Geopolítica y energía

Análisis: Energía, cambio en las estructuras estratégicas del mu

2013-06-18T09:27:00.002-03:00

¿Cómo transformar el framework global si el comercio transnacional en energía deja de ser un factor significativo en los asuntos estratégicos? Algunos estados, que dependen principalmente de la exportación de petróleo o gas, dejarían de ser potencias en esa medida. Otros estados, dependientes de las importaciones de petróleo y gas para la viabilidad, podrían ser liberados de esa fuga de divisas y la necesidad de proyectar energía para dominar las fuentes comerciales de energía y las líneas de suministro. Pueden proyectar su energía para razones más tradicionales.

Ahora es posible prever un mundo en el siglo XXI en el que el gran conductor del comercio internacional de energía como un commodity puede no necesariamente ser el factor determinante de la política estratégica o la causa del conflicto. Esto no quiere decir que la energía no será decisiva en la determinación de los resultados estratégicos. Todo lo contrario. Sin embargo, incluso si la energía determina los resultados, como lo hace, la energía como una mercancía no puede -si las tecnologías emergentes y los factores del mercado continúan así- serán la razón de guerras que se libren o alianzas geoestratégicas y estructuras de proyección de fuerza a construir.

El mundo está viendo -en particular con la nueva viabilidad de la explotación de los shale o "tar sands- una situación en el que las principales nuevas reservas de combustibles fósiles, al margen de las energías renovables (incluso la energía nuclear derivada del torio), son capaces de ser explotados en áreas hasta ahora consideradas como dependientes de los combustibles importados. Y la energía, en particular para la energía eléctrica, sigue siendo el motor existencial de las sociedades urbanas.

La energía, sin embargo, ha sido un driver en la historia reciente del comercio transnacional y la competencia internacional. La energía, para la mayor parte de la historia humana, es una cuestión local: un commodity adquirido y utilizado en las proximidades. La energía, cuando se empezó a utilizar para transformar la vida, el poder político-militar, y la riqueza, se convirtió en un motivo para el desarrollo de los centros poblacionales, y la gran coincidencia del carbón, mineral de hierro y agua creando poderosas "forge cities", como Lieja y Brescia.

Pero el verdadero gran comercio internacional en energía como un commodity comenzó a transformar el mundo, y para crear la base de la sociedad moderna industrial, cuando los comerciantes españoles comenzaron a explotar, y el transporte del siglo XIX, los grandes depósitos de guano de Perú a Europa, donde el guano como fertilizantes habilitó el aumento masivo de la productividad agrícola. Podría decirse que, el fertilizante natural era, con el carbón, una forma temprana significativa de energía transportable para la productividad económica. Ambos -como el petróleo y el gas y otros combustibles a base de carbón, y uranio, y así sucesivamente- son formas de energía latente que se prestan para el transporte y almacenamiento que se utilizará cuando sean necesarios.

Las formas transportables de "energía latente" se sometieron a otro hito cuando, por ejemplo, la Royal Navy cambió el uso de carbón a petróleo para alimentar a sus naves (en el inicio del siglo XX) después que la Marina había cambiado de rumbo a la energía por combustión interna, y la mayoría de la sociedad siguió, así como las familias mudaron del aceite de ballena a productos basados en petróleo para la iluminación y luego se adoptó el nuevo crudo para la fuerza motriz.

El comercio mundial de petróleo, gas y carbón, así como en materia de energía "terminando" en forma de electricidad, había, a principios del siglo XXI, convertido en probablemente la mayor área internacional única de comercio físico. Se llevó la mayoría de las formas de comercio. El comercio internacional de armamentos y otras tecnologías avanzadas dieron un gran impulso, ya sea la riqueza creada por las ventas de energía, o la necesidad de proteger las líneas de dependencia energética. ¿Por qué está cambiando?

Un informe publicado por Financial Times el pasado 15 de mayo, capturó algo de la esencia del cambio: "Los avances tecnológicos en la fracturación hidráulica (de la energía shale) y la perforación horizontal (por petróleo y gas), las empresas pequeñas y medianas pioneras, han abierto las reservas de oil y gas shale que antes no eran viables. Como resultado, la producción de petróleo crudo en Estados Unidos está en camino a ser un 50% más alto este año (2013) que en 2008. Los analistas comenzaron a especular que América del Norte - Estados Unidos, más Canadá y posiblemente México- podría convertirse en un exportador neto de petróleo en 10 años, e incluso la Agencia Internacional de Energía ha pronosticado que Estados Unidos podría superar a Arabia Saudita para convertirse en el mayor productor de energía para 2017".

