El juego de las diferencias: Petrobrás-YPF, PreSal-Vaca Muerta, Lula-CFK

Publicado el 30 abril, 2012 por David Ruyet

2007. «Vamos a estar entre Nigeria y Venezuela» gritaba eufórico Gabrielli, el CEO de PETROBRÁS. Frente a las costas de Santos (Sao Paulo) descubrían un enorme yacimiento de petróleo ligero, con poco azufre, mucho gas asociado y muy parecido al Brent, a unos 7.000 metros de profundidad, debajo de una capa salada (por eso a esta zona se la conoce como Pré-Sal). Lula, más eufórico todavía, proclamaba «Brasil ha logrado su segunda independencia«. Pues el yacimiento era tan enorme como 8.000 millones de barriles y multiplicaba por más de 2 sus reservas.  Nigeria tendría unos 36.000 millones de barriles y Venezuela unos 80.000 millones. O sea una pasada. Y tras ese yacimiento – el llamado «Tupí«-, vino otro aún mayor en 2008 -el «Júpiter«- rico en gas y condensado. Tras otros nuevos descubrimientos off shore, hoy la zona del Pre-Sal tendría ya un potencial de producción de 500.000 barriles/día. Constatar el descubrimiento costó a PETROBRAS unos 1,000 millones de dólares en pozos e innovadoras perforaciones a más de 5.000 metros y perforando una capa de sal de 2.000 metros. Sólo el primer pozo, 240 millones.

Finales de 2011. REPSOL anuncia a bombo y platillo el mayor descubrimiento de crudo de su historia en la provincia de Neuquén en Argentina. En un área de unos 30.000 km2 llamada «Vaca Muerta» localizaban unos 1.000 millones de barriles de petróleo no convencional (hoy ya hablan de 23.000 millones de barriles). Más pesado, es una especie de betún o alquitrán adherido a arenas sedimentarias, con mucho azufre. Para separar la arena del alquitrán y luego refinarlo, hay que calentarlo (o directamente, o con agua caliente). En el mundo sólo se explota este tipo de crudo en el Orinoco venezolano y en la Alberta canadiense, porqué es caro de producir (se necesita mucha energía, disolventes y agua). En realidad, lo de Vaca Muerta no son reservas de petróleo, sino recursos. Para calificarse como reservas deberían indicar su certeza (o probadas, o sea con un 90%; o probables con un 50% o posibles, con un 10%). ¿Se gastaría usted cien euros en lotería con una probabilidad de un 90% de que le toque? ¿Y si le digo el 10%? Pues de parecerse a algo, las de Vaca Muerta serían posibles (se considera que los costes de extracción no son pero podrían ser rentables; en realidad, los 23.000 millones de barriles de los que todo el mundo habla son 3P, o sea suma de posibles+probable+probadas), pero costaría extraerlas unos ¿70 dólares el barril?, frente a los 20-30 que puede costar en Pre-Sal.

Los brasileños se dieron cuenta de que iban a necesitar mucho dinero para desarrollar ese yacimiento. Pero antes también se dieron cuenta de que ese recurso ES SUYO, aunque lo que no es tan suyo es… PETROBRÁS (en realidad se llama «PETROleo BRASileiro SA«…) En 1997, el gobierno de Cardoso decidió desregular el monopolio petrolero (con la Ley 9.478) y luego privatizar la empresa petrolera pública. Así cualquier explotación se concursaba aunque PETROBRAS las seguía ganando todas (sólo SHELL ha pillado algo). Pero lo más interesante es que aunque vendieron buena parte de las acciones siempre mantuvieron los derechos de voto en la sociedad. Y es que aunque PETROBRAS es una sociedad mixta con otros accionistas, y el gobierno de Brasil sólo tenía el 32% del capital social (el banco brasileño BNDES tenía otro 8%), tenían derechos de voto por el 55,7%. En otras palabras, decidieron controlar la empresa pero sin llevarse todo el dinero (porque habían puesto menos capital, claro). Además, siendo conscientes de que su éxito se basa en la tecnología de perforación off-shore, decidieron empezar a prospeccionar en el extranjero. Hoy están en 24 países, y han decidido tomar posiciones en toda la cadena energética. Inteligente ¿no?

