El precio del petróleo ha reinvertido y se ha alejado esta semana de la barrera de los 100 dólares, que llegó a rozar la semana anterior, entre otras razones, ante la creciente expectativa de que la OPEP decida el próximo día 5 aumentar su oferta.

También ha contribuido al abaratamiento del «oro negro» el que el dólar haya recuperado parte del terreno perdido frente al euro, así como los temores a una recesión en Estados Unidos y su consiguiente freno en el consumo energético.

El valor del crudo de Texas (WTI, la referencia en EEUU) para entrega en enero, cayó en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) hasta los 88,71 dólares, 2,30 dólares menos que el jueves.

Fue la primera vez desde el 25 de octubre que el barril del WTI cerró la sesión a menos de 90 dólares, pero destaca sobre todo lo abrupta de la caída: desde el máximo de 98,18 dólares del viernes anterior perdió sólo en una semana 9,47 dólares, un 9,6 por ciento.
Aunque existen factores que justifican el abaratamiento, lo cierto es que también persisten muchos de los elementos que habrían determinado la escalada de los precios en las semanas anteriores, como conflictos en torno a Irán, Irak y Nigeria, o los cuellos de botella en el refino y la llegada del invierno al norte del Planeta. Pero la enorme volatilidad evidencia, sobre todo, una gran actividad especulativa en los mercados de futuros.

También en el Intercontinental Exchange Futures (ICE) de Londres, el barril del crudo Brent, la referencia para Europa, se abarató considerablemente esta semana y cayó hasta los 88,26 dólares, desde los 95,76 dólares con los que cerró la semana precedente.

La cotización del crudo que usa la OPEP como referencia, una mezcla de doce calidades de petróleo, descendió hasta los 87,78 dólares/barril el jueves, alejándose del récord de 91,91 dólares que batió una semana antes.

Las noticias sobre un descenso de los inventarios de crudo en EEUU, inferior a lo que se esperaba, y el aumento en el ritmo de actividad de las refinerías estadounidenses contribuyeron en los últimos días a fortalecer la tendencia bajista. Asimismo, datos que reflejan un freno en la demanda de gasolina en Estados Unidos, de lejos el mercado de mayor consumo mundial de crudo, y otros indicios que despiertan el temor de que la crisis hipotecaria en ese país lleve a una recesión, favorecieron la retirada de especuladores que se habían refugiado en el «oro negro». El movimiento coincidió con una ligera revalorización del dólar frente al euro y otras divisas.

Además, se ha despertado la esperanza de que la OPEP decida aumentar sus suministros en la reunión del próximo día 5 en Abu Dhabi, a pesar de que persisten serias dudas de que los trece países miembros alcancen un consenso al respecto. Desde París, el director de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Nobuo Tanaka, reiteró el jueves, por enésima vez, su llamamiento a la OPEP para que aumente la producción. «Es necesaria una producción adicional» de la OPEP, dijo Tanaka ante la prensa, aunque no precisó en qué cantidad debe ser el incremento de los suministros.

Algunas declaraciones de los ministros del sector de países de la OPEP, entre ellos Arabia Saudí, Indonesia e Irán han dejado la puerta abierta a un eventual aumento del bombeo, mientras que otros se mantienen contrarios a tal medida. En lo que todos parecen coincidir ahora es en que el mercado está bien abastecido.

El titular saudí de Petróleo, Ali I. Naimi, dijo en Doha que el movimiento de los precios en las últimas semanas «no tiene nada que ver con los fundamentos del mercado», pero no manifestó una oposición abierta a aumentar los suministros. «Eso habrá que verlo», dijo a la prensa.

Su homólogo ecuatoriano, Galo Chiriboga, había manifestado unos días antes, en Pekín, que «los elevados precios del petróleo no se deben al mercado, sino a la mayor incertidumbre en ciertos asuntos internacionales que generan una gran presión». «No creo que en Abu Dhabi vaya a proponerse aumentar o bajar la producción. Creo que se dejará que siga operando el mercado», dijo el ministro de Ecuador, un país que acaba de reingresar en la OPEP.

El ministerio de Petróleo de Venezuela atribuyó la caída de los precios esta semana «a la preocupación por una posible desaceleración del crecimiento económico de Estados Unidos y las ventas especulativas en los mercados a futuro de petróleo».

El precio del petróleo ha continuado su imparable escalada de récords y quedó a un mínimo paso de superar la barrera psicológica de los 100 dólares, impulsado, entre otros, por una febril especulación en torno a la fuerte depreciación del dólar.

