hasta 1 bcm de gas natural al año en el mercado español.
Cinco meses después, el 25 de julio, y tras la visita a Madrid del ministro argelino de Energía, Chakib Jelil, Industria levantó esta limitación aunque con el compromiso por parte de Sonatrach de no vender más de 2 bcm.

En cuanto a su participación en Medgaz, Sonatrach conseguía el 8 de mayo la autorización con duras condiciones de la CNE para elevar del 20 al 36 por ciento su participación, permiso que la empresa estatal argelina recurrió un mes después ante Industria. La solución a este asunto llegó también en julio. Industria decidió estimar parcialmente el recurso de alzada de la empresa argelina y eliminó cinco de las siete condiciones impuestas por la CNE. Ambas decisiones le valieron a Industria críticas desde la oposición que acusó al Gobierno de «dinamitar» el sector.

A la vez, Sonatrach ha mantenido abierto este año otro frente de importancia clave para el mercado español: la negociación con Gas Natural para actualizar el precio del gas que suministra a través de dos contratos por el gasoducto del Magreb.

Argelia aporta en torno al 30 por ciento del gas natural que se consume en España, la mayoría mediante esta infraestructura (24 por ciento) y el resultado de los nuevos contratos podría servir de referencia para las importaciones de esta materia prima que vienen de otros mercados. La renegociación de los contratos ha terminado en un arbitraje internacional entre la compañía estatal argelina y la gasista.

Pero aún quedaba el enfrentamiento más agrio del año. El 3 de septiembre Sonatrach decidía rescindir el contrato firmado con Gas Natural y Repsol YPF en 2004 para desarrollar el proyecto de Gassi Touil, que preveía una inversión total de más de 5.100 millones de euros durante treinta años.

La empresa argelina alegó incumplimientos de las dos empresas en sus obligaciones que habían supuesto retrasos e incrementos de costes muy importantes en el desarrollo del proyecto. La ruptura del contrato provocó las protestas de las empresas adjudicatarias que exigen una compensación por los daños y perjuicios derivados del lucro cesante causado por lo que consideran una «apropiación» del proyecto gasista.

Tras la ruptura, el Gobierno expresó su «malestar» por la decisión y su intención de hacer todo lo que estuviera en su mano para solucionarlo mientras que el Partido Popular atribuyó la decisión de Sonatrach a la «pésima» política exterior del Ejecutivo.

Las partes han llevado el conflicto a un procedimiento de arbitraje internacional, cuya primera vista se celebró el pasado 25 de noviembre, y cuya resolución podría prolongarse varios meses.

El Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía aplazó el jueves pasado la solución a la propuesta de regulación que prepara el Ministerio de Industria para fomentar el consumo de los biocarburantes. Previsiblemente en esta semana, el órgano que preside Maite Costa tendrá que emitir finalmente su dictamen, superando y completando el debate que quedo abierto a finales de la semana pasada. Lo que parece evidente es que la cuestión ha suscitado debate en el seno de este organismo y, que no se sabe bien, a ciencia cierta, cuál será la posición final de este organismo.

En este sentido, la clave de las regulaciones en materia de biocarburantes estriba en las distintas fórmulas utilizadas por parte de la Administración para promover su uso y las diferencias en cuanto al tratamiento del bioetanol y el biodiésel. El hecho de diferenciar su tratamiento en el cómputo de los porcentajes para el cumplimiento de la cobertura de niveles de consumo de biocombustibles se puede considerar el elemento diferencial de las políticas que siguen los distintos países de las Unión Europea.

En primer lugar, y como fórmula más extendida en la Unión Europea figura que el cómputo del consumo de los biocarburantes sea indiferenciado, es decir que dé igual si para cumplir el objetivo éste se realiza gracias al consumo de biodiesel o del bioetanol. Otra alternativa, empleada por Francia, y que ya ha anunciado que va a ser cambiada, es la de diferenciar y establecer niveles diferentes para el bioetanol y para el biodiésel. La tercera vía, empleada por Alemania y los Países Bajos, es la de fijar un nivel mínimo en cada uno de estos dos tipos de biocombustibles y permitir llegar al objetivo, una vez garantizados los mínimos, a través del consumo de bioetanol o biodiésel indistintamente. Esta línea es la que parece que la Comisión Europea parece apoyar como línea de futuro.