Mientras a finales de los 90 PETROBRÁS se «achicaba», Argentina privatizaba YPF (en realidad, «Yacimientos Petrolíferos Fiscales»). Entonces una empresa de más de 45.000 empleados que hoy tiene 7.500. Cuentan que el director general debía tener siempre un sueldo que no superase al de un «general de división», o sea unos 3,000 dólares al mes. En 1999, cuando Menem reestructuraba las empresas estatales decidió privatizar YPF; muchas provincias apostaban por ello, sobretodo Santa Cruz, gobernada por Néstor Kirchner. Así que el Estado Argentino vendió un 14,99% de YPF a REPSOL (nadie más acudió a la venta) y luego ésta realizó una OPA por el resto, por unos 13.500 millones de dólares. Por entonces, YPF era el doble de grande que REPSOL, sabía mucho más que REPSOL, y tenía más reservas que REPSOL. Pero REPSOL, con la compra, acabó como la octava energética del mundo. Luego, poco a poco y como parte de su proceso natural, los campos históricos de crudo argentino fueron agotándose (la caída en 2011 fue del -6,1%).

Cuando en 2010 PETROBRAS se planteaba cómo explotar los yacimientos del PreSal (y otros), miraba su deuda (34%) y pensaba cómo conseguir los 224.000 millones de dólares que necesitaba hasta 2014. Es difícil pasar de 2 millones de barriles día a 4 sin nuevas inversiones. ¿Cómo conseguirlo? Lula planteó la operación de captación de recursos como una ampliación de capital. Se emitieron muchas nuevas acciones de la compañía (hasta 2.402.611.655 acciones ordinarias y 1.867.808.535 preferenciales)  en cuya compra participaron fondos de inversiones, el Estado brasileño y más de 400,000 inversionistas, pero esta vez debió vender el equivalente a 43.000 millones de dólares en acciones al Estado, y  elevó su participación en la empresa del 40% a casi el 50%. En otras palabras, para explotar los nuevos yacimientos el Gobierno ponía dinero y abría la compañía a nuevos inversores. Con al captación, se consiguieron 70.000 millones de dólares para invertir, más que las anteriores grandes ampliaciones de capital de la japonesa NTT y de la China AgBank. Lula concluyó: «Pasé toda mi vida diciendo que era socialista, y ahora hago la mayor capitalización que conoció el mundo capitalista«. Sólo le faltó decir «Hay que joderse«.

Argentina, tras denunciar e que YPF no habría invertido lo suficiente (en 2011 invirtieron sólo 3.700 millones de dólares), ha decidido como mejor mecanismo para mejorar la capacidad de producción, nacionalizar el 51% del 57,43% que tiene REPSOL en YPF sin tocar al resto de accionistas (los de argentinos y americanos básicamente). Así que para «recuperar la soberanía energética» deberá pagar esas acciones. Se dice que unos 8.000 millones de dólares -pleitos aparte-, sabiendo que no pagará por «Vaca Muerta» pues no son reservas, sino recursos (eso sí lo «interesante» de la maniobra, pues se la queda barata pagando el P3 y no el P1). Porque en realidad, YPF tiene sólo 500 millones de barriles de reservas probadas entre crudo, gases licuados y condensados (o sea el 20% de toda la Argentina con unos 2.300 millones de barriles). La cosa cambia con «Vaca Muerta«, pero según la propia REPSOL hacen falta 25.000 millones de dólares al año para explotar ese crudo durante 10 años. Las reservas actuales del Estado Argentino son de 44.000 millones de dólares. ¿Quién va a invertir en una empresa nacional -que no reparte beneficios, por tanto- ese dinero? ¿Es realmente la nacionalización la mejor alternativa para desarrollar los recursos energéticos de la Argentina?

Ahora busquen las diferencias; en el tipo de recurso disponible; en el tipo de crudo; en el historial colaborativo; en el know-how; en la forma de hacer las cosas; en Lula, en CFK, en Evita… No sé a ustedes, pero a mi -desde el año 2000- sólo sale mejor la Argentina con Messi. Por cierto, su primer gran jugador off shore. Y no es que yo sea de Barcelona.

