Los precios del petróleo han vuelto a la senda alcista gracias a «Dean», el primer huracán de la temporada de huracanes del Atlántico norte, que frenó el fuerte abaratamiento provocado por el temor a una eventual recesión mundial desatada por la actual crisis crediticia en Estados Unidos.

El vivo recuerdo de la devastación causada en 2005 por los ciclones «Katrina» y «Rita» en la infraestructura petrolera del golfo de México, que hizo disparar los precios petroleros hasta cotas inéditas, sigue muy vivo en los mercados.

Por eso, los operadores se apresuraron el viernes a comprar contratos de crudo y productos derivados para entrega futura al ver formarse el primer ciclón del año, pues no se descarta completamente que pueda dirigirse a la citada región, donde se concentra gran parte de la actividad de refino de Estados Unidos.

Ya como medida de precaución, algunas petroleras comenzaron a desalojar plataformas marinas, mientras que la tormenta tropical «Erin«, que azotó el jueves a Texas sin alcanzar la categoría de huracán, motivó también algunas interrupciones de la actividad petrolera en la zona.

Los analistas vaticinan que el mercado seguirá muy atento a la evolución de «Dean», que podría llegar a EEUU el miércoles próximo.

Así las cosas, los precios del «oro negro» recuperaron las pérdidas que habían sufrido en las jornadas previas y terminaron ligeramente por encima del valor del cierre de la semana anterior.

El barril de crudo Brent para entrega en octubre, de referencia en Europa, concluyó la sesión del viernes en el mercado de futuros de Londres a 70,44 dólares, con una subida de 1,02 dólares con respecto al valor del jueves y de 0,05 dólares al del viernes anterior.

De forma paralela, en Nueva York subió un 1,4 por ciento el Petróleo Intermedio de Texas (WTI), el de referencia en EEUU, y se situó en 71,98 dólares, 0,51 dólares más que el cierre de la semana precedente.

Al fortalecimiento de los precios del crudo contribuyó, asimismo, cierta mejora de la confianza en las principales bolsas que siguió a la decisión de la Reserva Federal de EEUU de reducir medio punto porcentual su tasa de descuento en los préstamos a los bancos.

No obstante, pese a la reciente subida, los valores del crudo están lejos de los niveles récords, de más de 78 dólares, que alcanzaron en la tercera semana de julio, impulsados por el temor de una oferta de crudo escasa.

La incertidumbre sobre la evolución de la coyuntura mundial que han despertado las recientes turbulencias financieras se cierne sobre los sensibles mercados petroleros y los precios siguen mostrando una muy alta volatilidad.

«No cabe duda» de que hay «crecientes incertidumbres enturbiando las previsiones sobre el crecimiento de la demanda», advirtió la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su informe mensual correspondiente a agosto, publicado el lunes.

La OPEP, que tiene previsto reunirse el 11 de septiembre en Viena, aseguró que seguirá vigilando muy estrechamente la evolución de los mercados para reajustar eventualmente su oferta.

Desde febrero, mantiene su oferta oficialmente recortada en 1,7 millones de barriles diarios (mbd) y se muestra reacia a aumentarla, como le ha pedido reiteradamente la Agencia Internacional de Energía (AIE).

El precio del barril de crudo usado como referencia por la OPEP -calculado en base a una mezcla de once calidades de petróleo- ha caído hasta los 67,61 dólares desde el récord histórico de 73,67 dólares que batió el 20 de julio.

El Gasoducto del Sur, un faraónico proyecto del presidente venezolano, Hugo Chávez, se «enfrió», según el propio gobernante, que ahora promueve la exportación de gas natural licuado (GNL), una iniciativa que tiene en ascuas a Bolivia.

La gigantesca tubería inspirada en la retórica integracionista de Chávez tropieza con la realidad geopolítica regional, coincidieron especialistas consultados.

Con unos 8.000 kilómetros de largo y una inversión cercana a los 23.000 millones de dólares, el gasoducto iba a transportar 150 millones de metros cúbicos diarios de gas venezolano hasta Buenos Aires, pasando por Brasil y con ramales a Paraguay y Uruguay.

