El petróleo ha encadenado una nueva semana de volatilidad y récords históricos, manteniendo su amenaza de romper la barrera de los 100 dólares justo en vísperas de la tercera cumbre de Jefes de Estado que celebra la OPEP en su historia.

Entre los crudos de referencia, el Petróleo Intermedio de Texas (WTI) lideró una vez más la carrera alcista y llegó a venderse a 98,62 dólares/barril a mitad de la semana, aunque luego se moderó y terminó el viernes en Nueva York a 96,32 dólares por barril, apenas 0,39 dólares más que al cierre de la semana precedente.

El movimiento de los contratos de futuro de más próximo vencimiento (para entrega en diciembre) del WTI, el crudo de referencia para Estados Unidos, fue paralelo al barril de Brent, referencia en Europa, que tras superar los 95 dólares concluyó ayer a 93,18 dólares en Londres.

Mientras, el barril referencial de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), una mezcla de doce calidades de crudo, encadenó tres récords consecutivos esta semana y superó por primera vez los 90 dólares el miércoles, situándose tanto ese día como el siguiente, en los 90,71 dólares. Con ello, avanzó 3,10 dólares en una semana, lo que supone un encarecimiento del 3,5 por ciento.

En lo que va de noviembre, su valor promedia los 88,98 dólares, más del 12 por ciento por encima de la media de octubre (79,36 dólares), mientras que frente al promedio del primer mes de este año (50,79 dólares), el encarecimiento supera ya el 75 por ciento. No obstante, si se observa el promedio anual, la subida es mucho más moderada, pues va de 61,08 dólares en todo 2006 a 66,04 dólares en lo que va de 2007, y aún menor si se calcula su valor en euros u otras monedas fortalecidas frente al dólar.

Por otro lado, la fuerte depreciación del dólar no sólo mitiga el impacto de la subida para los consumidores en países con monedas desligadas del billete verde, también reduce la capacidad adquisitiva de los ingresos que perciben los exportadores de crudo.

Con todo, el mundo está cada vez más preocupado por la imparable subida de los precios del «oro negro», paralela a la del oro «amarillo» y otros metales y materias primas, y los mercados centrarán esta semana su atención en Riad, donde se han dado cita los Jefes de Estado de los trece países miembros la OPEP.

Se trata de la tercera cumbre de Jefes de Estado que celebra la organización desde que fue fundada por cinco países en 1960 en Bagdad, pues la primera reunión de este tipo tuvo lugar en Argelia en 1975 y la segunda en Venezuela, en 2000. En principio, la agenda de la reunión convocada para el 17 y 18 de noviembre, no prevé tratar eventuales reajustes de la producción, un asunto reservado a las conferencias de ministros de Petróleo y Energía, como la prevista para el 5 de diciembre en Abu Dhabi.

No obstante, en el sector no se descarta que el problema del precio del crudo y su relación con el dólar, así como con otros factores que lo determinan, sea tratado en la reunión preparatoria de ministros de Exteriores, Petróleo (y Energía) y Finanzas de los países participantes, que se celebrará en Riad previa a la cumbre.

En vísperas a esta cita han aumentado las presiones de las naciones consumidoras, principalmente Estados Unidos y la Unión Europea, para que el grupo abra sus espitas lo antes posible. Sin embargo, el último aumento de la producción conjunta de la OPEP, de 500.000 barriles diarios, entró en vigor el pasado día 1 sin lograr su objetivo de frenar la carrera alcista de los precios.

La OPEP, que según los datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE) controla cerca del 42 por ciento de la producción mundial de crudo, asegura que en el mercado no hace falta más crudo.

«Los mercados están bien abastecidos de crudo, el alto precio no tiene nada que ver con una escasez de petróleo», dijo el secretario secretario general de la organización, el libio Abdalá El-Badri.

Al hacer esa declaración al diario vienés «Der Standard«, El-Badri atribuyó el actual descontrol de los precios a los especuladores financieros en los mercados de futuros e instó a Occidente a tomar medidas para frenarlos. «Son necesarios controles más estrictos, hay que poner un freno a los especuladores», dijo El-Badri.