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Protegido: Vaca muerta no da leche

Publicado el 21 abril, 2012 por David Ruyet

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Lo imprescindible del sector eléctrico español en 14 minutos

Publicado el 13 abril, 2012 por David Ruyet

¿Es cara la energía en España? ¿Es barata? Hace cuatro días que se ha producido un aumento de entre el 5% y el 7% de la tarifa regulada (la Tarifa de Último Recurso, o TUR) que será efectivo el 1 de abril y afectará a unos 20 millones de consumidores, que siguen a tarifa en un mercado liberalizado. ¿Tiene sentido todo esto? ¿Es un sector eficiente? ¿Dónde está el lío? Igual, como introducción, le sea interesante en menos de 14 minutos (a minuto por snapshot) repasar los principales elementos que determinan la estructura del sistema energético (más bien eléctrico-gas) español:

1)    Exceso de capacidad instalada: el sistema español está sobredimensionado pues la potencia eléctrica instalada (supera ya los 100.000 MW, de los que más que unos 59.000 MW se corresponden con potencia programable (o sea térmicas y nucleares) ha crecido con rapidez y supera, en mucho a la demanda punta histórica (la de 44.800 MW a las 8PM del 17 de diciembre de 2007). O sea, el riesgo de no cubrir un día de punta no existe y la falta de más potencia, ahora con la crisis, es relativa.

2)    Hipertrofia del sistema gasista: tambien las infraestructuras de gas están sobredimensionadas; en especial, hay más plantas de regasificación de las que se necesitan para cubrir la demanda. Eso ha ocurrido por una mala de la generación con gas natural –que tras la punta y blackout de 2007 programó inversiones 2008-2016, o sea justo antes de que todo se fuera al cuerno-; pero también porque nadie ha querido detener obras. En otros casos, además se ha gestionado mal (como los almacenamientos subterráneos que han costado mucho más de lo previsto). Todos estos efectos se han amplificado con la crisis económica, pues la demanda de gas ha caído más del 20%. O sea que sobran tubos.

3)    Elevado peso de las renovables: la capacidad (o sea la potencia) de generación eléctrica a partir de energías renovables está cercana al 30% del total instalada, Ello es fruto de los estímulos extraordinarios que se dieron en el periodo 2004-2007, y que ahora se han recortado, claro. Pero toda esa energía se paga muy cara. El coste del llamado «Régimen Especial» (o sea las renovables, cogeneración y residuos) en España (22,5 €/MWh) es superior al alemán (10,78 €/MWh) y al italiano (7,89 €/MWh) según la CNE. Además, como “efecto de segunda ronda”, tanta renovable ha obligado a aumentar el back up con convencionales (o sea más centrales de gas por si un día no hay viento o sol), pero luego han reducido el factor de carga de éstas (el llamado “hueco térmico”), por lo que los tipos de los ciclos combinados andan más que cabreados, porque siguen pagando el gas que contrataron con la fórmula «Take or pay« (o sea «consume o paga, chato«).

4)    Mix de emisiones eléctricas bajo en carbono: el mix eléctrico español (o sea la cesta de energia primaria: gas, gasóleo, carbón, nuclear, agua y renovables) es muy bajo en emisiones de carbono; en 2011 fue de sólo 0,223 kg de CO2 por cada kWh -en 2008 era casi el doble- si bien las emisiones aumentaron un 30,4% en 2011 con respecto a 2010, culpa del cabrón, digo carbón nacional, que ha sido el 11% de la energía eléctrica. Mucho.

5)    Demanda eléctrica a la baja: la crisis económica ha tenido un gran impacto sobre la demanda energética española, especialmente en 2008 y 2009. Si bien se recuperó ligeramente en 2010, en 2011 habría vuelto a bajar. Por todo ello, o sea la menor demanda eléctrica y el aumento de las renovables, se ha reducido la demanda de gas natural. En otras palabras, que la demanda en España hoy es la de 2006. Y espérese.

6)    Elevada dependencia energética: si bien las renovables han permitido mejorar el grado de autoabastecimiento del sistema (o sea la energía primaria del país), sigue en valores muy bajos, del orden del 21-23%. En este sentido, la elevada dependencia fósil y externa en energía primaria sigue constituyendo uno de los principales problemas del país, siendo su valor de 78,1% unos 24 puntos superiores a la media europea. La UE no cree que se pueda mejorar este ratio en el 2030 por debajo del 75%. Para mí es lo peor de todo.

7)    Dudas sobre el futuro papel de la nuclear: Si bien la energía nuclear fue la que más electricidad aportó en España (19,64%) en 2011 y, además, fue responsable del 40,4% de la energía libre de emisiones, la coyuntura actual llena de dudas el futuro de la energía nuclear en Europa (como el caso de Alemania). Además, en España existe una tradicional hostilidad extrema por parte de TODOS los stakeholders con la energía nuclear, y en todo su ciclo: centrales nuevas, viejas, residuos, almacenes… nada de esto gusta. Es lo que hay.