Una cita del veterano consultor de la industria energética y ahora asesor de Deloitte, quien señaló que muchos de los promocionados beneficios de la revolución del petróleo y gas aún no se habían dado cuenta. "La mayoría de nosotros crecimos en un mundo de escasez", dijo. "Pero ahora la mentalidad ha cambiado: no es la escasez, es la seguridad energética y la abundancia de energía".

Cabe destacar que la nueva comprensión de la abundancia de la energía shale -en, por ejemplo, las Américas, Europa, Australia, y el Lejano Oriente ruso y en otras partes, y el reconocimiento de nuevos tipos de pockets de energía de petróleo y gas alrededor de Taiwán an (Republic of China: ROC) y alrededor de las islas del Mar del Este de China históricamente dominado por Taiwán y reclamado por ROC -está siendo cuestionado por algunos patrones tradicionales de interés. Hay un renacimiento de las reivindicaciones territoriales, como las relativas a la First Island Chain en el Pacífico Occidental, incluyendo Taiwán, sino también las islas conocidas de Japón como Senkakus, el People’s Republic of China (PRC) como Diaoyu y las ROC como Diaoyutai. (Y en particular en el área conocida como Xihu/Okinawa). La lista de tales reivindicaciones territoriales crecerá a medida que los estados ven la oportunidad de incorporar áreas hasta entonces de poco valor, pero que ahora ofrecen la posibilidad de la independencia energética.

Argentina ha descubierto y comenzado a trabajar para explorar sus prospectos de petróleo y gas shale, particularmente en torno a la vasta formación Vaca Muerta. Como escribió Jude Webber en Financial Times: "Pocos países tienen que aumentar la producción domestica de petróleo y gas más que Argentina. Su factura de importación de energía, con su dependencia de gas natural licuado, fue de aproximadamente 9,5 mil millones de dólares en 2012 y espera saltar de 13 mil millones a 15 mil millones este año”.

Para gran parte del mundo, sin embargo, fuera de las Américas, una significativa carga base de commodity sigue siendo el carbón, y el bajo costos de carbón parece probable en el sentido de que -para algunas sociedades- la presión para desarrollar la energía shale seguirá siendo ambigua, por el momento. Pero eso no cambia la realidad de que el patrón del gran comercio de petróleo y gas puede sufrir una transformación en las próximas dos décadas. Esto no sólo cambia los patrones de dependencia física de la mayoría de las sociedades en uno de los commodities que encuentran crítica para la supervivencia, sino también cambia la estructura de la economía. Ambos patrones son críticos para los enfoques nacionales y los planes de defensa y gasto.

Inicialmente, el "shale rush" no significa un final repentino en el gran transporte oceánico y por ductos de petróleo y gas entre estados-naciones. Pero se van a transformar algunos de los principales patrones de uso de energía. En mayo de 2013, el modelo fue objeto de titulares. Stanley Reed, escribiendo para International Herald Tribune, señaló: "En una señal de que el boom de gas shale estadounidenses está haciendo olas globales, dos conglomerados japoneses y un gran jugador energético francés acordaron invertir en un proyecto de GNL de 7 mil millones de dólares en Louisiana. La planta comenzará operaciones en 2017".

Así vemos un patrón a tomar forma durante la próxima década o así, y los inversionistas japoneses vemos claramente la necesidad de adquirir fuentes estables de gas, y para relajar dependencia de la importaciones de petróleo y gas a Japón desde Medio Oriente, y la vulnerabilidad de transporte de estas operaciones a través de las rutas marítimas ASEAN y los estrechos links del Océano Índico con el Pacífico y, a continuación, con lo que a través de las aguas que cada vez estarían dominando por la República Popular China (PRC). Este periodista también tomó nota en 2012, de la clara necesidad de Japón y Corea del Sur, así como de ROC parar considerar también las líneas de energía logísticas a través del Pacífico más seguro que las del Océano Índico y directamente a través de las aguas dominadas por la República Popular China.

La evolución del marco global de energía a este punto no ha sido inesperada, a pesar que la mayoría de las sociedades han sido lentas -en este como en todos los aspectos del cambio- para romper trayectorias lineales para adoptar nuevas tecnologías o nuevos enfoques para satisfacer las necesidades de energía. El estratega Dr. Stefan Possony, escribió en Defense & Foreign Affairs en 1974, detallando el alcance de petróleo shale y tar sand para Estados Unidos y Canadá (y otros). Incluso en 1974, fue capaz de señalar: "Hay tres grandes fuentes potenciales de shale en el mundo: Estados Unidos, la Unión Soviética y Brasil, con un signo de interrogación en cuanto a la República Popular China".