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.

Aunque muchos países han seguido el camino de Brasil, y se han preparado para invertir y ayudar a los biocombustibles a despegar, el panorama global no es tan atractivo. En casi todo el mundo, a diferencia de Brasil, los biocombustibles no pueden competir en precio con los derivados del petróleo: requieren grandes superficies de tierra cultivada y eso añade presión a los precios de alimentos y agua.

Según la Agencia Internacional de la energía, en el año 2005 todo el biocombustible producido alcanzó el 1% del consumo de petróleo para transporte por carretera (643.000 barriles por día). El 85% de esta cantidad procedió del etanol.

El potencial global de biocombustibles convencionales está limitado por la disponibilidad de tierra adecuada para cultivo, además del alto coste de la mayoría de las tecnologías convencionales, por lo que existe un amplio interés tanto en buscar formas de utilizar mayor porcentaje de las plantas usadas para producción de combustible como en encontrar una gama más amplia de materias primas. En este sentido, la Jatropha es una opción en estudio, pues no necesita una gestión tan intensiva ni unos suelos de una calidad especial. Por ello, hay gran expectación sobre los combustibles de segunda generación.

El desafío técnico que se perfila en el centro de esta estrategia es encontrar formas de convertir celulosa en azúcares susceptibles de ser transformados en etanol. La celulosa se encuentra en muchas materias primas vegetales, entre ellas hierbas silvestres o árboles, e incluso desechos de papel. Una importante ventaja de esta fuente de producción es que las plantas se podrían cultivar en terrenos marginales o degradados, inadecuados para la producción de plantas alimenticias; además, los propios residuos de la planta, no aptos para el consumo humano, también pueden ser utilizados.

Pero todavía quedan barreras técnicas para la producción de etanol a partir de residuos lignocelulósicos a gran escala: romper las moléculas de celulosa para conseguir azúcares fermentables, y hacerlo a bajo coste, es el mayor reto.

Los intentos de producir biodiésel de segunda generación proporcionarían otra ruta, pues son tecnologías totalmente distintas del proceso de transesterificación. El primero implica la gasificación de biomasa y la transformación de ese gas en líquido, un proceso que puede convertir madera, paja u otros recursos de biomasa en un gas y permite utilizar toda la planta, a diferencia de la producción de biodiésel a partir de semillas oleaginosas. La mayor barrera para el biodiésel es actualmente su mayor coste de producción comparado con el etanol, y no hay muchas perspectivas en el horizonte de bajar sus costes significativamente.

Rendimiento

El informe de la OCDE destaca que los biocombustibles procedentes de biomasa tienen un bajo poder y densidad energética. La densidad energética es la cantidad de producción de energía que se puede producir por unidad de tierra, y se expresa en vatios por metro cuadrado (W/m2). La densidad de la biomasa varía entre 0,01W/m2 (combustión de madera) y un máximo de 1,2 W/m2 (plantación intensiva de bosques). Los combustibles fósiles varían entre 1.000 y 10.000 W/m2, por lo que pequeñas extensiones de terreno pueden proporcionar enormes flujos energéticos. De todas las renovables, apunta el informe, la densidad energética de la biomasa vía fotosíntesis ofrece es la menor, y por tanto la que más espacio requiere. La captación de luz para producir electricidad, por ejemplo, ya es una magnitud más eficiente (10W/m2).

En suma, para reemplazar 1 unidad de combustible fósil son necesarias 1,5 unidades de biocombustible, con el espacio, coste e infraestructura que eso implica. El poder energético y la densidad energética son limitaciones constantes para el potencial de los biocombustibles para reemplazar a los tradicionales.

Por ello, surgen preguntas fundamentales. Por ejemplo,

¿Qué cantidad de tierra podría dedicarse a la biomasa energética, teniendo en cuenta las crecientes necesidades alimentarias?