A la cabeza de la tendencia alcista del «oro negro» se situó el barril (de 159 litros) del Petróleo Intermedio de Texas (WTI), que concluyó la sesión en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) a 98,18 dólares, un nuevo precio récord de cierre. El encarecimiento es del 3,2 por ciento, o 3,08 dólares, respecto al cierre del viernes anterior (95,10 dólares/barril).

No obstante, aunque la jornada concluyó al alza, el barril del crudo de Texas, de referencia en Estados Unidos, no volvió a superar la cota inédita de 99,29 dólares a la que llegó a venderse puntualmente el miércoles.

En el mercado de futuros de Londres -el Intercontinental Exchange Futures (ICE)- el barril de Brent para entrega en enero, de referencia en Europa, acabó en 95,76 dólares, 1,26 dólares más que el jueves y más de 4 dólares por encima del cierre de la semana anterior (91,62 dólares).

La cotización del barril que usa la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) como referencia, una mezcla de doce calidades de crudo, subió de 87,01 a 91,41 dólares en una semana (de jueves a jueves), con lo que se encareció más de 40 dólares desde principios de año, cuando llegó a cotizar a menos de 50 dólares.

El «oro negro» inició la semana al alza ya el lunes, después de que el cártel concluyera su III Cumbre el domingo en Riad con un mensaje claramente alcista y sin indicios de que vaya a aumentar sus suministros al mercado para frenar la subida de los precios.

Ante las peticiones de Estados Unidos y la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para que la organización pacte un incremento de su oferta conjunta durante el invierno boreal, los ministros del grupo de doce países dijeron que estudiarán esa posibilidad el próximo 5 de diciembre, en Abu Dhabi. Mientras, en su discurso de apertura de la cumbre, el presidente de Venezuela, Hugo Chávez, calificó de «justas» las cotizaciones actuales y advirtió de que incluso pueden dispararse hasta los 200 dólares si Estados Unidos invade Irán.

El contencioso que enfrenta a EEUU y otras potencias occidentales con el régimen de Teherán por su controvertido programa nuclear es uno de los conflictos que ha contribuido en los últimos años a la escalada, ante el temor de que acabe por afectar los suministros de ese país, segundo productor mundial de crudo y cuarto de la OPEP.

Esta semana, EEUU y la Unión Europea volvieron a instar a Irán a cumplir las exigencias del Consejo de Seguridad, especialmente la suspensión del enriquecimiento de uranio, con el fin de dar garantías de que no intenta fabricar la bomba atómica, pero Teherán mantiene su postura de defender su derecho a la citada actividad, pues asegura que sólo persigue fines pacíficos.

Por otro lado, la subida del precio del petróleo está evidentemente ligada a la especulación en torno a la depreciación del dólar frente al euro y al yen, que continuó esta semana hasta nuevos mínimos y preocupa especialmente a los exportadores de crudo, ya que esa materia prima cotiza en la moneda estadounidense. En su cambio frente al billete verde, el euro batió ayer un nuevo récord y superó por primera vez la marca de 1,49 dólares.

Irán, que se niega a utilizar la divisa estadounidense en sus operaciones de comercio exterior, pidió a la OPEP estudiar el efecto del debilitamiento del dólar en las economías de los países miembros y Venezuela propuso crear una canasta de divisas para cotizar el crudo, pero esas ideas no prosperaron en la cumbre debido principalmente al rechazo de Arabia Saudí, el mayor exportador mundial de petróleo.

Pese a ello, la debilidad del billete verde marcó el encuentro de la OPEP, donde Chávez vaticinó que el dólar seguirá cayendo y su homólogo ecuatoriano, Rafael Correa, abogó por «transar» el crudo «en una moneda dura».

Un enorme yacimiento de hidrocarburos en Brasil podría abrir una nueva era para este décimo mayor consumidor de energía del mundo, pese a que aún es temprano para contar los pollos antes de nacer.

La estatal petrolera Petrobras confirmó un reservorio con entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo y gas natural, en un nuevo horizonte geológico en el fondo del Atlántico. La euforia de estos anuncios agita la bolsa de valores de Sao Paulo, donde las acciones de la petrolera acumulaban un avance del 25 por ciento en dos días y concentraban la mitad del dinero negociado.