Su inviabilidad económica, financiera, ecológica y estratégica ha sido cuestionada por críticos a quienes Chávez acusa de ser «lacayos del imperialismo» y contrarios a la integración.

«Hace un año los presidentes Lula (Luiz Inácio Lula da Silva, de Brasil), (Néstor) Kirchner (Argentina) y yo nombramos ocho equipos de trabajo para que nos presentaran en agosto de 2006 sus avances. De repente las reuniones se acabaron. ¿Cómo uno interpreta eso?, que no hay interés», señaló recientemente Chávez.

La petrolera estatal brasileña Petrobras, socia de Petróleos de Venezuela (PDVSA) en varios proyectos, guarda prudente silencio oficial pero entre bastidores sus técnicos dudan del volumen real de las reservas de gas de ese país y de la conveniencia de atar a Brasil a la voluntad de un caudillo como Chávez.

Pero Chávez parece dispuesto a darle una salida honrosa a su idea y hoy apadrina como si fuera suyo otro gasoducto en ciernes entre Bolivia y Argentina.

«El gasoducto avanza en el trecho que conecta a Bolivia y Argentina, pero el trecho que atravesaría Brasil fue bloqueado», dijo esta semana en Argentina.

Como parte de una gira «energética», Chávez asistirá en la ciudad sureña boliviana de Tarija a la firma de acuerdos energéticos entre el presidente de Bolivia, Evo Morales, y el argentino Kirchner.

Los dos gobiernos avanzan en la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNA), en proceso de licitación y con el 60 por ciento de las obras garantizadas para el plazo 2008-2009, afirmó el ministro argentino de Planificación, Julio De Vido.

«Las obras están en marcha y los volúmenes de gas están asegurados», agregó sobre la tubería que transportará 27,7 millones de metros cúbicos diarios del gas boliviano hasta Argentina a partir del 2010 y quintuplicará la oferta actual.

Con las segundas reservas de gas natural de Suramérica después de las venezolanas, pero sin salida al mar, Bolivia está obligada a venderle su combustible a Brasil y Argentina por gasoductos.

Chile, otro vecino sediento de energía, está fuera de los planes bolivianos por conflictos históricos y el gobierno de Santiago se dispone a comprar GNL a proveedores de otros continentes.

En Bolivia, sin embargo, Chávez es acusado por la oposición de jugar un doble papel. Según el ex ministro de Hidrocarburos Mauricio Medinacelli, «el gas venezolano será un competidor del boliviano» en los mercados argentino o brasileño.

Para el ex superintendente de Hidrocarburos de Bolivia Carlos Miranda, la oferta de integración energética de Chávez tiene «un objetivo más político que real». Calificó de «triste realidad» que Venezuela, con 146 billones de pies cúbicos de reservas de gas, «no tenga una producción para la exportación» y ahora construya un gasoducto, el Transguajiro, para importar el combustible desde Colombia. Bolivia, con 48,7 billones de pies cúbicos en reservas, produce al límite con la demanda interna y externa, agregó.

Chávez promueve además con Argentina y Uruguay plantas de GLN como alternativa más rápida para el gas venezolano y la «integración energética».

Según la consultora PricewaterhouseCoopers, el GNL responderá por un tercio de todo el gas comercializado mundialmente en 2010 y en 2020 representará el 62 por ciento.

La propia Petrobras, que maneja tres proyectos para importar unos 20 millones de pies cúbicos por día para reducir la dependencia brasileña del gas de Bolivia, ha acelerado también la exploración y producción en el territorio nacional.

«Petrobras es una empresa tecnócrata, hace lo que muestran los estudios de viabilidad», más allá de los lineamientos políticos, señaló el consultor Giuseppe Bacoccoli.

Pero los planes de Chávez van más allá del gas y por eso PDVSA, en sociedad con Petrobras, está empeñada en la construcción de una refinería binacional en el estado brasileño de Pernambuco, y también firmó con Petroecuador un acuerdo para la construcción de otro complejo de refino en la provincia ecuatoriana de Manabí.