8)    Uso ineficiente de carbón nacional: en 2011 se estableció a obligación práctica (vía incentivo) de utilizar carbón nacional (un 11% del mix). Eso a un precio superior al del mercado internacional (con unos costes de 400 millones de euros anuales). La única justificación es pensar en la (eterna) problemática laboral con el sector minero de las cuencas asturiano-leoneas, dónde SOLO trabajan 4.342 personas a 1 de enero de 2012, y quedan 400 por prejubilar. Además, todo este carbón nacional no mejora el grado de autoabastecimiento (como sí ocurre con las renovables) y empeora el mix. O sea, el negocio de Roberto y las cabras (que cambiaba 5 cabras negras por 4 blancas).

9) Poca cultura de ahorro y eficiencia energética: las políticas de ahorro y eficiencia energética no son, ni han sido, una prioridad con ningún gobierno en España; como ejemplo, valga recordar que el Código Técnico de Edificación entró en vigor, a la práctica, fuera del boom inmobiliario, o que una medida tan positiva para el ahorro de combustibles como fue la reducción del límite máximo de circulación a 110 km/h, durante el inicio de 2011, duró tan sólo unos meses. O sea que por aquí, difícil. Eso sí, de planes y estrategias de ahorro energético tenemos un montón.

10)    Ausencia de interconexiones físicas: España (y parece que eso se olvida con frecuencia) sigue siendo una “isla energética” pues no existen interconexiones físicas significativas con la Unión Europea tanto eléctricas, gasistas o petroleras. Es decir, para los combustibles se depende de forma extrema de la logística naval y, a la vez, no es posible constituirse como un hub energético gasista o eléctrico (sobrándonos potencia por todas partes) por la falta de conexiones. ¡Ay! esos pillos franceses con sus nucleares…

11) Poca transparencia del mercado eléctrico Español: el modelo de mercado liberalizado, instaurado en 1997, ha perdido parte de su credibilidad. La improvisación, la falta de comunicación, la chulería del lobby eléctrico, la incompetencia y descoordinación de las múltiples patronales de las energías renovables (hay decenas) y su ausencia de interlocutor, o el intervencionismo administrativo y político (en la regulación del sector hay un montón de Decreto-Ley, lo que quiere decir Decreto-Sin-Consenso) ha sido la norma. Además, la competencia no ha mejorado la -histórica- opacidad del sector eléctrico, que sigue siendo el negocio de únicamente cinco grandes compañías: las “eléctricas” (estas son, Endesa, Iberdrola, Hidroeléctrica, Gas Natural-Fenosa y E.On).

13) Coexistencia de un sistema regulado con el mercado liberalizado: eso es la repanoché. Por un lado, tenemos los precios liberalizados que se arman de forma aditiva sobre los precios de las subasta del pool eléctrico y, por otro, los de tarifa regulada que al coste de producción de la energía (con otra subasta, la CESUR, que sale más cara que la otra desde siempre) añade los “costes regulados”, que aunque deberían cubrir sólo los costes de transporte y distribución del sistema, acaban cubriendo multitud de costes reconocidos. De esa extraña dualidad (en realidad, el 1 de julio de 2009 se abolieron las tarifas) y de sus desequilibrios surge el llamado déficit tarifario (una deuda que pasa a los consumidores futuros, a la práctica) que merece no un post, sino cincuenta. Como la CNE.

13) Precios del pool eléctrico en la media europea…: el precio mayorista de la electricidad ha sido siempre moderado, y cercano a la media europea; en promedio de unos 50 euros por MWh. A esa moderación ha contribuido la producción renovable, que entra en las subastas a precio nulo y reduce el precio marginal resultante, aunque luego hay que pagarlo por otro lado. O sea que sí, pero que no.

14) …Pero precios de la electricidad en la banda alta: otra cosa serían los precios para los consumidores finales, pues España tendría respecto de la UE-27  a final de 2011 los precios industriales (>20 GWh) en la franja media (nº15 en UE 27) y alta (nº20-21 en UE-27) para los consumidores domésticos (<7.500 KWh) y comerciales (<2 GWh). Y eso sin contar que durante  años no se quisieron subir los precios… Pero vamos a ver… si España es una isla energética, con sobrecapacidad, con renovables caras, con demanda a la baja, con carbón nacional, sin incentivos al ahorro y que -no olvide- IMPORTA EL 80% DE SU ENERGÍA ¿qué precios espera? O sea que no, pero que tampoco.

