Semana de altibajos en el mercado del petróleo, con final ascendente

El ambiente al final de semana fue más positivo que en las tres primeras sesiones, con la ayuda del optimismo norteamericano después de algunos resultados empresariales y de desempleo más favorables de lo esperado.

Es que el precio del crudo parece seguir cada vez más la estela de la bolsa de Wall Street, a medida que los movimientos allí alientan o merman las expectativas de una mejoría económica y por consiguiente de una mayor o menor demanda energética.

Los operadores se vieron alentados por el dato de las nuevas solicitudes de subsidio de desempleo en EEUU, que se situaron la semana pasada en 521.000, unas 33.000 menos que la semana anterior y la cifra más baja desde enero de este año.

La cifra resultó mejor de lo que habían esperado los analistas, lo que impulsó la confianza en la recuperación del mercado laboral del primer consumidor energético del mundo.

También contribuyó al encarecimiento del crudo la debilidad del dólar, impulsada por una información aparecida en la prensa británica que asegura que los países del Golfo Pérsico estudian la posibilidad de sustituir el «billete verde» como divisa para el negocio petrolero.

Esa circunstancia se debe a que un «billete verde» débil hace que se abaraten materias primas como el petróleo o el oro -que se comercian en la moneda estadounidense- para inversores que manejan divisas más fuertes, lo que acaba por estimular la demanda de crudo.

Las oscilaciones en el valor de crudo se producen incluso al margen de otros aspectos relacionados con fundamentos del mercado o con el volumen de reservas almacenadas en Estados Unidos.

Según los más recientes datos del Departamento de Energía de Estados Unidos, difundidos el miércoles, las reservas de crudo superan en un 10,9 por ciento a las que había el pasado año a comienzos de octubre.

Así, el barril de crudo de Texas (WTI), referente para Estados Unidos, cerró la semana a 71,77 dólares, un 4,9 por ciento más que el viernes anterior.

Mientras, el barril de crudo Brent, del Mar del Norte, referencia para el mercado europeo, subió hasta los 70,00 dólares, un 2,7 por ciento más que la semana anterior.

Finalmente, la cesta de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), compuesta por doce tipos de crudos diferentes, se vendía el jueves de esta semana a 67,83 dólares por barril, prácticamente el mismo valor que al cierre de la semana pasada.

Las subidas de precio registradas al final de la semana coincidieron con la nueva revisión alcista de las previsiones de consumo de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en París.

En su informe mensual, la AIE aumentó el viernes por quinto mes consecutivo sus expectativas de consumo para el 2009, esta vez en 200.000 barriles diarios, hasta un total de 84,6 millones de barriles diarios.

Pese a todo, el volumen de consumo de crudo este año será un 1,9 por ciento inferior al del año 2008.

Para el año que viene, los expertos de la agencia internacional prevén una subida del consumo en 350.000 barriles diarios, hasta 86,1 millones.

Estas previsiones fueron recibidas con moderado optimismo por los operadores del mercado petrolero, que esperan que se afiance la mejora de la economía mundial y se produzca el consiguiente aumento de la demanda energética, por lo que los contratos de crudo se mantienen por encima de la cota de los 70 dólares el barril.

Más carbón: más carbono, más emisiones

Como venimos adelantando, la propuesta de apoyo al carbón nacional supone aumentar de forma muy notable la producción de electricidad por carbón en los próximos tres años. Algo que ya se está valorando como un retroceso grave en la configuración del mix de generación de electricidad español y en su modernización hacia mayores niveles de eficiencia y sostenibilidad medioambiental.

De hecho, si la tendencia internacional busca mejorar la eficiencia energética y medioambiental, está actuación iría radicalmente contra los postulados de los organismos internacionales y de las principales economías del mundo que se lo han tomado con mayor seriedad, haciendo coherente sus políticas energéticas con estos objetivos.

Más carbón: mucho más de lo que parece

Según las informaciones a las que ha tenido acceso Energía Diario, las previsiones que se derivan de la propuesta conocida, sitúan una producción estimada de 26 TWh en 2010, 26 TWh en 2011 y 14 TWh en 2012. Teniendo en cuenta que la producción de carbón nacional en el año 2009 se situará entre 6-7 TWh el objetivo supone más que triplicar la producción de este año.

Pero es más, dada la baja calidad del carbón nacional para la generación de electricidad, es necesario a su vez mezclarlo con carbón importado en un 30 %. La consecuencia es que la producción necesaria de energía eléctrica a partir de quemar carbón se elevaría más todavía, hasta un volumen de 34 TWh en 2010, 34 TWh en 2011 y 18 TWh en 2012. En total, la friolera de 86 TWh en tres años.

Por otra parte, hay que tener en cuenta la menor eficiencia energética de las centrales térmicas de carbón frente a los ciclos combinados, tecnología que sería ‘la expulsada del mercado’ por la regulación obligatoria. Mientras las centrales térmicas se sitúan en un rango de eficiencia del 30-35 %, las de ciclo combinado se sitúan en un 55-60%. Es decir, hay que introducir más energía primaria para conseguir un kilowatio en el carbón que en el gas. La denominada intensidad energética aumentaría (la cantidad de energía primaria por kw producido). Algo que pese a lo que pueda parecer es malo, es símbolo de ineficiencia y derroche.