Apurando el periodo pre-vacacional, la semana pasada se produjo un autentico maratón de presentaciones de resultados que ha estado caracterizado por un comportamiento desigual entre las distintas empresas energéticas. Resultados en línea con lo esperado para Red Eléctrica, Enagas y CLH, malos para las petroleras y dispar para las eléctricas. La última en presentar resultados ha sido Red Eléctrica, que lo hizo el viernes pasado al cierre del mercado. El primer semestre ha estado marcado por unos menores precios del petróleo de lo que estábamos acostumbrados y por una climatología «financieramente» adversa. Las lluvias y la suavidad de las temperaturas extremas han lastrado el beneficio, en mayor o menor medida, de todas las compañías eléctricas. La mayor producción hidráulica ha hecho caer los precios del pool y la suave climatología ha hecho crecer menos la demanda menos de lo esperado. Desde el punto de vista financiero, en general para todas las empresas, se empieza a acusar el efecto de la subida de tipos en la eurozona en los costes de la deuda.

Realizamos a continuación, en síntesis, un extracto de lo más destacable de los resultados del primer semestre para cada una de las empresas.

Endesa: resaca de los máximos de 2006

Caída del resultado neto en un 28,5 % respecto a 2006. Con un resultado neto de 1.255 millones de euros, Iberdrola hace tambalearse la hegemonía de Endesa como primera eléctrica española por resultados. Sin tener en cuenta el efecto de algunos resultados no recurrentes -como el reconocimiento de los costes de la generación extrapeninsular- el resultado neto de Endesa se habría incrementado en un 12 %. Los resultados presentados en este primer semestre han hecho a Enel y Acciona replantearse la política de dividendos de la eléctrica.

Iberdrola: Comienzo de consolidación de Scottish

Aluvión de noticias de la eléctrica vasca. Entre ellas la ya muy próxima salida a bolsa de Iberdrola Renovables (Iberenova), la presentación de un renovado Plan Estratégico -que será presentado antes de finales de año- y lo más importante, un crecimiento del beneficio neto del 34 % hasta los 1.100 millones de euros. En el negocio nacional, al igual que el resto de empresas eléctricas, Iberdrola se ha visto afectada por los bajos precios de la electricidad, que ha sido compensado por la contribución de los negocios no energéticos y Latinoamérica.

Unión Fenosa: Buen resultado en una complicada coyuntura de precios

Crecimiento del beneficio neto de un 54,2 %, aunque el real del negocio -el resto es no recurrente- se elevó en un 17 %. Continúa con la reducción de la deuda derivada de las desinversiones que está llevando a cabo. El negocio de generación sigue siendo el que más resultado aporta a Unión Fenosa, a la que, entre otros factores, el menor coste del CO2 le ha supuesto un ahorro de 114 millones de euros.

Hidrocantábrico: Generación hidráulica y Naturgas

El destacado crecimiento del beneficio neto de Hidrocantábrico, de un 85 %, se debe atribuir al excepcional incremento en el resultado neto de Naturgas y al incremento de la generación hidráulica del periodo. El beneficio neto alcanzó los 90 millones de euros, lo que supone dejar lejos los 48,7 millones de euros del año anterior. Hidrocantábrico destaca la continua reducción de costes y las sinergias con EDP, así como la intensa actividad comercializadora llevada a cabo que le ha permitido alcanzar un 15 % de cuota en España.

Gas Natural: Buen resultado, por debajo de lo esperado

El beneficio neto del primer semestre creció un 12 %, por debajo de las previsiones de los analistas, afectado por la debilidad del dólar y, especialmente, por los bajos precios del pool. Gas Natural alcanzó los 510 millones de euros de beneficio neto. La distribución de gas fue el área que más aportó al grupo, y de las pocas que no disminuyó su ebitda en el primer semestre.

Repsol: A remolque del crudo

Resultados ligeramente a la baja para Repsol, perjudicada principalmente por la caída del crudo y por la debilidad del dólar, que han sido compensados en buena medida por el incremento de los márgenes de refino. El resultado neto 1.706 millones, un 4,3 % inferior al del mismo periodo de 2006.

Cepsa: El dólar y Argelia

Cepsa disminuyó su beneficio neto en un 16%, hasta 407 millones de euros. Su ebitda se redujo aún más, un 23 %, hasta los 719 millones. Al igual que Repsol, Cepsa se ha visto afectada por la depreciación del dólar y en su caso además, por un impuesto adicional en Argelia sobre los beneficios generados en la producción de crudo, en vigor con posterioridad al primer semestre de 2006.