Como verá (han sido sólo 14 minutos de nada) la situación del sector eléctrico español es  compleja. Como en otros tantos sectores, hay muchas decisiones que no se han tomado de forma adecuada. Y como en esos, y otros más, tampoco se ha asumido la realidad de esta «isla energética» que es la península ibérica. Ahora, que pintan bastos, habrá de tomar un montón de decisiones duras y difíciles también en el sector de la electricidad. Y ya sabe: se tomarán por las buenas (gobierno español) o por las malas (Directorio Europeo). Y también sabe cuál ha sido la tendencia desde mayo de 2010. Reformas tímidas, poca alteración del status quo, nulas reformas estructurales y grueso de las medidas sobre la base del sistema, o sea los consumidores. ¿cree que sera diferente en el eléctrico? Ánimos.

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La Elgin-Franklin y los riesgos invisibles del gas natural

Publicado el 5 abril, 2012 por David Ruyet

Desde la semana pasada hay una fuga en una plataforma de gas del Mar del Norte que explota la francesa TOTAL, que no ha tenido excesivo eco en la prensa. Pero ha sido grave: todos sus trabajadores (238, sin heridos) han sido evacuados y aunque la fuga no se ve, la antorcha sigue quemando. TOTAL reconoce no saber cómo parar la fuga, que parece se ha producido a unos 4.000 metros de profundidad (aunque lo que se llama cabeza de pozo está a sólo 90 metros). La fuga les cuesta a los franceses unos dos millones de euros al día, y su producción representa el 2% del total de la petrolera. Esta plataforma offshore, llamada Elgin-Franklin, se halla a unos 240 kilómetros al norte de Escocia. Explota dos yacimientos submarinos cercanos, a pocos kilómetros uno del otro, que contienen un total de 60 millones de m3 de condensado (un hidrocarburo ligero, parecido a la gasolina) y otros 50 billones de m3 de gas natural (o sea de metano).

En su comunicado de prensa, TOTAL manifiesta que no hay vertidos ni un «impacto significativo en el medio ambiente«. El vertido de la plataforma no puede compararse con la catástrofe de abril de 2010 de la Deepwater Horizon del Golfo de México de BP (aquel vertido donde, recordarán, además de fallecer 11 personas, el que más hizo el golfo fue BP y sobretodo su CEO Tony Hayward). En la Elgin-Franklin la fuga de hidrocarburo líquido (el condensado de metano) parece pequeña, aunque incluye porquerías como sulfuros de plomo y zinc. Pero lo no despreciable es la fuga de unos 5 y pico millones de m3 metano a la atmósfera al día. Como se comentó en este otro post, el metano es un poderoso gas de efecto invernadero, del orden de 23 veces más potente que el CO2 contribuyendo al calentamiento global, pues absorbe mucho más calor que los otros gases perniciosos. Si bien la permanencia del metano en la atmósfera es baja (unos 12 años frente a los 100 del CO2), y los radicales OH los destruyen (cada vez hay más debido al ozono troposférico), durante los últimos años se ha visto un aumento anormal de la concentración de metano en la atmósfera. ¿Por qué? Luego volvemos a ello.

Consumo de gas natural en el mundo

El gas natural siempre fue la hermana pequeña y fea del petróleo, aunque siempre se ha sabido que, como el cisne, acabaría siendo la más guapa. Más peligroso y caro de extraer que el crudo (vertidos aparte, claro), la industria petrolera es consciente de que el gas es la clave de su supervivencia una vez llegue el inexorable declive del petróleo, como nos recuerda el maestro Mariano Marzo. Y es que el gas natural (en realidad, una mezcla de gases ligeros con un 90% o más de metano) suele encontrarse junto al petróleo. Y además de difícil de extraer, es más difícil de transportar del yacimiento al consumo. Precisa de complejas infraestructuras de licuefacción, procesado, compresión, puertos especiales,  buques metaneros, plantas de regasificación, gasoductos, odorizante (el gas natural no huele, por lo que se le añade el pestilente tretrahidrotiofeno) y, luego, estaciones de regulación. O sea, un montón de infraestructuras (además de la perforación, claro) que aumentan el riesgo de problemas y fallos, pero sobretodo de fugas.