Más emisiones: 43,5 millones en tres años, que cuestan 565 millones de euros.

En términos de emisiones de carbono, es decir de gases efecto invernadero, también hay grandes diferencias entre el carbón y el gas. De hecho, una central térmica emite el triple de dióxido de carbono por MW/h producido que una central de gas. Con lo cual, ya se puede avanzar que la medida elevará las emisiones de carbono en España sin remedio, hasta cifras sin precedentes.

Los resultados de los tres elementos: evolución de la producción, menor eficiencia en la generación y diferencia contaminante son claros. Las estimaciones que se derivan de este aumento de producción suponen el aumento de las emisiones de efecto invernadero (carbono) en un 20 % en el sector de generación eléctrica (algo especialmente relevante en la medida que la electricidad supone del orden del 50 % de las emisiones de carbono de la economía española). En total, cambiar 26 TWh anuales de producción para que se produzcan obligatoriamente por carbón nacional, supone 18 millones de Toneladas de CO2 más. Así, el conjunto de la propuesta supondría 43,5 millones de Toneladas más en tres años. Si además calculamos el coste de los derechos de emisión asociados (de hecho, un coste permanente en la generación eléctrica), la cifra en términos económicos supondría un coste adicional a la economía española y para el consumidor de 565 millones de euros (calculados al precio actual de mercado, sin las previsiones de elevación del mismo ya existentes) derivado del aumento de la contaminación adicional derivada del nuevo modelo de protección adicional el mercado español al carbón nacional.

Fuentes consultadas por este medio califican en este sentido y en este contexto de “barbaridad” y de “incoherencia” esta medida, en primer lugar con el discurso político que mantiene España a nivel internacional y nacional, con la tendencia general de las economías occidentales (incluidos la reconversión de los Estados Unidos tras la llegada de Obama) y contra la lógica económica.

Por otra parte, hay que recordar que España sigue manteniendo un resultado muy deficiente de sus compromisos internacionales en materia de reducción de emisiones de carbono. Incluso con la crisis económica galopante, afectando al empleo de forma intensa, la reducción es menor de la que sería proporcional a esta caída. Además, podría resultar enormemente paradójico que con una situación de crisis económica y de la actividad aumentasen las emisiones de carbono en nuestro país, fruto de esta medida (además de los costes que ello supone).

Por ello, si unimos el efecto del Plan contra las energías renovables y el aumento de las emisiones, claramente la medida es doble anti política medioambiental. Si existiera, claro, aunque sea un ejercicio retórico presidencial en todo sitio y en todo lugar.

Las renovables perderán 450 millones de euros de seguir adelante la propuesta del gobierno para aumentar la protección al carbón nacional

Como anticipábamos ayer desde Energía Diario, la propuesta del Gobierno de crear de un mercado eléctrico dual, con precios fijos para la generación obligatoria con carbón nacional y, por otra parte, constituir un mercado reducido para el resto de tecnologías, producirá unas consecuencias de muy amplío calado en el sector energético, fundamentalmente derivadas de la distorsiones en el funcionamiento del mercado eléctrico. Por tanto, su formulación no es inocua y tiene consecuencias adicionales e imprevistas a la hipótesis simplificada de que recaigan en el sector eléctrico las ayudas adicionales, vía la alteración del funcionamiento del mercado de generación.

En este sentido, hay que tener en cuenta que las consecuencias de la medida se propagarán a todas las centrales de generación distintas a las de carbón nacional, pero el efecto será fundamentalmente más intenso para las centrales de gas (ciclo combinado) y para las energías renovables. Por otra parte, además, como las cantidades que prevé el plan suponen aumentar la producción de electricidad por carbón nacional de los últimos años, esto provoca que sus efectos se multipliquen exponencialmente.

¿Cuáles son las principales distorsiones a nivel general en el mercado eléctrico? La primera es que se modifica la composición de la energía que se coloca y que se entrega diariamente en el ‘pool’. En este sentido, la producción forzada con precio garantizado fuera de mercado con carbón nacional expulsará la generación de las centrales de ciclo combinado, toda vez que la producción con renovables se integra en el sistema directamente.

La segunda es una caída directa de los precios de la energía que queda en el mercado eléctrico (no así de la que se vende a precio garantizado por producirse con carbón nacional). Así, en horas punta, se estima que eso puede reducir el precio en lo que quede en el mercado entre 5 y 6 € el MWh. En horas valle, esta reducción puede suponer 20 € / MWh. El impacto conjunto previsto supondría una reducción media del precio de la electricidad de entre 10 y 12 euros MW/h. Hay que tener en cuenta que actualmente el mercado ya ha castigado mucho a estas tecnologías, de forma que cuentan con poca capacidad de recuperar los costes fijos y variables, dados los precios actuales del mercado, muy deprimidos por la caída de la demanda.

Y, ahí viene la segunda consecuencia, esta vez dirigida a la línea de flotación de las energías renovables. Así, hay que partir del hecho de que el modelo de retribución de las energías renovables se compone de dos partes: una, el precio del mercado de generación más una prima. Por tanto, la reducción del precio del mercado eléctrico reducido se propagará a la energía del régimen especial por lo que también perderá ingresos.