Como se supo, las cuencas adicionales de petróleo y gas shale fueron descubiertas en Europa Occidental Continental y el Reino Unido, así como en Australia y en otros lugares. Pero Possony previó los patrones estratégicos evidentes en el enfoque bastante estrecho para las explotaciones de petróleo y la competencia a principios de 1970. Él prologó su intervención en ese estudio con los siguientes comentarios:

La laboriosidad de la humanidad se ha desviado intencionalmente a través de la historia, una carretera marcada por los extremos: odio extremo, codicia extremo, justicia extrema y el derrocho extremo. La tecnología moderna nos ha llevado a la última de ellas, y sólo la interrupción de los combustibles básicos de la vida ha obligado a un examen de nuestras prácticas de consumo.

La continuidad del consumo de energía, a lo largo de las líneas de acondicionamiento de los últimos 50 años, podrá llevar al mundo a su vez en un desequilibrio innecesario. Tales extremos deben conducir a un desequilibrio monetario rápido de tales proporciones que las monedas internacionales se bloqueaban. El caos resultante sería el clima de conflicto. Y sin embargo, se puede prevenir. Possony esbozó una serie de paths de energía que luego no comenzaron a ser considerados, sobre lo que podría haber sido adaptado para aliviar el enfoque lineal de la estrategia energética.

La evolución de la situación, entonces, tiene ahora -casi cuatro décadas después que Possony escribió- fue iniciar un proceso en el que los aspectos geopolíticos de la energía cambiaron absolutamente. Esto va a cambiar, y ya está cambiando, el terreno estratégico del mundo. Y aparte de cambiar la dispersión geográfica de los recursos energéticos y el comercio, el patrón emergente también cambiará la economía de energía. De hecho, el consumo de energía como porcentaje del PI de la mayoría de las sociedades industriales alcanzó su punto máximo a principios de 1970, y luego comenzó a declinar. Sin embargo, eso no significaba que la vulnerabilidad de los países para interrupción de energía haya disminuido. Hoy, en cambio, el sector agrícola estadounidenses tiene una valor de uno por ciento del PBI de ese país (dependiendo de cómo se mida), pero la pérdida de un excedente de producción de alimentos allí tendría consecuencias económicas y estratégicas profundas y desastrosas para el país.

Lo que está surgiendo, entonces, no es una transformación revolucionaria del marco estratégico mundial por la transformación del abastecimiento de energía, sino un patrón evolutivo. Sin embargo, la mera ausencia de una "fecha" con motivo del cambio del modelo energético mundial de una forma a otra no hace que la realidad sea menos dramática, sino que simplemente hace que sea más aceptable en términos sociales y manejable en términos económicos. Las empresas de energía de la nueva era suplantarán gradualmente la vieja era (y algunas empresas de la vieja época se transformarán y abrazarán las nuevas fuentes y tecnologías). Pero la geografía va cambiando, y por lo tanto toda la naturaleza de la planificación geopolítica.

Algunos productores de energía de la vieja era, como Irán, Arabia Saudita, Kuwait, Nigeria y Venezuela, pueden encontrar que su oportunidad de desarrollar sus economías y convertirse en estados-naciones equilibrados en el sentido de la "civilización moderna" se ha perdido, o su transformación, o su retorno. Pero por cualquier medida, pueden haber perdido la influencia estratégica que sus campos de petróleo y gas una vez les había dado.

¿Qué haría eso, por ejemplo, de fenómenos como el apoyo económico una vez dado a la propagación del Islam, como un subproducto de la riqueza y el prestigio, bajo el prestigio financiero de Riad y Teherán? Todavía no es posible determinar las consecuencias de los efectos de la posible disminución de la riqueza soberana sobre los vínculos entre la riqueza y el proselitismo ideológicos, pero no hay dudas de que existe una relación.

Significativamente, vemos una pequeña disminución en la riqueza de, por ejemplo, Arabia Saudita (y, ciertamente, signos para los próximos años en la disminución de los gas players como Qatar), ya hemos visto una marcada reducción de, por ejemplo, la dependencia estadounidense en la península Arábiga y la energía iraní. Aunque la dependencia estadounidense del Golfo de Guinea (Nigeria, etc.) ha alcanzado su punto máximo, alrededor de 2013, parece que va a disminuir.