Si bien su uso se inició en los años 30 en Estados Unidos, no fue hasta los 60 en que el gas natural se empezó a tomar en serio. Y aún se acabó de tomar más en serio tras la crisis del petróleo del año 73. Era una alternativa muy razonable al cada vez más caro petróleo del Golfo, sobretodo una vez se descubrió en Groningen en 1959 un yacimiento offshore enorme, el décimo del mundo. Poco después vinieron los campos británicos del Mar del Norte y, más tarde, los de los noruegos en los 70. Se tenía gas en Occidente, así que se abría una pequeña puerta a la independencia energética: ni rusos ni árabes recuerde, era la guerra fría. Hoy ya sabe que la cosa ha cambiado y Europa depende mucho del gas ruso. Desde entonces las inversiones en la industria del gas han sido enormes. Hoy la mitad de las nuevas centrales eléctricas en el mundo son de gas natural (que avanza lentamente también hacia su declive). Ya es el 23% de la energía primaria para generación eléctrica y sigue creciendo. Incluso el transporte (con vehículos a gas natural comprimido, o GNC), que ya es más del 2% del total mundial, y es una alternativa que sigue creciendo. En países como Brasil, Colombia, Argentina, Pakistán (con casi 3 millones de automóviles), o Italia cargar metano en la gasolinera es habitual.

Y es que el gas natural (o sea, el metano) es muy puñetero. Al ser menos denso que el aire, tiende a subir, por lo que pocas veces genera atmósfera explosivas. Pero es esa elevada difusión uno de sus principales riesgos, porque canalizaciones, juntas, trasvases… fugan. Y fugan mucho. Algunos autores cifran esas fugas en alrededor el 2-3% del total del gas. En realidad, las emisiones de metano asociadas a la cadena del gas natural serían superiores al 30% del total (o sea en cualquiera de las fases de producción, procesado, almacenamiento o transporte). Y claro, todo ese metano tiene efectos graves en el calentamiento global. De hecho, si nos fijamos en la curva de evolución de concentración del metano en la atmósfera, verán el súbito crecimiento que tuvo en los 80. Cerraban las viejas centrales de carbón (y las minas) que eran sustituidas por centrales de gas natural. Luego, a mitad de los 90, la concentración se estabilizó sin que se sepa muy bien porqué (probablemente por lo dicho, que el metano de deteriora rápidamente), hasta el año 2006, más o menos, cuando volvió a repuntar de forma súbita. ¿Por qué?

Pues seguramente será debido al aumento de nuevas prospecciones de pozos de gas natural en todo el mundo, sobre todo de shale gas (el gas pizarra). Pues sí. La sensación energética del momento, el shale gas. Ese gas natural obtenido por fractura hidráulica (el «fracking«) de esquistos y pizarras subterráneas, y que, además, se encuentra lejos de los yacimientos de Oriente Medio y Asia Central. El que tiene más reservas que el gas natural «convencional». El que ha originado el sueño de una posible independencia energética de europeos y americanos (incluso en España). El mismo que ha ido creciendo desde el 2006 a razón de un 50% cada año. El que tiene relevantes efectos sobre el medio ambiente y que ha sido prohibido en Francia o Sudáfrica (uno lobby nuclear y otro lobby de carbón; tampoco es tan extraño). Ese mismo. Pues, además, el shale gas tiene otro riesgo grave e invisible: la acumulación atmosférica de metano y su enorme contribución al efecto invernadero derivado de la cantidad de nuevos pozos en superfície.

La fuga de la Elgin-Franklin o las perforaciones de shale gas comparten ese mismo riesgo invisible. Y es curioso como el gas natural ha conseguido pasar siempre como la energía fósil más guapa: más limpia, más rápida, más flexible, más invisible. La mejor. Y la belleza ya saben que no es un valor absoluto sino relativo. Y es cierto que las centrales eléctricas de gas son mucho más guapas que las de carbón (literalmente, «el doble de guapas» si uno piensa en las emisiones de CO2 de unas y otras). Pero no es menos cierto que si el metano llega a la atmósfera sin quemar, su efecto invernadero es mucho mayor que el de la peor molécula de CO2 de la central de carbón más marrana que encuentre. Ya saben lo que dicen: «la suerte de la fea, la guapa la desea«. Pues aquí, es al revés.