Así, teniendo en cuenta una producción de 40.000 GWh anuales, este impacto se cifra en 450 millones de euros que perderán estas tecnologías. Por ejemplo, para el sector eólico, esto supondría alrededor del un 15 % de reducción de su retribución actual, ya de por sí minorada también por la caída de la demanda y la crisis económica.

El problema estriba en que las primas estaban calculadas con una previsión de precios de mercado para proporcionar una rentabilidad esperada y por tanto las inversiones realizadas en su momento, así estaban calculadas. Por tanto, es una medida que de facto genera una fuerte contradicción con la línea política de impulso a las energías renovables, además de una fuerte inseguridad jurídica, regulatoria y económica, sin hablar de fuertes pérdidas empresariales. Por otra parte, los remedios pueden ser peores que la enfermedad: aumentar las primas para mantener la rentabilidad, lo que significaría un conjunto de consecuencias regulatorias y económicas incalculables. Y, si no, las consecuencias en términos empresariales y de inversión también pueden ser especialmente perjudiciales.

En todo caso, no hay que desdeñar la alternativa de proporcionar las ayudas de forma directa a la minería nacional, sin tener que alterar el mercado eléctrico y sus tecnologías. Sobre todo porque la petición de 300 millones que realizaba el sector de incremento del Plan del Carbón es mucho menor que todas las consecuencias directas e indirectas que conlleva para todos.

(Mañana trataremos las consecuencias en términos medioambientales y de emisiones de gases efecto invernadero de la propuesta.)

El consumo de gas aumentará, pero en creciente competencia con las renovables

Al inaugurar en Buenos Aires la Conferencia Mundial del Gas, el presidente del grupo español Repsol, Antonio Brufau, vaticinó que la demanda global de gas crecerá un 22 por ciento en los próximos 25 años.

Brufau predijo que la demanda de gas será impulsada por el crecimiento de los países emergentes, un pronóstico con el que coincidió el vicepresidente del directorio de Gazprom, Alexey Miller.

«Para 2020 la población mundial va a llegar a 8.500 millones de habitantes, con un aumento del consumo de gas per capita aportado principalmente por China, India, Brasil e Indonesia», afirmó el ejecutivo del gigante energético ruso.

Estos pronósticos de una creciente demanda coexisten con otros que vaticinan que el gas natural en los próximos años deberá afrontar el desafío de las crecientes fuentes de energía renovable.

Las llamadas «energías limpias» están llamadas a ocupar una porción cada vez mayor dentro de la matriz energética gracias a los compromisos asumidos por los países para reducir la emisión de gases de efecto invernadero como estrategia para combatir el cambio climático.

Europa, por ejemplo, ha comprometido un recorte del 20 por ciento en sus emisiones para 2020, una meta ambiciosa que supondrá que para entonces ese continente deberá haber incrementado el peso de las energías renovables dentro de su matriz energética desde el actual 7 por ciento hasta un 20 por ciento.

Este avance de las energías renovables podría suponer a priori un retroceso para el gas natural, segunda fuente de energía más utilizada en Europa.

Sin embargo, expertos y empresas coinciden en que los compromisos ambientales adoptados por los Gobiernos podrían volverse una «oportunidad» para el gas en, por ejemplo, la sustitución del carbón para producir electricidad con menor coste económico y ambiental.

Según Bernhard Reutersberg, director general de la empresa alemana E.ON Ruhrga, el gas es una energía «limpia, amistosa con el ambiente, confiable y segura» que, junto con el petróleo y la energía nuclear «seguirán aportando por mucho tiempo al mundo porque el desarrollo de energías renovables es lento».

«Habrá un crecimiento en el uso del gas a medida que los países actualicen sus agendas respecto al cambio climático», dijo en una rueda de prensa Coby van der Linde, catedrática y directora del Clingendael International Energy Programme.

Con un discurso menos ambientalista, el directivo de Gazprom, la mayor empresa productora de gas del mundo, fue enfático al afirmar que el desarrollo de la economía sólo es posible gracias a los hidrocarburos, una fuente a su criterio insustituible de momento, mientras aseguró que el gas es la energía «más barata y la única que puede garantizar el suministro en momentos de demanda pico».

Gazprom es el mayor abastecedor de gas a Europa, cuyo consumo cayó si significativamente por efecto de la crisis global y «podría llegar a compensarse en tres años», según vaticinó Reutersberg.

Esta abrupta caída en el consumo está afectando a los precios del gas natural, que en algunos casos llegan a entre 3,50 y 4 dólares el millón de BTU (unidad térmica británica) en «boca de pozo», lo que vuelve inviables algunos proyectos de exploración y producción, según explicó Tim Eggar, presidente de la compañía rusa Nitol Solar.

Eggar indicó que actualmente hay «exceso de oferta de gas, por lo que habrá mayor competencia entre los proveedores».

Para el futuro, en la conferencia que concluirá el próximo viernes en Buenos Aires se multiplican las voces que ven «cambios significativos» en el mercado del gas gracias al desarrollo de los gases no convencionales, como el metano y otros derivados de minerales que, por ejemplo, ya empezaron a extraerse en yacimientos de carbón de Canadá y Australia.