En todo caso, son variables de entorno para la fijación de estos objetivos, la conformación de la industria de refino de cada país, así como el nivel de ‘dieselización’ que tiene el parque automovilístico. Recordemos que la formula que ha enviado el Ministerio de Industria, a través de la Secretaría General de Energía, a la Comisión, sigue el criterio de diferenciar los niveles de bioetanol y de biodiesel, estableciendo fórmulas de penalización para los puntos de servicio que no logren estos objetivos, cuyos costes son dobles en el caso de no cumplir los objetivos de bioetanol.

Desde varias instancias, estiman poco justificables la diferenciación en el consumo de los biocombustibles a la hora del cumplimiento de los objetivos en nuestro país. En primer lugar, por el déficit de refino de diesel, frente a la gasolina, consecuencia del segundo elemento, la dieselización creciente de nuestro parque. Por otra parte, los recientes estudios publicados por la OCDE ponen en tela de juicio la eficiencia energética de determinados tipos de biocarburantes de primera generación en función de cómo ser realiza su producción, dado que la utilización de determinadas materias primas y el transporte de las mismas en sí, hacen muy costosa su producción y poco eficiente energéticamente en lo que se refiere a efectos de la reducción de emisiones de carbono. En el caso del bioetanol, estos informes solo salvan la producción en Brasil a partir de la caña de azúcar, dado que a partir de otros cultivos, su consumo, incluso de agua, los hace poco eficientes, e incluso pueden afectar a los precios de las materias primas y los alimentos.

Tendremos que esperar a las conclusiones de la Comisión Nacional de Energía para valorar la configuración final de la propuesta que sobre esta regulación hace la CNE.

Es limpia, renovable y, al parecer, un buen negocio: la energía solar se ha convertido en la inversión de moda en California, un estado que se está situando a la cabeza mundial en producción de energías alternativas.

Según un estudio publicado esta semana, las firmas de capital-riesgo de EEUU invirtieron 2.604 millones de dólares en energías limpias en los primeros nueve meses de 2007, todo un récord histórico y casi mil millones más que en todo el 2006.

Este estudio de la consultora estadounidense Thomson Financial y la Asociación Nacional de firmas de Capital-Riesgo (NVCA) añade que el grueso de estas inversiones -casi 665 millones de dólares- fue para productoras de energía solar y que California fue el estado que más inversiones acaparó en EEUU.

«Los inversores tienen grandes oportunidades para remodelar el mercado energético mundial porque los gobiernos, los consumidores y las empresas están demandando innovación en este campo», afirmó Mark Heesen, presidente de la NVCA, en un comunicado.

California, un estado tradicionalmente muy concienciado con el medio ambiente y pionero en políticas ecológicas, se ha convertido en un importante productor mundial de energía solar con numerosas plantas instaladas sobre todo en el sur de la región. En el desierto de Mojave, una de las regiones de EEUU con mejores condiciones para la producción de energía solar, se proyecta la construcción 34 nuevas plantas que, de recibir el visto bueno de las autoridades, producirían electricidad para 18 millones de hogares.

Mientras, decenas de empresas, principalmente en Silicon Valley, están investigando e invirtiendo en tecnología puntera para la producción de energías alternativas.

Este es el caso de Google, una compañía no relacionada con el sector energético pero ya conocida por su interés en campos poco o nada relacionados con las búsquedas en Internet. Google anunció la pasada semana que el próximo año invertirá «decenas de miles de dólares en proyectos de investigación y desarrollo relacionados con las energías renovables». El objetivo, según Google, es lograr que producir un gigavatio con energías renovables sea más barato que hacerlo con carbón, lo que según Vinod Khosla, co-fundador de Sun Microsystems y veterano inversor del sector tecnológico, «se alcanzará en cinco años».

Sin embargo, algunos expertos del sector como el propio Khosla, temen que California pueda perder su liderazgo en el área de energías limpias por las crecientes trabas administrativas y la falta de apoyo federal. En una reciente conferencia sobre energías alternativas celebrada en San Francisco, Khosla alertó de que algunas empresas de su cartera están sopesando trasladarse a otras regiones de EEUU donde sea posible abrir plantas más rápidamente.

Por su parte, la organización independiente Next 10, afirmó en su último estudio que California necesita más apoyo del gobierno federal para mantener su liderazgo y hacer frente a los retos del futuro.
«El gobierno de EEUU podría dar mucho más apoyo a la innovación verde», afirma el estudio, que asegura que California es un «líder mundial al abordar el calentamiento global».

La misma opinión comparte Nancy Hartsoch, responsable de Marketing del fabricante estadounidense de sistemas concentradores de energía fotovoltaica SolFocus. «El gobierno federal tiene que ser más activo en su apoyo a las energías renovables», dijo Hartsoch. «Se está invirtiendo, pero no al nivel necesario teniendo en cuenta la amenaza del calentamiento global».