Los cambios de patrones ya emergentes están empezando a cambiar en las sociedades que gastan su dinero. Eso por sí solo transforma los strategic commons. También transforma área de la productividad industrial. Pero es evidente que, además, los marcos legislativos tienen que cambiar para adaptarse a los cambios de los patrones energéticos. Estados Unidos ha, en el pasado, evitado las reducciones de las importaciones de petróleo y gas extranjero y no quería participar en los programas industriales necesarios para lograrlo. Cuando el cash era abundante, era fácil simplemente importar combustible refinado.

Con las economías bajo presión, las sociedades están más preparadas para encontrar maneras de lograr economías. Lo que todavía tenemos que ver en una escala global, sin embargo, es si las sociedades "avanzadas", en un sentido económico, se transforman en "pseudo-post-industrial", pueden darse vuelta a las formas físicas de productividad, tales como las actividades industriales. Esta es otra prueba de que la sociedad del siglo XXI, ahora dominado por los enfoques abstractos urbanos y el pensamiento de "servicios" o white collar. Pero las dificultades económicas o el colapso pueden ser los taskmasters (supervisores) finales.

Una vez más: ¿qué significa todo esto para los patrones de defensa y planificación de amenaza? ¿Y cuál es el posible impacto de cambios en los niveles de población como la urbanización y otros factores de unidad de reducción en las tasas de reproducción humana? Esta tendencia ya es evidente y la curva de crecimiento en los niveles de población ha comenzado a llegar a su apogeo en una base global (mientras que el declive es ya evidente en algunas de las principales regiones). Esto, también, transforma las necesidades de energía.

Con demasiada frecuencia vemos la defensa y la planificación de la seguridad en términos absolutos y constantes, cuando, como ocurre con todas las cosas, que no son más variables en un terreno estratégico en evolución. Como el cambio geopolítico -y la transformación del comercio de energía estratégico es una palanca fundamental en la transformación geopolítica- para hacer evaluaciones de amenazas y oportunidades. Esto, cuando se combina con las tecnologías de transformación, significa que los planificadores tienen que volver a evaluar cómo la defensa y la seguridad nacional son calculados y conseguir unas más fluidas, o frecuentes, bases.

Sólo tenemos que recordar cómo los cambios en los procesos y los costos de fabricación transforman las fortunas -y por lo tanto la seguridad- de los estados europeos con la Revolución Industrial a finales del siglo XVIII. Podría decirse que, a pesar del encaje y la mano de obra dedicada a la industria fueron los componentes económicos significativos de la Europa del siglo XVIII, no eran aspectos esenciales del funcionamiento de las sociedades. La energía, sobre todo con el nuevo dominio urbano de los estados, es un componente existencial de la sociedad y la seguridad.

¿Hacia dónde se orienta la estrategia del pre-sal brasileño?

2011-04-15T15:18:00.003-03:00

Los conflictos en el Norte de África y en Medio Oriente, donde se concentra la mayor parte de las reservas mundiales de petróleo, hará que las inversiones se vuelvan hacia las reservas brasileñas del pre-sal, en la evaluación de especialistas del sector. Dos son las razones para este movimiento. Por un lado, el alza de los precios del barril, que tiene a hacer los proyectos debajo de la capa de sal más rentables. Por otro lado, la estabilidad política del país es apuntada como un triunfo en un escenario internacional cada vez más complicado[1].

Hoy, uno de los mayores desafíos del pre-sal es su costo de extracción, una vez que la tecnología para retirar el petróleo –localizado hasta siete kilómetros abajo del nivel del mar- es muy cara. Petrobras ya afirmó que el costo sería del orden de los 25 dólares el baril, mientras otras empresas apuntan a cerca de 45 dólares. De acuerdo con el consultor de petróleo y gas Marcos Felipe Macedo, ese costo aún es una incógnita. La única certeza es, mientras más elevada la cotización del petróleo, más rentables serán las inversiones. Sea cual sea el costo, el momento es excelente para que Brasil desarrolle el pre-sal.

Las reservas del pre-sal descubiertas hasta ahora suman 36 billones de barriles de crudo equivalente (incluyendo petróleo y gas), según las estimaciones de Petrobras y de ANP. Añadidas a las existentes, Brasil pasará a tener 51 billones de barriles. Este volumen de reservas hace de Brasil, al lado del occidente africano y de las ex repúblicas soviéticas, la gran frontera exploratoria de petróleo de esta década. En ese contexto, la estabilidad política se hace un importante factor para la decisión de las inversiones.