Otro elemento que dinamizará el sector será la creciente demanda de gas natural licuado (GNL), que según algunos pronósticos representará para 2020 el 25 por ciento del mercado del gas.

A juicio del presidente de Qatargas, Faisal Al-Suwaidi, hay perspectivas favorables para una mayor producción de GNL, aunque reconoció que el desarrollo de ese sector es «lento».

Otro informe «desaparecido en combate» (parcialmente) en la CNE

El pasado 30 de septiembre nos despertábamos con la noticia publicada en el diario económico Cinco Días de que se había producido un aumento de la retribución por los denominados Sistemas Extrapeninsulares (el suministro que se efectúa a Canarias y Baleares) simultáneamente. La noticia venía más o menos a decir que se había elevado “sin explicación aparente” el coste de este suministro.

Todo ello sucede en un momento en que el Real Decreto Ley 6/2009 trata de separar de la tarifa progresivamente los costes diferenciales por el suministro a las islas. Hay que tener en cuenta que los precios eléctricos en todo el territorio español son (y han sido) homogéneos en todo el país. Sin embargo, el suministro en las islas tiene una serie de requerimientos de seguridad y calidad autónomos que lo hace más caro (máxime cuando éste se realiza, fundamentalmente, a partir de centrales de fuel, cuyo precio está vinculado directamente al petróleo). Esa diferencia es la que en tres años pasará directamente a los Presupuestos Generales del Estado.

El ejemplo es muy parecido al del transporte. Si uno es ciudadano canario, y lo acredita a la hora de viajar a la Península, las compañías aéreas determinan un precio especial equivalente al del trayecto entre Madrid y Cádiz. Esa diferencia, el precio desde Canarias y Cadiz, tendría la naturaleza de extracoste y se paga por los Presupuestos Generales del Estado. Por otra parte, hay que destacar los resultados en materia de calidad de suministro de servicio que tienen nuestros archipiélagos.

Los partidarios del trilerismo y del ‘toqueteo’ de las tarifas y precios eléctricos abordan estas cuestiones en un ejercicio, por lo “gordo”, es decir, de cálculo más o menos por volúmenes y comparativas orientadas a la consideración de las teóricas rentas de las empresas. Es decir, no hay justificación técnica, económica, organizacional o jurídica, sino que se trata de una cantidad y sobre esta cantidad global se discute. Como se dice en los sistemas intervencionistas “un monto”. Sobre todo en un momento en el que existe una propensión importante e inquietante a la difusión de datos falaces y sin el adecuado soporte y análisis.

Por eso, la noticia en su momento publicada, en razón a su documentación e información disponible, no tenía mucho más análisis que la mera enunciación de la evolución temporal de las cifras de la liquidación por este concepto y un cierto marco retrospectivo. Tampoco se apreciaba una versión complementaria o de contraste. Todo su contenido se basaba en interceptar el Informe que habría elaborado por la Comisión Nacional de Energía y de un voto particular formulado por tres consejeros: Jaime González, Jorge Fabra y Javier Peón (ninguno de ellos, público). Este Informe (el de la compensación por el coste de los sistemas extrapenínsulares) se elaboraba a petición de la Dirección General de Política Energética y Minas y debería verse verificado y contrastado por un ejercicio inspector de la Comisión Nacional de Energía. Ese ejercicio inspector tendría que reconstituir si esta compensación es correcta y fiel a los elementos que constituyen el mecanismo de cálculo de la misma.

Pues bien, no se tiene noticia (por lo publicado) de que existan discrepancias sustanciales por la vía inspectora. Por tanto, y dado que, a día de hoy, 6 de octubre, todavía no está disponible este informe, es el momento de formular varias cuestiones: ¿cuáles son los motivos de que este Informe no sea público (ni tampoco el voto particular de tres consejeros), no esté disponible en la red ni a disposición de los ciudadanos, consumidores y gobiernos de las Comunidades Autónomas afectadas? ¿Por qué no se recoge esta información de un órgano público regulador y supervisor en las notas de prensa correspondientes? Y, por tanto, y en sentido contrario, ¿cuáles son los motivos de que este Informe haya sido comunicado directamente a un único medio de comunicación, en concreto, y difundido con todo lujo de detalles y comparativas? En otro orden de cosas, ¿se está cuestionando desde dentro la labor inspectora de la Comisión Nacional de Energía? ¿La publicación de este informe es una pataleta, una reacción porque, por motivos que hoy desconocemos (no hay análisis), estos costes hayan aumentado? ¿Están bien calculados y cumplen la legalidad estos extracostes que cuestiona la noticia y acepta la CNE? ¿Se podría entrar más al fondo de la cuestión para evitar la confusión en este tema, en lugar de introducir meramente comparativas sospechosas e intencionadas? ¿Se podría evitar, en un ejercicio de responsabilidad, la tendencia a la difusión de los temas por el procedimiento del escándalo continuado?.

Se impone y se requiere una información más profunda, clara y transparente, sobre todo porque ya está publicado en estos términos se quiera o no. Aquí los afectados son todos los ciudadanos, los consumidores y los gobiernos autónomos concernidos, además de la propia empresa suministradora, el Ministerio de Industria y la CNE.