P.S.: el próximo 25 de abril de 2012, organizamos desde ESADE ALUMNI en Barcelona una sesión con el maestro D. Mariano Marzo sobre el shale gas. Aquí los detalles.

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¿Llegó el fin del superciclo de las materias primas?

Publicado el 27 marzo, 2012 por David Ruyet

Hace un par de semanas, un artículo en el Wall Street Journal titulaba «El superciclo de los commodities apunta hacia abajo«. De ello se hizo eco buena parte de la prensa económica mundial. Curiosamente, a inicio de año, el ministro de hacienda chileno decía lo contrario. Según Larraín, la consolidación de los emergentes implicaría una demanda sostenida de materias primas durante (más) años. Polémica al margen, como dice el WSJ, es cierto que estamos desde 1999 en un superciclo alcista. Superciclo porque lleva más de doce años, y alcista porque las caídas que se han visto del mismo han sido pocas y cortas, Lehman aparte. Si nos fijamos en los principales índices sobre materias primas, vemos que el índice Reuters-CRB se ha multiplicado por más de 3 durante esos años, mientras el S&P GSCI lo ha hecho por casi 5. Al Dow Jones-UBS le ha pasado algo parecido. ¿Cuál es la explicación? cada índice se compone de una cesta de diferentes commodities donde se ponderan desde metales a ganado, pasando por los alimentos, el petróleo, el gas natural y los combustibles. Pues el S&P GSCI (por cierto, lo de GS es por «Goldman Sachs» que, en su día, desarrolló el índice y luego lo traspasó a Standard & Poor’s) pondera un 78,65% y el otro un 17,64% respecto de petróleo, gasolina y gas natural (aunque con diferentes vencimientos y mercados). Así, cuando se habla de superciclo de las commodities, en realidad se habla de superciclo de la energía fósil.

La economía es cíclica debido a la interrelación existente entre la actividad industrial y bursátil; inversión, producción y consumo. Eso se sabe desde el siglo XIX: entonces hablaban de momentos de crisis económica frente a otros de equilibrio económico. Marx se fijó en ello, y dedicó páginas y páginas en «Das Kapital«a las crisis periódicas del capitalismo, que sólo acabarían con la revolución comunista. En los años 40 Mitchell y Burns sistematizaron el tema: a ciclos al alza le seguirían otros a la baja, en una serie recurrente pero no periódica, donde no está claro cuánto durará una fase de expansión, ni cuándo empezará o acabará una de contracción. En el siglo XIX los ciclos fueron más largos; de 40 años. En el XX han sido de menos, de unos 20. Ahora estamos esperando que acabe el de los últimos 12… Mitchell decía que los ciclos duraban entre 1 y 12 años, como el WSJ; otros proponen 15. «Amigo Sancho, cuán largo me lo fiáis«.

Pero ¿qué ha producido este último superciclo? Como cuenta el WSJ, y eso parece que no tiene mucha discusión, la cosa se debe sobretodo a la conjunción de dos elementos:

  • Por un lado, por la economía china que ha ido como una moto en estos años; hoy es la segunda del mundo tras Estados Unidos y desde 1999 ha multiplicado su PIB por 6.
  • Por otro, por la superabundancia de liquidez de estos años. Ya sabe: el BCE europeo y la Fed americana (sobretodo éste) mantuvieron los tipos bajos mucho (demasiado) tiempo durante la época del boom crediticio.

Es decir, los chinos demandaban materias primas de todo tipo como locos, generando una presión al alza en los precios del crudo, metales, alimentos y demás. El problema de la mayoría de commodities (quizá los alimentos salen de esa ecuación) es que suman cero: o las tengo yo o las tiene usted; pero, además, tienen pocos sustitutivos. Por ello su demanda es muy inelástica al precio: aunque sea caro, quiero lo mismo igual. Es más: lo quiero siempre. Entenderá entonces que resulte un chollo invertir en materias primas (siempre que espere que suban, claro). Pues mientras los chinos crecían y crecían, el exceso de liquidez y el sobrecrédito existente para todos fue desplazándose de la Bolsa y el inmobiliario hacia las materias primas alimentando el superciclo. Hoy, como la economía china empieza a dar muestras de agotamiento (menores perspectivas de crecimiento, reducción en las infraestructuras, inflación…), los del WSJ deducen que cuando la economía americana se recupere pues, ¡patapám! Bernanke empezará a subir los tipos de interés y las commodities bajarán de precio. En 2014 pasaría eso, dicen.