En el mercado de Nueva York Petrobras fue la octava empresa más negociada, con 2.852 millones de dólares, según cálculos de la consultora Economática. En Brasil y Nueva York Petrobras movió 5.847 millones de dólares, el mayor volumen de su historia bursátil. Estos números ilustran el furor tras un anuncio que fue de inmediato capitalizado políticamente por los principales ministros del presidente Luiz Inácio Lula da Silva.

Además de esas reservas, que por sí solas elevará en un 50 por ciento las existencias probadas de todo Brasil, la empresa también dijo que existen en ese horizonte -de 800 kilómetros de longitud por 200 de ancho- reservas probables como para elevar este país al selecto club de los 10 grandes productores y exportadores mundiales.

El yacimiento Tupi, fue encontrado en el bloque BM-S-11 – con unos 100 kilómetros cuadrados- que es operado por Petrobras (65 por ciento) junto con la portuguesa Galp Energía (10 por ciento) y la británica BG Group (25 por ciento). Este consorcio se lo adjudicó en 2000, durante una subasta organizada por la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) al pagar un bono de 15 millones de reales (unos 8,6 millones de dólares).

El gobierno, por orden de Lula, retiró 41 bloques ubicados en el nuevo horizonte geológico de una nueva subasta programada para finales de noviembre, invocando la necesidad de resguardar el interés nacional. La decisión fue interpretada por analistas petroleros y empresarios como un monopolio de Petrobras sobre este área que se supone que será una de las más ricas fronteras petroleras mundiales de los próximos años. Esto ayuda a explicar el furor con los papeles de Petrobras, en típicos movimientos especulativos basados en eventos futuros.

Hace tiempo datos de Petrobras vislumbraban estas reservas probables y habían servido para elevar las ahora frustradas expectativas sobre la nueva subasta de la ANP.

El optimismo no se ha amilanado pese a las advertencias de que habrán de pasar entre cinco y seis años para declarar la comerciabilidad del primer yacimiento probado, ubicado hasta a 7.000 metros desde la superficie del Atlántico.

Brasil es un gigante sediento de energía con uno de los mayores planes de expansión en la industria petrolera mundial y Petrobras sola invertirá 112.000 millones de dólares en los próximos cuatro años, sin contar el nuevo escenario. A medio plazo el país pretende duplicar su actual producción de 2,0 millones de barriles por día (bpd) de crudo y gas.

El petróleo de Tupí es liviano, de alto valor comercial, pero está en un horizonte donde nunca antes nadie ha llegado, más allá de una cama de sal de unos 2 kilómetros de espesor que lo separa de las cuencas tradicionales del país.

El director de Exploración y Producción de Petrobras, Guilherme Estrella, afirmó que «no hay barreras tecnológicas objetivas» para la empresa en Tupi pero solamente entre 2010 y 2011 el verdadero potencial del yacimiento será probado con una estructura que deberá producir unos 100.000 barriles por día y costaría unos 4.500 millones de dólares.

«Desde el punto de vista político han hecho un carnaval, pero todavía es muy temprano para eso», dijo el geólogo Giuseppe Baccocoli, consultor petrolero de la Universidad Federal de Río de Janeiro.

Refutó los extremos de comparar a Brasil con potencias petroleras como Venezuela y los países árabes. «Pero sin duda el descubrimiento tendrá reflejos mundiales. Hasta ahora sólo hay petróleo abundante, con excepción del Mar del Norte y Canadá, en lugares poco amigables», para los grandes consumidores occidentales, destacó Baccocoli.

Baccocoli calcula que el costo total de producción por barril sumando los costos exploratorios y financieros en Tupi no deben salir por menos de 30 dólares el barril en la primera fase. «El petróleo tendría que caer por debajo de 40 dólares para hacer inviable este esfuerzo», señaló.

Todos los análisis indican que en el mediano y largo plazo el precio del crudo se mantendrá alto, en nuevos niveles de referencia.

El proceso de titulización del déficit tarifario parece que está durando más de lo que estaba previsto inicialmente. Con la de mañana, serán cuatro reuniones las que responsables de la CNE tendrán con los agentes implicados. No se sabe, si por error, este fin de semana se difundía que la reunión de mañana iba a ser en realidad la subasta definitiva. El hecho es que la de mañana no será la subasta definitiva, que tendrá lugar alrededor del día 27 de noviembre, es decir al final de mes. Hacemos un repaso de todas las claves de este proceso.