Los malos datos de empleo en EEUU llevan el pesimismo a los mercados del crudo

El crudo acabó a la baja el viernes, con el Texas en Nueva York por debajo de los 70 dólares, debido al ambiente de mayor inquietud por la evolución de la demanda de crudo en Estados Unidos, el mayor consumidor de energía del planeta, a la vista del deterioro del empleo.

Los datos que difundió el viernes el Departamento de Trabajo evidenciaron que el mercado laboral en la primera economía del planeta se deterioró más de lo que se preveía y la tasa de desempleo subió una décima desde agosto, al 9,8%, el nivel más alto desde 1983.

Los malos datos del desempleo empujaron a la baja la cotización del dólar ante otras divisas, lo que ayudó a que el precio del crudo no bajase más porque un «billete verde» débil atrae las inversiones en materias primas.

Esta situación pone una vez más de relieve que los mercados reaccionan de forma acusada a todos los datos económicos, en este caso negativo, aguando las sensaciones de una mejoría de la economía mundial que pudiera tener un efecto positivo en la demanda.

Esto es «un signo de hasta qué punto el mercado está basado en la esperanza, más que en un análisis sólido de los hechos», explicaron los analistas de la consultora de energía JBC.

A pesar de perder 87 centavos y cerrar el viernes a 69,95 dólares, en el conjunto de la semana el crudo de Texas, referente en EE.UU., subió 3,93 dólares o un 5,95 por ciento.

También subió más de un cinco por ciento el precio del crudo de la OPEP, al cerrar la semana a 67,70 dólares después de ganar en su conjunto 3,63 dólares.

Tras caer a menos de 35 dólares en diciembre, desde los casi 150 dólares que alcanzó en julio de 2008, los precios del petróleo se han recuperado en los últimos meses hasta unos 70 dólares, un nivel que los socios de la OPEP consideran, de momento, satisfactorio dada la crisis internacional.

El Fondo Monetario Internacional (FMI) prevé que el petróleo se cotice a 60 dólares por barril este año de media y a algo más de 75 dólares en 2010.

La semana ha estado marcada por noticias contradictorias, con algunas apoyando el precio del crudo, como el sorpresivo descenso de las reservas de gasolina en EE,UU., que cayeron en 1,6 millones de barriles, y que parecían apuntalar la sensación de un tirón de la demanda.

Pero el FMI, aunque considera que la recesión está en su fin, alertó que la ansiada recuperación económica llegaría con mucha lentitud.

«La economía ha pasado el punto de inflexión», dijo Strauss-Kahn, director gerente del FMI. Aunque «eso no significa que la crisis haya terminado», aclaró el jefe del FMI, puesto que se trata de un repunte «frágil».

Strauss-Kahn afirmó que la recuperación económica podría atrancarse «si la demanda privada en los países ricos es demasiado débil para convertirse en el motor principal del crecimiento».

Según el FMI, el desempleo seguirá subiendo el próximo año en los países avanzados, donde la crisis ha dejado ya sin trabajo a 15 millones de personas, un nivel inédito desde la II Guerra Mundial, lo que pasará factura a la demanda de crudo.

En Estados Unidos el desempleo superará el 10 por ciento el próximo año y en la zona euro se acercará al 12 por ciento, aunque en el país con la situación más grave, España, el desempleo rebasará el 20 por ciento, según los pronósticos del FMI.

Entre los aspectos positivos, destaca la vuelta a la mesa de las negociaciones de Irán y las grandes potencias para tratar el programa nuclear de la República Islámica.

Después de un parón de más de un año en las negociaciones, el encuentro de Ginebra del pasado jueves fue calificado por todos los participantes de «constructivo», lo que alivio a lo mercados debido a que Irán es el cuarto mayor exportador de crudo del planeta, y se temía que las diferencias pudieran agudizarse.

La verdad sobre los precios eléctricos en España

El encuentro Cristóbal Montoro-Miguel Sebastián a cuenta de la energía se cerró informativamente con la difusión de un mensaje consistente en señalar que el acuerdo pasa por conseguir una bajada de precios de la electricidad para sus consumidores finales, en este caso, empresas y ciudadanos. Al mismo tiempo, vivimos relativamente inundados de titulares apocalípticos de clara inspiración retroprogresiva, que anuncian que la última fase de liberalización del mercado eléctrico (centrada en la comercialización, incluyendo el modelo de tarifas de último recurso) no ha introducido rebajas en los precios para los clientes. Por lo que parece, el Partido Popular sí irroga en el defensor de las bajadas de precios de la electricidad. Un suministro tradicionalmente sujeto a la intervención y control político que, o bien no debía crecer más que el IPC, o bien el 2%, o bien la cifra menor de las dos, aunque estuviera por las nubes en todo el mundo o costara mucho su generación. Residuos del prontofranquismo.

El coste de la electricidad para familias y empresas viene a ser un argumento recurrente (el Partido Popular lo emplea habitualmente en su labor de oposición). Por eso, en paralelo, el Partido Popular en el Senado propone una moción en la que consigna las TUR (Tarifa de Último Recurso) en su doble vertiente social y de subsidiariedad, en un ejercicio que supone una carta a Dios y al diablo, conjuntamente. La moción resultó aprobada por unanimidad, como no podía ser menos.