Brasil mostró en los últimos años que cumple los contratos. Aún los recientes cambios en el marco regulatorio del pre-sal pasaron por el trámite legal, no fue algo impuesto sin discusión en el Congreso. Para las inversiones de largo plazo, como los de la industria petrolera, eso es extremadamente relevante. Empresas de China y de India buscan garantías de reservas de petróleo y, para eso, buscan mercados con estabilidad jurídica y política.

Los conflictos en Medio Oriente y en el Norte de África deben llevar a un declive en la producción de petróleo. En primer lugar, porque las empresas extranjeras están suspendiendo sus operaciones en muchos de esos países. En segundo lugar, porque algunos de esos países, como Arabia Saudita e Irán, son las petroleras estatales las que lideran la actividad exploratoria. Como los gobiernos locales están anunciados paquetes con beneficios sociales para contener las protestas, probablemente habrá cortes de inversiones en otros sectores.

Welcome mister Obama

El gobierno brasileño quiere hacerse gran exportador de gas y petróleo a Estados Unidos, para evitar que los combustibles extraídos de la capa pre-sal en el litoral brasileño reduzcan la proporción de fuentes de energía “limpia”, renovable, como la hidroelectricidad, en la matriz energética brasileña. La intención de exportar la mayor parte del petróleo y gas del pre-sal para no “ensuciar la matriz” fue comunicada por la presidenta Dilma Rousseff a los enviados del gobierno estadounidense que estuvieron recientemente en Brasil.[2]

La estrategia brasileña fue bien recibida en Washington, donde la oferta es vista como una oportunidad para concentrar en el continente americano cada vez más a los proveedores del combustible fósil a Estados Unidos, reduciendo la dependencia en relación a Medio Oriente. Estados Unidos obtienen poco más de un tercio del petróleo que importan de Canadá y México; otro tercio viene de Arabia Saudita, Nigeria y Venezuela. Brasil es el décimo mayor proveedor de EE.UU. La perspectiva de obtener en el Hemisferio Occidental la mayor parte del petróleo consumido en Estados Unidos es recibida con entusiasmo en Washington. Aún con el aumento de la producción local, la Ofician de Energía Americana prevé que el país continuará importando cerca de la mitad del petróleo que consume y sólo en 2035 debe reducir esa parte a un 45%.

El Eximbank de Estados Unidos concederá hasta 1 billón de dólares en financiación para proyectos conectados a la explotación de petróleo en la capa pre-sal. El año pasado, el banco firmó con Petrobras un protocolo que garantiza líneas de financiación estimadas en hasta 2 billones de dólares[3].

De la misma forma que algunos sectores políticos brasileños vieron con sospecha el interés del presidente estadounidense, Barack Obama, por el petróleo del pre-sal, los conservadores en Estados Unidos criticaron la búsqueda del combustible en otras partes del mundo, mientras fortalecen límites para nuevas explotaciones en el Golfo de México. “Obama incentiva más perforaciones de petróleo en alta mar… en Brasil!!”, sostuvo Doc Hastings, presidente del House Natural Resources Committee. “En vez de crear energía y empleos americanos, el presidente Obama fue a Brasil para profundizar la dependencia estadounidense por la energía extranjera”, declaró. “El presidente no aprendió nada de los recientes eventos mundiales (…) Estados Unidos sigue vulnerable, aún cambiando su fuente de energía de regiones geopolíticas más inestables para Brasil.”.[4]

Hastings, que forma parte de una mayoría del Partido Republicano en la Cámara electa a fines del año pasado, es un defensor de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México, suspendidas en algunas áreas después de una gran fuga de petróleo el año pasado en la plataforma de BP. Es común en la retórica de los defensores de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México decir que, mientras Estados Unidos bloquea su producción, otras economías, como Brasil, toman la delantera. La crítica incluye también las líneas de financiación ofrecidas por EE.UU., como el Eximbank, para apoyar la exportación de equipos americanos para perforación de pozos en Brasil.