Según un estudio del Instituto para el Análisis de Sistemas Aplicados (IIASA), el máximo de tierra que podría utilizarse para cultivos de secano es menos de la cuarta parte de la superficie mundial. El resto es demasiado frío, seco, inclinado o de calidad inapropiada para cultivos. El resultado son 0,7 Gigahectáreas (Gha), algo que el estudio de la OCDE considera excesivamente optimista. La mayor parte de esa extensión se utiliza como pasto para ganado.

En cualquier caso, el informe considera que, debido a los modelos utilizados para calcular disponibilidad de tierra, que tienden a sobrestimar la tierra disponible y subestimar la tierra ya utilizada entre un 10 y un 20%, la superficie total disponible para cultivos en 2050 sería de 0,44 Gha, concentradas en África y América Central y del Sur. En algunos países no existen infraestructuras adecuadas para poder sacar partido a esas tierras.

Biomasa procedente de residuos

Aparte de cultivos dedicados, los biocombustibles también se pueden obtener a partir de biomasa de desechos orgánicos de animales y vegetales. Sin embargo, donde la producción es extensiva, los desechos se reutilizan como nutrientes para mantener la fertilidad del suelo, y sólo entre un 25 y un 33% se puede emplear para biocombustibles de una forma sostenible. En las zonas donde los bosques se gestionan de forma sostenible, la mayoría de los residuos forestales se dejan en el terreno para proteger el suelo de la erosión, enriquecerlo y proporcionar hábitat para la fauna.

Por otra parte, el coste de la recogida de residuos es el elemento económico más importante en este tipo de biomasas. Además son necesarias cantidades masivas de material. Todo ello hace que la biomasa de residuos tenga su aplicación ideal en nichos de mercado en los que el consumo esté muy cerca de la producción.

En cuanto a la energía disponible en la biomasa, dependerá de la eficiencia con la que pueda ser convertida, y esto, a su vez, en la tecnología que se utilice. Por ello, el informe de la OCDE defiende el uso de biorefinerías de alta eficiencia y uso de plantas eléctricas a partir de biocombustible de alta eficiencia.

No toda la biomasa disponible se utilizará en la producción de combustibles líquidos. En EEUU ya se está viendo la competencia por la biomasa. En junio de este año, la empresa Green Energy Resources anunció que había obtenido derechos por más de un millón de toneladas de madera y que tenía opciones sobre madera dañada por huracanes futuros. Madera que no se destinaría a la producción de etanol, sino a centrales térmicas de madera planificadas para 2010. Según las predicciones de Green Energy Resources, el precio podría elevarse a mediados de 2008 hasta los 50 dólares por tonelada frente a los 29 dólares actuales.

Potencial de los biocombustibles para mitigar el cambio climático

Es necesario analizar el ciclo completo de vida para poder conocer el potencial real de los biocombustibles para evitar el efecto invernadero. Los análisis sobre estas cuestiones progresan pero están lejos de dar conclusiones fiables: en algunos casos, las emisiones netas pueden llegar a ser mayores que las de los combustibles fósiles; en otros, reducen sustancialmente las emisiones.

La complejidad en ese estudio se debe a la variabilidad de los elementos que hay que analizar: el tipo de cultivo, la cantidad y tipo de energía inmersa en el fertilizante, la cantidad de agua utilizada, las emisiones de la producción del fertilizante, etcétera. Sin embargo, es claro que el más eficiente es el etanol producido a partir de la caña de azúcar en Brasil, que reduce las emisiones en hasta un 90%. El etanol a partir de grano en EEUU reduce las emisiones en un 30%.

La extrema inestabilidad causada por los conflictos en Oriente Medio y la incertidumbre sobre los efectos de un debilitamiento de la economía en Estados Unidos han dado un nuevo impulso a los precios del petróleo, que continuaron esta semana con su imparable escalada de récords históricos.

El barril del crudo Brent para entrega en diciembre, la referencia en Europa, marcó ayer un nuevo máximo histórico de 89,30 dólares, antes de concluir la sesión en el Intercontinental Exchange Futures de Londres a 88,69 dólares. Esa cota inédita en el valor del cierre superó en 1,21 dólares al valor del jueves y en 7,55 dólares al del viernes anterior, lo que supone un aumento del 9,3 por ciento en la semana.