Por otra parte, uno de los ideólogos antirrenovables, próximo a los postulados del actual Partido Republicano de EEUU, Gabriel Calzada, presidente del Instituto Juan de Mariana (que, de hecho, participará a llamada de este partido ante los responsables parlamentarios americanos defiendo sus posiciones contra la política española de incentivos a las energías limpias), introducía una morcilla en un artículo recientemente publicado en el diario Expansión en el que afirmaba que se estaba produciendo una deslocalización de empresas por el alto coste de la energía en nuestro país. Todavía estamos pendientes de conocer el nombre de esas empresas que han desplazado su producción de España por el coste de la energía y si resiste esta afirmación una comparativa un poco más precisa en términos de precios y costes relativos de los factores. Lo que sí parece razonable es que no se permita instalar este tipo de afirmaciones con tal alegría en la opinión pública, aunque Calzada sea un patriota.

En este escenario, serían objetables, (a lo primero, la no bajada de precios derivada de esta fase de la liberalización) muchas cosas: la primera y más importante es que las tarifas de último recurso siguen sin ser reales. Son más bajas que las que serían si fueran aditivas (completas) totalmente. Es decir, no recogen los costes reales de la generación, distribución y transporte de electricidad, además de seguir acumulada una importante deuda tarifaria (cuestión sobre la que los grandes partidos y las organizaciones de consumidores siguen empeñados en no ser didácticos y esconder debajo de la alfombra). Por tanto, sin satanizar a las empresas eléctricas, sería lógico que se tratara, con mayor rigor, el problema de fondo de que los españoles viven engañados y han vivido engañados con los precios de la electricidad.

En segundo lugar, la tarifa de último recurso como ejercicio social y de subsidiariedad, hay que recordar que debe ser máxima y única, y lo razonable, una vez que se desembalse el déficit tarifario acumulado y se vaya configurando un mercado de comercialización, es que se produzcan descuentos sobre la misma. Es decir, que se puedan obtener rebajas unidas a los patrones de comportamiento de los usuarios. En todo caso, con el percal de déficit tarifario acumulado, esto no es de hoy para mañana. Además, la creación de un mercado de comercialización con margen para las ofertas que abaraten la energía en este estado es difícil y cuestionar esta fase de la liberalización por sus escasos resultados a tres meses vista es un ejercicio falaz de presente perpetuo. En todo caso, hay que recordar, por otra parte, que existe un bono social cuya función es la que insinúa esa moción.

Y, finalmente, a la afirmación, referida a la existencia de precios de la energía caros en España (sostenida sin evidencia alguna), sólo habría que señalar las comparativas en los mercado eléctricos con toda Europa, además de que hasta el momento hemos contado con una energía subvencionada. En primer lugar por los consumidores futuros (que pagan la deuda tarifaria troceada) y en segundo lugar por los subsidios cruzados existentes hasta el momento entre distintos tipos de consumidores residenciales, industriales y las tarifas que disfrutaban.

Evidentemente, conseguir precios baratos de la energía es un posicionamiento buenista y volitivo en el que es fácil encontrar un consenso de Perogrullo. Mejor electricidad barata que cara. Es normal que en tiempos de polarización y simplificación ideológica se incorpore este tema en la comunicación política, en un momento en que es inevitable que se produzca su subida (aunque sólo sea por la deuda pendiente). Es normal, pero no es razonable. Aunque sí es exigible, por responsabilidad, a los partidos políticos, a los que nos gobiernan y a los que presuntamente tienen posibilidad de acceder al gobierno, el que realicen un ejercicio realista de comprobación de los precios de la electricidad en nuestro país, de su comparativa con otros países, del exceso de oferta existente y su impacto en los precios, además de contar la realidad actual de esta cuestión, de la historia y sus precedentes.

Por tanto, es bueno saludar el buen rollo que preside las relaciones Cristobal Montoro-Miguel Sebastián. Tanto monta, monta tanto. Esperemos que sirva para un necesario consenso que desemboque en una política energética clara, estable y de mercado, sostenible económicamente y medioambientalmente. Pero es perjudicial sustituir la política, la gestión y la planificación por buenas intenciones y que, subrepticiamente, pasen estos mensajes sin un mínimo ejercicio de análisis. Porque corren el riesgo de repetirse.

El petróleo cae más del 8% ante una débil demanda e incertidumbre económica

No obstante, la tendencia bajista se reinvertió el viernes ante la revelación de que Irán ha construido en secreto una segunda planta de enriquecimiento de uranio, lo que ha incrementado las tensiones internacionales en torno al controvertido programa atómico del régimen de los ayatolá.

Las cotizaciones del «oro negro» terminaron así la sesión de ayer con muy ligeras subidas, insignificantes frente al fuerte retroceso de las jornadas anteriores.

El barril de Brent, la referencia en Europa- para entrega en noviembre concluyó la semana en el Intercontinental Exchange Futures (ICE) de Londres a 65,11 dólares, con una subida del 0,4% respecto al jueves, pero un 8,7% menos que el viernes anterior.