Mientras Brasil y Estados Unidos cierran acuerdos de cooperación en el área de petróleo, la americana ExxonMobil intenta esquivar lo que puede ser llamado un tremendo infortunio. La mayor petrolera de capital abierto del mundo posee un bloque en el pre-sal en la Cuenca de Santos que, cuando fue licitado, en el comienzo de la década pasada, llegó a ser considerado por los geólogos una de las áreas más prometedoras del país.[5] Con el pasar del tiempo, el mito del bloque de Exxon fue derrumbado. Las perforaciones de la empresa en el BM-S-22 contrariaron las perspectivas de los más renombrados especialistas. Dos descubrimientos fueron realizados, pero sin cantidad comercial de petróleo. Un tercer pozo tampoco habría apuntado grandes volúmenes de crudo. En verdad, la reserva que todos esperaban que exista, si, según una fuente que participa del proceso. Sólo que este gran yacimiento está fuera de concesión de la compañía americana, al sur de su bloque, “bem pertinho”, como define la fuente.

Con la autorización de la Agência Nacional do Petróleo (ANP), CGG, empresa que realiza análisis geológicos, recolectó datos sísmicos en la región y aún va a procesarlos para la interpretación geológica. De este análisis, que será entregado a la reguladora en los próximos meses, puede salir otro gran anuncio de reserva, en los molde de Tupi (rebautizado Lula) y Libra.

ExxonMobil confirma que fueron encontradas “cantidades no-comerciales de hidrocarburos” en el pozo Sabia-1 y Azulão. El pozo fue reconocido como gasto en el cuarto trimestre de 2010, así como el pozo llamado Azulão. Lo de Exxon fue un infortunio, Petrobras tiene un éxito exploratorio superior al 90% en el pre-sal, con petróleo en prácticamente todos los bloques que perforó. “Vamos a continuar analizando los datos recolectados en los tres pozos perforados en el BM-S-22 y trabajaremos junto a ANP y nuestros socios”, informa la empresa.

Exxon opera el bloque (40%) con Hess (40%) y Petrobras (20%). La empresa no deberá devolver el bloque, porque aún hay oportunidades de suceso en el área, pero “con perspectivas muy modestas de las que se imaginaba inicialmente”. ExxonMobil es la única operadora privada de los bloques del pre-sal de la Cuenca de Santos.

Estrategia: El gas del pre-sal reemplazará al crudo en Comperj

Petrobras usará el gas natural de campos del pre-sal como combustible y materia prima en el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), que está siendo construido en Itaboraí, en la región metropolitana de Río. La confirmación del cambio de crudo por gas como materia prima hace “más asertivas” las conversaciones con Petrobras. Según el director de Abastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto Costa, el gas probablemente será llevado hasta Comperj por gasoductos submarinos, que tendrán de 250 a 300 kilómetros de extensión. El trayecto de los gasoductos aún está siendo estudiado. Otra posibilidad para llevar el gas hasta Comperj es la utilización de navíos de licuefacción del gas natural en el océano y transportarlo hasta una Terminal de regasificación en el continente[6].

Según Costa, la expectativa es usar 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural del pre-sal como materia prima en la unidad petroquímica de Comperj, donde será transformado en productos como propeno, butadieno, bencenos, polietilenos y polipropileno. El gas restante deberá ser usado como combustible en el Complejo Petroquímico, que contará también con dos refinerías.

La expectativa es que la primera refinería entre en operación a finales de 2013. La unidad petroquímica debe comenzar a funcionar entre finales de 2016 y el inicio de 2017 y contará con la participación de Braskem, que tiene como accionista a la propia Petrobras. El crecimiento del consumo previsto para los próximos años puede hacer, inclusive, que haya una anticipación de hasta dos años en la entrada en operación de la unidad.

La segunda refinería sólo debe entrar en operación en 2018. Cada refinería de Comperj tendrá capacidad para procesar 165 mil barriles de petróleo por día, cuando esté operando en capacidad plena, transformando el crudo en derivados como diesel y querosén de aviación.

“El gran tamaño de área en que el complejo está instalado, los cambios del mercado de consumo y los descubrimientos del pre-sal ofrecieron un nuevo prisma. Desde el principio del proyecto de la petroquímica hasta la actualidad, el mundo cambió, el pre-sal se hizo realidad y necesitamos adaptar la unidad a esa realidad”, dijo Costa[7]. Además negó que la resistencia de eventuales socios a las tecnologías inéditas de procesamiento de crudo para la producción de petroquímicos haya tenido influencia en la decisión de cambiar el proyecto. Antes de la adaptación para gas natural, Petrobras ya venía estudiando la sustitución de la materia prima por una más tradicional –en el caso, la nafta. Costa afirmó la utilización del gas natural como matriz energética deberá reducir el costo del proyecto “significativamente”.