1.500 millones de euros de déficit tarifario ex ante. Lo que en estos momentos se está subastando es el déficit tarifario ex ante del ejercicio 2007, y más concreto, el devengado en los dos primeros trimestres del año (750 millones en cada trimestre). En total, si se cubriera totalmente se alcanzarían los 1.500 millones de euros. Un proceso que parece que cuando se deba repetir para acometer el déficit de la segunda parte del año, puede tener unas cifras más abultadas, dada la situación metereológica del otoño y los elevados precios del petróleo. En referencia al déficit de 2006, todavía no se tiene noticia ni de su importe, ni de su cantidad final, por lo que no tiene que ver su titulización con esta primera subasta que organiza la CNE.

Tipos de interés y crisis de liquidez. El escenario de tipos de interés creciente y la situación de crisis de liquidez en los mercados internacionales derivado de la crisis de las ‘subprime’, parece que puede afectar al proceso de subastas, en términos de que se pueda producir una elevación del coste de esta financiación (entiéndase elevación de los tipos de interés, es decir del coste de esta financiación).

Apoyo por parte del Estado. En un escenario de elevación de tipos de interés parece que esta operación precisa de un apoyo más o menos del Estado, máxime cuando se trata de una fórmula para solventar la decisión política de no elevar las tarifas. En este sentido, se ha venido trabajando en dos líneas: la Dirección General de Seguros y el Banco de España por cuestiones diferentes. En primer lugar, la Dirección General de Seguros, a fin de que estos activos sean recomendables a efectos de las coberturas de las reservas técnicas de las empresas aseguradoras. En segundo lugar, el Banco de España a fin de que las posiciones deudoras derivadas de estas operaciones no computen como capital regulatorio a efectos de coeficientes según las normativas de Basilea II. Al parecer, según fuentes financieras, ninguna de estas dos actuaciones parece que tenga visos de fructificar.

El hecho es que esta situación unida a la crisis de liquidez, puede elevar las primas de riesgo de esta financiación y subir los costes de esta financiación. El temor llega hasta el hecho de insinuar a los responsables de la subasta la posibilidad de que finalmente no se cubran los 1.500 millones de euros previstos lo que, en el fondo, alteraría las condiciones iniciales de la propia subasta (una posibilidad que se recoge en el artículo 8 de la Orden Ministerial del 6 de julio).

La Orden del 6 de Julio y su corrección de errores. El Ministerio de Industria publicó una corrección de errores a finales de octubre, referida a la orden del 6 de julio, por la que amplía el plazo de cuatro a cinco meses para realizar la primera subasta (además de corregir dos errores en el articulado). Más de tres meses parece mucho tiempo para identificar ese tipo de ‘errores’, a los que parece que nos está acostumbrando a la Administración energética y que tanto desquician a los servicios jurídicos.

Papel de la CNE. La Comisión Nacional de Energía ha sido la responsable de organizar el procedimiento de subasta, con una supervisión lejana en la sombra por parte del Ministerio de Industria. De hecho, en la primera reunión estuvo presente Pablo Gasós. Los asistentes recogieron con cierto asombro el mensaje de una tutela en la sombra: si las cosas no salen como Industria espera, se transparentaba que podría intervenir en el proceso. De las dos reuniones que tenían las empresas y grupos financieros parece que ha sido preciso ampliar y realizar dos reuniones más informativas para aclarar ‘flecos pendientes’, formas en que se van a realizar los pagos, garantías, volumen a subastar, referencias, inclusive el coste a las distribuidoras por la demora en el ingreso de los plazos que incurre en un diferencial sobre el tipo de interés oficial del dinero, etc… Si incluimos la declaración que realizó públicamente un responsable de la CNE “con cierta simpatía”, en el sentido de que no se cobrarían los cafés a los asistentes a la reunión, parece que la cosa, no empezó con ninguna gracia.

En privado, se reconocen todavía muchas dudas a este proceso. La cuestión sigue abierta.

Estos días pasados tuvimos noticia del interés de Red Eléctrica de España por adquirir más activos de transporte en Brasil. Hasta el momento Red Eléctrica de España, ha mantenido lo que denomina su desarrollo internacional, centrado en América Latina, Europa del Este y países del arco mediterráneo, invirtiendo en la adquisición de activos de transporte en estos ámbitos geográficos. Ese es el caso de Bolivia, Perú y ahora sería el caso de Brasil. Red Eléctrica, en la actualidad está inmersa en un caudal de noticias, fruto de su responsabilidad en el apagón de Barcelona, la ‘intentona’ de recuperar el proceso de integración de REE y Enagás, el crecimiento de sus resultados en un 19,5 %, las operaciones internacionales o el enfrentamiento frontal y abierto que mantiene con todo el sector.