Red Eléctrica: Incremento de la base de activos a retribuir

Buenos resultados para el gestor de la red de transporte, que tras la transposición de la directiva de electricidad europea actuará como transportista único. Red Eléctrica incrementó su cifra de negocio en un 7,1 % debido a la mayor base de activos a retribuir por las instalaciones puestas en servicio en 2006. El resultado neto de explotación subió un 17,3 %. El resultado neto final se situó en los 125 millones de euros, un 19,5 % superior al del mismo semestre del año anterior.

Enagas: Sin demasiados sobresaltos tras el cambio regulatorio

El beneficio neto del primer semestre del año 2007 se situó en 117 millones de euros, un 5,1% superior al obtenido en el mismo periodo de 2006. El cambio de retribución ha supuesto una disminución en los beneficios esperados, aunque éstos se han mantenido crecientes respecto a 2006. La inversión del transportista de gas se incremento en el primer semestre de 2007 en un 6,3 % y la deuda neta creció un 16 %, situándose en 1.749 millones de euros.

CLH: Un valor seguro

Uno de los valores más estables. CLH obtuvo un beneficio neto de 81,7 millones de euros, un 32 % más. El beneficio de explotación creció un 11,6 %, por debajo del beneficio neto. Esta diferencia se explica en parte por la menor tasa impositiva debida a las mayores deducciones por reinversión.

El consejero Jorge Fabra ha emitido voto particular en el que motiva su decisión de abstención en la resolución tomada en relación a la autorización de la opa de Acciona y Enel. Se trata del único consejero a propuesta del PSOE que ha elaborado un voto particular para explicar su posicionamiento sobre la opa conjunta de Acciona y Enel.

En un documento de doce páginas, Fabra indica que aunque la Resolución adoptada por el Consejo incluye algunas condiciones adecuadas para preservar interesas legítimos relacionados con la seguridad pública en materia de abastecimiento energético, sin embargo, en opinión del consejero, “la Resolución incorpora otras condiciones que adolecen de una excesiva intervención en asuntos que deben corresponder, exclusivamente, al ámbito de gestión de las empresas Enel, Acciona y Endesa, sin que este exceso de intervención encuentre justificación encuentre justificación o soporte en las normas españolas, en las normas europeas ni tampoco en la eficacia que merece la defensa o preservación de los intereses generales mencionados”

Fabra alude al Reglamento de Concentraciones Europeo como norma de aplicación directa en los Estados de la Unión , siendo competencia exclusiva de la Comisión Europea la autorización de operaciones de concentración en el ámbito comunitario y que los Estados Nacionales han de abstenerse de aplicar, en estos casos, su normativa nacional.

De esta manera, Fabra estima que “la CNE sólo debe recurrir a la aplicación de la función decimocuarta en la medida en que constituya una norma eficaz para regular la protección de los intereses generales compatibles con la mencionada norma comunitaria y sin desbordar los límites en ella establecidos”.

Así, considera que la Resolución de la opa conjunta de Acciona y Enel, podría “desbordar esos límites”, puesto que la limitación de la participación en el capital de Enel constituye una cuestión cuya evaluación corresponde a la Unión Europea.

Fabra, además, critica la condición que obliga al mantenimiento de la marca Endesa o la condición de mantenimiento de un ratio financiero (Deuda Financiera Neta/EBITDA) por debajo de un valor “verdaderamente caprichoso”: 5,25. Ambas cuestiones, en opinión del consejero, se encuentran alejadas de tener influencia sobre la seguridad pública y tienen más que ver en políticas comerciales y financieras que no deberían ser restringidas.

Fabra califica la actitud de la CNE como “ineficientemente intervencionista” que no contribuye a preservar los intereses generales y restringe innecesariamente algunos aspectos de la libertad de gestión de las empresas y, con ello, la eficiencia de su gestión.

Razones de la abstención

Fabra expone en el voto particular una propuesta alternativa de acuerdo que según relata suscribe su posición mantenida en el debate de la Resolución.