Paralelamente, el crudo de Texas para entrega en diciembre, referente en EEUU, superó ayer por primera vez los 92 dólares, antes de terminar en 91,86 dólares en la Bolsa Mercantil de Nueva York. Así, este crudo de alta calidad encadenó también un nuevo récord en su precio de cierre, con una subida de 1,40 dólares respecto al de la jornada anterior y de 3,26 dólares frente al viernes precedente, un alza semanal del 3,7 por ciento que se suma al 9,2 por ciento de la semana anterior.

El precio del barril de crudo que usa la OPEP como referencia se mantuvo toda la semana por encima de los 80 dólares y va en camino a cerrar este mes con una media de 78 dólares, cuando empezó el año en los 50,79 dólares como promedio mensual en enero.

Los observadores destacan cada vez más el paralelismo de la escalada de los precios del petróleo y de otras materias primas con la subida del valor del euro frente al dólar, que ayer tocó también un nuevo máximo de 1,4394 dólares, impulsado por las expectativas de que bajen los tipos de interés en Estados Unidos.

Si se mira la evolución en los últimos años, es evidente que el precio del petróleo prácticamente no ha hecho otra cosa que escalar desde que el euro comenzó a funcionar como divisa internacional, tras ser introducido el 1 de enero de 2002. Refleja ese movimiento la gráfica publicada en la página web de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) sobre el desarrollo del precio, que muestra una curva continua al alza.

La cotización media del crudo del barril de la OPEP fue en todo 2002 de 24,36 dólares, subió a los 28,10 dólares en 2003, a 36,05 dólares en 2004, a 50,64 dólares en 2005 y a 61,08 dólares en 2006, mientras que en lo que va de 2007 se sitúa en los 64,94 dólares. Pero el impacto de la subida está mitigado para los consumidores en los países con monedas apreciadas frente al billete verde, como el euro y el yen, mientras que en varias economías asiáticas los productos petroleros están subvencionados por el Estado.

Ambos elementos explican en parte que la demanda mundial de «oro negro» se mantenga vigorosa a pesar del sostenido encarecimiento de esa materia prima

Para la consultora vienesa PVM, además de la especulación, son varios los factores que esta semana conjugaron para impulsar los precios, empezando por un considerable e inesperado descenso de los inventarios de crudo en Estados Unidos, el mayor mercado de consumo petrolero en el mundo. A ello se añaden los problemas geopolíticos en Oriente Medio y en Nigeria que pueden afectar al suministro en momentos en que se teme ya que la oferta sea muy ajustada durante el invierno boreal, cuando aumenta la demanda de crudo debido al mayor consumo de combustible para calefacción en el norte del planeta.

La amenaza de Turquía de desplegar una masiva incursión militar en el norte de Irak para combatir a los guerrilleros del separatista Partido de Trabajadores del Kurdistán (PKK) no sólo puede afectar a los suministros de crudo iraquíes que salen del conflictivo país árabe por la frontera con Turquía. El temor que despierta este conflicto es que pueda desestabilizar aún más la ya delicada situación en Oriente Medio, región de donde procede un tercio del abastecimiento petrolero del planeta.

Otro factor alcista es la decisión de Estados Unidos, anunciada el jueves, de imponer nuevas sanciones económicas contra Irán, cuarto exportador mundial de crudo, que afectarán a las empresas de diversos países que comercian con el país.

A ello se añadió esta semana el cierre de puertos de exportación de México debido al mal tiempo, causante de uno de los peores accidentes en las plataformas petroleras de la empresa estatal Pemex, con 21 muertos.

Con este panorama y la perspectiva de que la demanda energética seguirá creciendo con fuerza a nivel mundial, el aumento de la oferta de la OPEP de 500.000 barriles diarios pactado en septiembre y que entrará en vigor el 1 de noviembre es percibido en los mercados como demasiado poco para aliviar las presiones alcistas.