Sin embargo, no quiso informar el actual presupuesto de la obra. Inicialmente, el proyecto preveía un costo de 8,5 mil millones de dólares. “Ese valor preveía una central petroquímica en dos fases. No hay como comparar los dos proyectos. Pero, en relación al procesamiento de crudo pesado a leve y en relación a la nafta, habrá ganancias financieras y ambientales”, dijo. Otra fuente sostiene que el costo de construcción de Comperj tendrá una reducción de 15% a 30% con el uso de gas natural como materia prima[8].

Según Costa, la demanda por derivados en el país creció por encima del producto bruto interno (PBI) el año pasado. La tendencia debe ser la misma este año. “Si hubiera la demanda del mercado mayor, y hay una gran tendencia de que eso ocurra, es posible, principalmente en las refinerías del Nordeste, y quien sabe en la segunda refinería aquí del Comperj, que haya un esfuerzo mayor de la compañía, contemplando esa anticipación”. Además eso, la Copa del Mundo y la Olimpiada de Río de Janeiro deben ser dos eventos temporales de gran porte que van a estimular aún más el crecimiento de la demanda de resinas termoplásticos.

Entre las refinerías cuyas operaciones pueden ser anticipadas están la del Maranhão, inicialmente prevista para 2014, la de Ceará, con conclusión programada para 2017, y la segunda refinería de Comperj, cuya operación está inicialmente marcada para 2018. El aumento de la demanda por derivado en el país exigió de Petrobras la importación de 1,5 millones de barriles de gasolina, este mes, para suplir las necesidades nacionales. Si la demanda continua en alza y el precio del etanol se mantiene elevada, Petrobras podrá recurrir a nuevas importaciones de gasolina en mayo y junio[9].

BG y Galp Energía destinan más fondos al pre-sal

Las grandes extranjeras con planes de invertir en el pre-sal brasileño están siendo obligadas a volver a ver sus inversiones en el país. Empujadas por el pesado plan de inversiones de Petrobras en la Cuenca de Santos, las compañías están elevando las proyecciones y buscando formas de financiar sus proyectos. A mediados de marzo, BG Group y Galp Energía anunciaron aportes millonarios en el sector con la expectativa de elevar su ingreso con negocios en Brasil.

Sólo BG Group –empresa inglesa que es una de las líderes mundiales en explotación de gas natural- prepara un aporte de 30 billones de dólares a lo largo de diez años. El grupo, que ya opera en la Cuenca de Santos, ya invirtió 5 billones de dólares en Brasil. Inicialmente, BG pretende invertir por lo menos 1,5 billones en el Centro Tecnológico Global localizado en Río de Janeiro y participar de las próximas rondas de licitación para explorar la capa pre-sal. La idea es que un 30% de la producción de la compañía venga del país[10].

Para Robert Wilson, presidente del consejo de administración de BG, Brasil es un socio estratégico. “Hasta 2020, un 30% de nuestra producción vendrá de Brasil”, calculó. Por eso, el ejecutivo cree es cada vez más importante que la sede de la empresa en Reino Unido entienda como funciona Brasil[11]. “Pretendemos participar de la próxima ronda de licitación que involucran oportunidades de explotación fuera de la capa pre-sal, que debe acontecer hasta finales de año”, afirmó. El ejecutivo cree que BG tendrá capacidad de aumentar el volumen de inversiones en Brasil sin necesidad de ampliar su capacidad de endeudamiento, sólo utilizando recursos propios de la compañía.

El presidente del consejo de administración de BG minimizó aún las divergencias existentes entre la empresa y Petrobras en la evaluación hecha en los tres campos de explotación localizados en la Cuenca de Santos. Para Wilson, esta es sólo una cuestión de “timming”. “La diferencia entre la evaluación hecha por nosotros y por Petrobras es meramente filosófica”, dijo. BG evaluó la existencia de 10.8 billones de barriles recuperables en los campos e incluye este valor en su balance. Petrobras, sin embargo, es la operadora del proceso de explotación y a quien cabe dar la respuesta final sobre el asunto, evaluó la existencia de 5 a 8 billones de barriles recuperables.

En el caso de la portuguesa Galp, la inversión es de 3,5 billones de euros y debe ser hecho entre 2012 y 2015. Galp también afirmó que planea invertir hasta 1,5 billones de euros en 2011. Además de eso, la empresa va a realizar un aumento de capital en su subsidiaria brasileña con lo cual estima captar 2 billones de euros y mejorar su nivel de endeudamiento.