Tal y como, veníamos informando en el mes de enero, finalmente el Ministerio de Industria renuncia a descontar del déficit tarifario del 2006 la totalidad de los 1.350 millones de euros previstos por la devolución de los derechos de emisión asignados a las eléctricas y lo sitúa en una cifra menor (1.216 Millones), al solicitar la devolución de los derechos y su distribución entre todas las instalaciones de régimen ordinario, con independencia de su tecnología y de sí tienen derechos asignados, en contra del criterio del Plan Nacional de Asignaciones elaborado por el Ministerio de Medio Ambiente.

Esta solución implica que la diferencia hasta los 1.350 millones se pagará desde la tarifa eléctrica por parte de los consumidores. Esa ha sido la solución que estaba aplazada hasta el momento desde el pasado mes de enero, tras su paso por la Comisión Nacional de Energía y su posterior remisión al Ministerio de Industria. Este proyecto se materializará en la Orden Ministerial correspondiente para la detracción de derechos de las eléctricas.

El que contamina, cobra de los demás

Así, el artículo 2 del Real Decreto 3/2006 dejaba el desarrollo reglamentario de la norma en manos del Ministerio de Industria, que recientemente ha ultimado su propuesta de aplicación. La solución finalmente que ha decidido adoptar el Ministerio de Industria es la propuesta por la Comisión Nacional de Energía, consistente en distribuir la devolución de los derechos de emisión, entre todas las instalaciones generadoras (excluyendo las de régimen especial), cualquiera que sea tu tecnología (es decir, con independencia de sus emisiones) y con independencia de que, previamente hubiesen tenido derechos asignados por el Ministerio de Medio Ambiente. Esta solución conlleva a que ’instalaciones limpias’ financien a instalaciones contaminantes. Por otro lado, otras fuentes destacan que una propuesta de estas características ‘envía mensajes contradictorios en materia medioambiental’ al sector eléctrico y un peligroso precedente porque de facto equivale a decir que ‘el que contamina cobra de los demás”. Un mensaje equívoco de cara a los planes de las empresas de inversión en energías limpias.

En un primer momento el Ministerio de Industria propuso excluir de devolución de derechos emisión, a la energía vendida o asimilada a contratos bilaterales, lo que para algunos grupos como Endesa e Hidrocantabrico hubiera supuesto excluir más del 50% de su energía del ámbito de aplicación del real decreto. Estas dos soluciones (la promovida desde el Consejo de Administración de la CNE, finalmente aceptada y la promovida desde el Ministerio de Industria), implican que la empresa más afectada por este descuento de la tarifa sea Iberdrola en los dos casos. Iberdrola tendrá que devolver 372 Millones de Euros (el 31 % del montante total, mientras recibió únicamente de 215 M€ ,el 18% de los asignados, dado su mix de generación eólico, hidráulico, nuclear y de ciclos combinados principalmente.

Fuentes jurídicas consultadas por Energía Diario, plantean serías dudas de legalidad sobre la propuesta de orden ministerial por la inconsistencia que se deriva de que la norma se aplique a los titulares de instalaciones limpias, sin derechos gratuitos asignados y sin emisiones. Del mismo modo aseguran dichas fuentes, esta media es contraria al funcionamiento del mercado según la Ley del Sector Eléctrico y a la normativa en materia de reducción de gases de efecto invernadero, siendo precisamente discriminatoria (favorablemente) con las empresas generadoras de emisiones. Las mismas fuentes, establecen otra discriminación entre las empresas que recibieron derechos gratuitos y las que no, al ser beneficiadas por el reparto de costes proporcionalmente. Así, a los ciclos combinados (tecnologías con menos emisiones) se les hace devolver el equivalente a todos sus derechos recibidos y a las centrales de carbón solamente una fracción del valor de los derechos recibidos. Las centrales hidráulicas y nucleares devolverán parte de la retribución percibida, aún sin contar con derechos de emisión asignados (¿?).

Malos tiempos para la aplicación del Protocolo de Kioto en España, cuando el gobierno promueve el cumplimiento de este acuerdo y, desde Industria, se insiste en interpretar los derechos de emisión como un elemento de canje tarifario.