En primer lugar, es preciso considerar la naturaleza de Red Eléctrica como empresa y sus peculiaridades. Es una empresa que fue pública, si bien ahora está privatizada, aunque la SEPI todavía tiene un 20 % de la titularidad de REE (esto permite que las condiciones salariales y blindajes de sus cúpula directiva sean de empresa privada, y que el nombramiento de presidente sea un acto diseñado desde los poderes públicos y que muchos de ellos tengan carné o participen en la elaboración del programa del gobierno). Por otra parte, Red Eléctrica de España en la actualidad es el operador de transporte y operador de sistema eléctrico español (dos actividades no separadas actualmente), una unión que razonablemente debe desligarse. En ese sentido, además actúa como transportista monopolista y único, en la medida de que, además, la configuración de las redes que ha introducido la reforma de la Ley del Sector Eléctrico, ha consagrado esta figura ‘de facto’. Tiene por tanto, un papel en la ordenación del sector eléctrico muy importante, que además se ve acrecentado por las nuevas atribuciones que entrega el Ministerio de Industria a la empresa que dirige el ex Ministro Luis Atienza en las nuevas regulaciones de la garantía de potencia (pagos de capacidad), definición de los criterios de acceso a la red, etc… De hecho, se reconoce la capacidad de influencia de esta compañía en la regulación energética que está realizando la Secretaria General de Energía, desde que el ramo está dirigido por Clos e Ignasi Nieto.

Función 14 ampliada

El gobierno, por su parte, modificó con motivo del anuncio de la OPA de E.ON sobre Endesa, el contenido de la denominada función 14 de forma preventiva para que la CNE fuese un elemento adicional de revisión a las operaciones mercantiles sobre empresas españolas por parte de compañías foráneas. Se extendió el alcance de esta función para que más operaciones estuviesen supeditadas a esta revisión. La función 14 es un mecanismo de revisión por parte de la Comisión Nacional de Energía, que consiste en la emisión de un informe (vinculante) por parte de este órgano regulador, que valora si una operación concreta determinada afecta a la seguridad de suministro de nuestro país. Esta función se aplica a cuando una empresa adquiere otra, se modifica la propiedad o la participación de las empresas, o en situaciones análogas. Es previa a los dictámenes consultivos que este organismo emite en materia de competencia y que remite a la Comisión Nacional de Competencia.

La función 14 habilita al regulador energético, la CNE, a autorizar o denegar operaciones si éstas afectan o perjudican a las actividades reguladas –es decir, el transporte y distribución de gas y electricidad- y alterar, en su caso, el funcionamiento del sector eléctrico. Esta función da a la CNE dos opciones: prohibir la operación (otorga a la CNE poder para vetarla) o bien ponerle condiciones. La puesta en marcha de la función 14, ante cualquier operación societaria, es un trámite obligatorio y previo.

Déficit de inversiones

De forma añadida, existe un consenso por parte de los expertos de que existe un déficit de inversión en infraestructuras de transporte eléctrico en España. Señalan que no han crecido estas inversiones al compás de cómo ha aumentado la demanda eléctrica por parte de los usuarios y la inversión en generación eléctrica por parte de las empresas eléctricas de acuerdo con los mecanismos de mercado. De hecho, desde la situación de las redes de transporte en Catalunya, a la existente en varias zonas del país dónde la red es insuficiente para evacuar la energía generada, a la que no llega la red de transporte o no se ha modernizado suficientemente. ¿Se imaginan ustedes que el ADIF, responsable de las infraestructuras ferroviarias, con el follón existente hoy en Catalunya, se fuese a invertir fuera de España?

Por eso, es razonable y necesario, que las operaciones de adquisición de activos o compañías en otros países que se realice por parte de Red Eléctrica de España (y si lo hiciera Enagás, también, lógicamente), transportista monopolista único, gracias al crecimiento de sus ingresos de las actividades reguladas en España, en una situación de insuficiencia de inversiones y de redes a nivel interno, pasen por el ‘fidelato’ de los órganos reguladores españoles, con una “función 14” específica o mecanismo análogo para cuando realizan estas operaciones. Que garanticen el cumplimiento de la planificación energética y que ésta recoja las necesidades de crecimiento de redes que se acompasan a las necesidades de la generación y del consumo dentro del país. Por salvaguardar la seguridad de suministro y el interés nacional. De verdad.