En la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), el Petróleo Intermedio de Texas -WTI, referente en América- subió el viernes apenas un 0,19%, hasta los 66,02 dólares por barril, acumulando un abaratamiento del 8,35% en toda la semana.

Y el barril que usa como referencia la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) cayó de 70,27 a 65,12 dólares en cinco jornadas hábiles (de jueves a jueves).

Así las cosas, en pocos días el «oro negro» volvió al nivel que tenía en julio, situándose cerca de 10 dólares menos que los picos del año alcanzados en agosto y alejándose de los 70 dólares que la OPEP aspira a defender como mínimo para el precio de su barril.

El ministro de Energía argelino, Chakib Jelil, hizo un llamamiento a sus socios de la organización cumplir con los recortes de la producción acordados en diciembre de 2008 en Orán (Argelia), que siguen vigentes tras ser ratificados por tercera vez este año en la última reunión del grupo, el pasado día 9 en Viena.

«Cuanto más disciplinados seamos, más se reducirá el ‘stock’ (reserva almacenada) mundial de crudo y más se reforzarán los precios», dijo Jelil a la prensa en Argel.

Aludió así al hecho de que la cuota de producción conjunta de crudo de once de los países miembros de la OPEP -todos menos Irak-, de 24,84 millones de barriles diarios (mbd), es superada en cerca de 1,6 mbd, según cálculos de diversos institutos especializados.

El ministro argelino hizo esas declaraciones tras conocerse que en Estados Unidos los inventarios (reservas almacenadas) de crudo y derivados experimentaron una inesperada y fuerte subida, reflejo de un exceso de suministros ante una débil demanda.

Por otro lado, como se viene observando desde el inicio de la crisis financiera hace más de un año, las cotizaciones del «oro negro» han seguido las pautas de las principales bolsas, bajando con ellas cuando cunde el pesimismo porque se fortalece la impresión de que el consumo energético se mantendrá retraído.

Asimismo, también se ven influidas por un fortalecimiento del dólar frente al euro y otras divisas, puesto que se encarecen así los contratos de materias primas, a lo que se sumaron otros datos negativos, como el de las importaciones japonesas de crudo, que cayeron en agosto un 12,4% respecto al mismo mes del año pasado.

Los mercados estarán atentos a las crecientes tensiones en torno a Irán -segundo productor de crudo de la OPEP y cuarto del mundo- ante la posibilidad de nuevas sanciones contra el régimen de Teherán se deriven de la reunión prevista para el jueves en Ginebra entre representantes iraníes y del G6 (EEUU, China, Rusia, el Reino Unido, Francia y Alemania) sobre este contencioso.

La situación se agravó tras revelarse que Irán ha construido en secreto una segunda planta de enriquecimiento de uranio, que EEUU, Francia y el Reino Unido denunciaron como «desafío» a la comunidad internacional.

Crónica de la titulización del déficit (y del propio déficit)

Esta semana conocíamos que cinco grupos pujan por gestionar el proceso de titulización de la deuda del sector eléctrico, quedando fuera por no haber presentado oferta en plazo Santander Titulización y Gestión de Activos Titulizados -propiedad de Caixa Catalunya-.

Quedan, por tanto, cinco gestoras: Intermoney Titulización, Gesticaixa (Grupo La Caixa), Europea de Titulización (cerca del 85% del BBVA), Ahorro y Titulización (de Ahorro Corporación y la CECA) y Titulización de Activos. Esta última está compuesta a partes iguales (12,86%) por Caja Madrid, CAM, Caja Castilla-La Mancha, Ibercaja, Unicaja, Caja de Burgos y EBN Banco, más un 10% que controla JP Morgan.

Según las informaciones y fuentes solventes consultadas a las que ha tenido acceso Energía Diario, parece que los grupos con mayores opciones, a priori, son Intermoney y Titulación de Activos (TDA fue la gestora encargada en su momento de articular un proceso con muchos parecidos, el de la Moratoria Nuclear), entre los que se llegaría previsiblemente a un proceso de decisión casi en formato foto finish y a los que se les atribuye mayores posibilidades de llevarse el gato al agua.

Por su parte, hay que destacar el hecho de que el Gobierno creara a principios de agosto, y dentro de la Dirección General del Tesoro y Política Financiera, una subdirección especial en la estructura del Ministerio (la Subdirección General de Medidas Económicas Extraordinarias), encargada fundamentalmente de los fondos especiales que hasta ahora ha ido aprobando el Gobierno: desde el Fondo de Reestructuración Ordenación Bancaria (FROB) o el Fondo de adquisición de Activos Financieros hasta el Fondo de Titulización de la Deuda del Sector Eléctrico. A su cargo, Alicia Valencia, bajo las órdenes de Soledad Núñez.

En todo caso, la necesidad de culminar todo el proceso con mucha rapidez ha puesto a prueba la Administración y la coordinación entre los responsables de la política económica, financiera y energética. El proceso necesariamente tiene que articularse sin demoras, es decir, a marchas forzadas para conseguir que su colocación en los mercados financieros se realice a finales de noviembre, momento en que los mercados financieros internacionales echan el cierre hasta el año que viene (y principalmente los norteamericanos).