Por cierto, ¿no le llama la atención que el artículo del WSJ sólo se centra en la demanda de los chinos? ¿Son tan relevantes? Cuando en 2007 muchos (pero no todos) se dieron cuenta de que la burbuja inmobiliaria pinchaba, dirigieron su mirada hacia las materias primas. Entre 2003 y 2008 (antes del crash de Lehman) se pasó de invertir poco más de 10.000 millones de dólares al año en materias primas a… 300.000 millones. En la primavera de 2008 sólo los hedge funds llegaron a copar más del 35% del total del mercado de futuros. Marco Lombardi del BCE establece que las posiciones financieras largas en los futuros del petróleo han llegado a marcar hasta el 90% de las variaciones del precio. En otras palabras, los speculators (o sea, los hedge funds, los institucionales, trading advisors, traders, commodity pool operators, associate brokers, introducing brokers, floor brokers…) con su entrada masiva en los futuros han desvirtuado la relación oferta-demanda en el crudo, aumentando la volatilidad del precio (mire el gráfico de abajo). Porque los hedgers, es decir los que usan los derivados para reducir su riesgo con el precio de las materias primas, son sólo el 30%. Unos protegen su negocio en el futuro; otros buscan obtener negocio anticipándose al futuro.

La relación de trabajos que centran la correlación entre posiciones financieras largas y precio del petróleo es enorme. Claro que la demanda influye; faltaría más. Pero tenemos muy poca capacidad de modificar la oferta. Es más, entre los diferentes factores que afectan a la oferta (recuerde este otro post) pesan más los coyunturales (geopolítica, clima) que los estructurales (por ejemplo, la capacidad de refino). Si mañana queremos construir una refinería (suponiendo que nos dejen y tengamos dinero) no la tendremos operativa hasta, digamos, cinco o seis años. Demasiado. Ahora entiende porqué durante la década pasada las petroleras preferían comprar refinerías de los demás antes que construirlas (en occidente, claro). Piense que en el año 2000 se venía de 10-15 años de precios bajos del petróleo, por lo que no era fácil invertir. Cuando se podía invertir era más barato, fácil y suculento hacer una OPA que no meterse en el lío de construir nada (permisos, burocracia, medio ambiente, obra, geopolítica). Y hoy estamos como estamos.

Así que ya ve. Es cierto que TODAS las materias primas se mueven por superciclos. Cuando los precios suben, se sobreinvierte y esa sobreoferta acaba por tumbar los precios. Cuando caen, no es rentable invertir, la oferta se estanca y entonces vuelve a subir el precio. Y ahí estamos. Como en el caso del petróleo no se ha invertido mucho en los últimos 15-20 años (ni yacimientos, ni prospecciones, ni formación, ni refinerías, ni ná de ná) no es posible aumentar la oferta de forma significativa. Y esta escasez de oferta dispara los precios, que arrastran a las otras commodities -alimentos o lo que sea- al estar asociados a los índices bursátiles. Por eso, se mueven todas juntas con elevadas correlaciones entre cada una de ellas y el petróleo.

Para romper este nudo ¿qué haría falta? Pues inversiones de Chinos e Indios en el upstream, pero… ¿Habrá sobreoferta de petróleo? Difícil ¿no? China que consume casi 10 millones de barriles al día, de los más o menos 90 de todo el mundo ¿Cuánto bajará? Miremos ahora el otro lado de la ecuación ¿En qué momento los speculators van a ir cortos en sus posiciones de futuros? ¿Seguro que una subida de tipos condicionará la entrada en futuros? Verá en el gráfico anterior que hoy sigue el rolling de los futuros de petróleo y que se contrata cada día. Hay precio alto, pero no sobreinversión. Mire, no veo claro eso de que en 2014 la cosa se caiga, cosa que lamento pues a corto plazo nos iría de perlas para salir de la recesión. Y si cae, no creo que lo haga muy por debajo de los 100 US$ el barril. Oferta inmóvil, demanda asegurada y el dinero pensando, más que en invertir, en que el precio… subirá.

DISCULPA: Por error se envió el post a todos los suscriptores y followers del blog antes de estar finalizado; mil disculpas a todos. Cosas de trabajar on line.

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