SolFocus adquirió el pasado agosto al fabricante español de sistemas de seguimiento solar Inspira y está expandiendo sus actividades en Europa. «Europa aún es líder en la producción de energías renovables y España en particular es un líder en energía solar. Podemos adquirir mucha experiencia del mercado europeo», afirmó Hartsoch.

El proceso de modificación de la retribución de Red Eléctrica de España ha comenzado y, a falta de conocer más detalles del mismo, parece que tiene escandalizado a la mayor parte de los expertos, a las empresas. Y, la razón es que el diseño que ha enviado la Secretaria General de Energía a la CNE es calificado de ‘una pasada’ (la ‘tarifa goleada’) según las fuentes a las que ha tenido acceso Energía Diario y sobre todo, además, porque muchos estiman que las actividades de Red Eléctricas están ya, ‘retribuidas en exceso’. Prueba de ello, es el efecto en bolsa de su anuncio, con fuertes elevaciones en la acción del operador de transporte y monopolista único de transporte y operador de sistema.

A partir de este momento, en Energía Diario iremos analizando el contenido de esta propuesta y lo que va a suponer para los ingresos de Red Eléctrica, y al mismo tiempo, para el conjunto de la tarifa eléctrica, que pagan todos los consumidores la elevación de los ingresos y beneficios de la compañía que preside el ex Ministro, Luis Atienza.

Las crónicas oficiales ya se han apresurado a ofrecer como cifra mágica, la módica del 7,71 % de retribución de activos, a cuarenta años. Y estas mismas crónicas ya incorporan el victimismo del operador de sistema: todas las empresas acusan a Industria de trato de favor, “cuando en realidad se aplicará una fórmula muy semejante a la de Enagás”, aunque con un referente a la deuda pública mayor, obviamente. Todo ello, regado por la adjetivación ‘retribución semejante a la Europea’, ‘creciente enfrentamiento con las eléctricas’ para matizar las críticas, ‘modernización de la retribución’, que sería neutral. Estos días conoceremos los efectos finales de la retribución de REE.

Pero la mecánica, es mucho más intricada. Hasta el momento Red Eléctrica de España viene percibiendo sus ingresos por sus inversiones por lo que se denominan ‘costes reconocidos’. Método utilizado en el todo un clásico ‘Marco Legal Estable’. Es decir justificando costes ante el regulador. En este caso y según los expertos consultados, los activos de Red Eléctrica incorporados hasta uno de enero, sujetos hasta el momento a esta modalidad, mantendrían su forma de retribución hasta el momento, aunque aumentaría notablemente el valor sobre el que se calcula hasta en determinados activos, en un 30 por ciento. Lo que lleva aparejado directamente que aumente su retribución.

Para los nuevos activos, se aplicará lo que se denominan costes estándares, es decir la fijación de costes de referencia para cada tipo de activo, y a partir de los mismos se calcularía la retribución, en una clasificación muy prolija que alcanza hasta las reactancias. La retribución para determinados nuevos activos comparativamente crece hasta el 150 % en las inversiones y un 6,5 % en la operación.

Y, finalmente, la siguiente novedad, diseñada por financieros es que el sistema eléctrico se lo paga todo a Red Eléctrica en nueve meses. Es decir se lo anticipa el sistema eléctrico al transportista único En definitiva, una retribución a la medida de Red Eléctrica, en la que para cada activo y cada momento, se elige el mejor. Para eso, está negociada al más alto nivel desde la Secretaria General de Energía y el Presidente de Red Eléctrica. Incluso hay interpretaciones en las que destacan que el Secretario General de Energía, no ha mostrado su dureza habitual en esta ‘negociación’ en la que la defensa de los costes del sistema eléctrico, no ha sido su ‘prioridad’ como en otros conflictos sectoriales vividos o abiertos desde su nombramiento.

Difícilmente se podrá convencer a nadie de que el sistema es ‘neutro’ tras esta tranquilizadora campaña y tras esta reacción en la bolsa. Lo que quiere decir es que con los precios de la energía para el año que viene anticipando fuertes subidas (entre octubre y noviembre han crecido un 30 por ciento) y la tarifa en el IPC, está claro, vienen los recortes.

Tacita a tacita, vamos, ¡a por Enagás!. ¿Quién paga la fiesta? El consumidor o el déficit. ¿Quién lo sabe?