En esa cuestión, los responsables de este proceso de titulación en el ámbito de Tesoro y Política Financiera se encuentran con que este fondo específico, además de tener connotaciones financieras, tiene su repercusión en la economía y los sectores reales, en este caso, en el sector eléctrico, en la medida que la deuda pendiente de titulizar hoy sigue en los balances de las empresas. Consecuentemente, todo esto tiene su repercusión sobre el ámbito de las operaciones y las inversiones de las mismas, teniendo en cuenta la dimensión internacional de las mismas, una cuestión que no es baladí y que exige el máximo esfuerzo. En todo caso, el proceso en estos momentos está ajustado en plazos y el hecho de que Moody’s haya mantenido su nivel de calificación a la deuda española en triple AAA facilita la operación.

Por otra parte, la evolución del déficit tarifario en 2009, con una elevación de tarifas muy moderada y con una caída muy importante en la demanda y en los precios en el mercado de generación (del orden del 37%) aventuran casi 3.500 millones de euros a la “buchaka” del déficit tarifario, que será necesario financiar también en el futuro. Un déficit que se ha concentrado en los denominados “peajes” o tarifas de acceso”. Una cantidad pequeña comparativamente con años anteriores, pero todavía importante.

Wind PowerExpo 2009, el sector eólico español: empieza una nueva época

Un cierto sabor amargo o mejor dicho de inquietud e intranquilidad se respiraba en la feria Wind PowerExpo 2009, un moderado ambiente expectante que trasciende el necesario oropel de las ferias y los eventos, sus programaciones y jornadas técnicas, de indudable interés y actualidad. Una especie de murmullo que se difunde en los distintos momentos y puntos de encuentro entre los responsables del sector, desde la perspectiva lejana y hierática de la Administración, que ayer anunció convenientemente que empezaban a desbloquearse los proyectos. El hecho de que empiecen a escaparse noticias sobre esta situación parece que ha surtido efecto en un momento especialmente mediático con estas decisiones.

Es la primera vez que el sector eólico se enfrenta a un escenario, a un ‘frame’ tan complejo como el actual de cara al bloqueo que sufre el sector. El sector eólico ha sido por méritos propios “la niña bonita” de las renovables en España. Por muchos motivos. En primer lugar, porque la propia crisis económica y de demanda energética ha llevado a que este momento se realice bajo un escenario contractivo (de hecho, la economía española ha estado creciendo catorce años consecutivos hasta que comenzaron a torcerse las cosas).

Al mismo tiempo, también es la primera vez que estos procesos negociadores se inician en un momento en que se produce una sustitución de piezas teóricamente clave dentro del equipo energético del Ministerio de Industria, en este caso, del Director General de Energía, recién incorporado.

Y todo ese tiempo ha estado presidido por una expansión del sector eólico digna de admiración como vector de las energías renovables en nuestro país, de forma que, junto con Alemania, hemos podido presentar el desarrollo más importante de esta tecnología en Europa. (Tenemos que preguntarnos la razón de que los movimientos en nuestro país sean tan maniqueos: de apostar directamente por una tecnología, incluso figurando en los discursos programáticos, a que la actuación regulatoria genere incertidumbre, como una termita que todo lo devora en el ámbito económico).

Por ello, en 2009 hemos vivido uno de esos momentos de la verdad para el sector renovable en general y para el sector eólico en particular. Y eso es lo que configura este ‘frame’. La puesta en funcionamiento del Real Decreto 6/2009 ha modificado el calendario de cierre de la aplicación del R.D. 661/2007 provocando por varios motivos (efecto burbuja de proyectos y gestión de las inscripciones demoradas en el Registro de Preasignación) un frenazo general al sector como industria. En paralelo, los atisbos de comienzo de negociación con Industria parece que se demoran, lo que añade un escenario de distintos esquemas retributivos conviviendo y de falta de perspectivas futuras. En este sentido, también en estos momentos y en términos sectoriales, se está “pagando” el débil funcionamiento de los reguladores, como la Comisión Nacional de Energía. A todo esto se une la revuelta autonomista: concurso y amenaza de nuevos tributos que no están en los modelos retributivos y que forman parte de una peculiar “fiscalidad verde o antiverde”, en el marco de la subida de la presión fiscal dosificada prevista a distintos niveles.

A esta situación de incertidumbre hay que unir los problemas de financiación de los proyectos que son de sobra conocidos y generales en un momento de falta de confianza en los mercados de crédito. Mientras las percepciones de éxito sin mácula que se difundían empiezan a tener claroscuros. De hecho, ya empiezan a esgrimirse razones de tipo industrial y de empleo, sobre las consecuencias de esta parada. En esto, se evidencia que se trata de un sector maduro.

El sector eólico como sector industrial, en términos de fabricación y ensamblaje, como de promoción de parques. El sector eólico como parte del sector de generación eléctrica. Dos realidades cercanas pero con escenarios diferentes. Uno, impelido por el parón regulatorio, y el otro, acuciado por la caída de la demanda eléctrica y las tentaciones intervencionistas regulatorias acechantes. Está claro que el sector eólico dará mucho que hablar en este otoño, en que la percepción general del sector es semejante a la de la economía.

Empieza una nueva época a la que dedicaremos especial atención en los próximos días y en este otoño.