Por cuenta de la explotación de la mayor cuenca sedimentaria brasileña de petróleo y de gas en el mar, la Cuenca Santos, Petrobras ya invirtió en la región 15 mil millones de dólares –algo en torno a los 25 mil millones de reales- en cinco años. “Sólo en el pre-sal, nuestra previsión es invertir 33 mil millones de dólares (54,5 mil millones de reales) hasta 2014”, afirma José Luis Marcusso, gerente general de la estatal en Santos, en el litoral paulista. Hay hoy 24 sistemas en funcionamiento en la región de Santos, con cerca de 100 personas trabajando en cada uno. Son 17 sondas de perforación y equipos perforando en el área y siete sistemas más produciendo petróleo y gas. “Tres de ellos están en el pre-sal. Es una gran revolución”, evalúa el ejecutivo. Cada uno de esos sistemas tiene un barco de apoyo. “Son entre 3.000 y 3.500 personas en el mar. Y 1.000 personas más en tierra para dar soporte a esas operaciones”, dijo[12]. Todo ese movimiento está irrigando la ciudad de Santos. Es el mejor escenario en los últimos 50 años.

Petrobras, además de toda la operación, está construyendo en el área conocida como Valongo, bien próxima al Puerto de Santos, su sede para la región. Compró por 15,18 millones de reales un terreno donde irá a levantar tres torres. La primera está presupuestada en cerca de 400 millones de reales, deberá estar lista en 2013 y recibir 2.000 personas. En todo el complejo, que deberá estar construir para 2017, serán 6.100 operarios. Ante los valores, Marcusso avisa: “Para perforar cada pozo, gastamos entre 150 millones y 200 millones de dólares. Un proyecto total de petróleo y gas, dependiendo del porte, pasa de 4 mil millones de dólares”. Según el ejecutivo de Petrobras, el plan para el pre-sal es que en 2017 la Cuenca de Santos esté produciendo 1 millón de barriles de petróleo equivalente por día. “Brasil llevó de 1953, fecha de la creación de Petrobras, hasta 1998 para alcanzar una media de 1 millón de barriles/día”, recuerda.

Uno de los planes ambiciosos es pasar a explorar el área continental de Santos. La población de la ciudad es hoy de 420 mil habitantes, con un crecimiento de sólo un 0,5% en el último Censo, distribuida en los 39 kilómetros cuadrados del área insular. La renta per capital anual es de poco menos de 60 mil reales, según datos de 2008. Para que sean explorados, hay 231 kilómetros cuadrados del área continental disponibles. Ya está en la Cámara Municipal un proyecto que amplía ese parte a ser explorada a un 8,7% del total continental, o 20,16 kilómetros cuadrados.

[1] O Globo, “Conflitos tornam pré-sal mais atraente”, (2/3)

[2] Valor, “Dilma adota estratégia de exportação para o pré-sal”, (3/3)

[3] Valor, “Pré-sal terá US$ 1 bilhão do Eximbank americano”, (17/3)

[4] Valor, “Interesse de Obama pelo pré-sal é criticado nos EUA”, (22/3)

[5] IG, “Por pouco, americanos ficam de fora de um novo Tupi do pré-sal”, (19/3)

[6] Exame, “Petrobras vai usar gás do pré-sal em novo complexo”, (4/4)

[7] Estado de San Pablo, “Petrobrás vai usar gás do pré-sal no Comperj”, (5/4)

[8] O Globo, “Custo de construção do Comperj pode ter redução de até 30%”, (4/4)

[9] Exame, “Petrobras pode antecipar novas refinarias por aumento da demanda”, (4/4)

[10] DCI; “Pré-sal atrai bilhões em investimento externo”, (15/3)

[11] Valor, “Petroleiras ampliam aportes para acompanhar Petrobras”, (15/3)

[12] IG, “Petróleo irriga a economia de Santos”, (30/3)

Abordajes de la crisis nuclear japonesa y las consecuencias para el resto de la industria

2011-03-28T11:01:00.000-03:00

*Si el fiasco de Fukushima es un revés para la industria mundial de la energía nuclear, es un golpe aún mayor para el sistema energético de Japón, el talón de Aquiles de su modelo de crecimiento económico. Pese a sus notables ganancias en ahorro energético, Japón sigue siendo uno de los principales consumidores de energía, y sus 50 reactores nucleares, una de sus apuestas para contrarrestar la dependencia de las importaciones de petróleo, gas y carbón.

Le ha tomado más de tres décadas a la industria nuclear para deshacerse de su imagen tóxica El daño en tres cores de los reactores de la central nuclear de Fukushima de Tokyo Electric Power por el terremoto y posterior tsunami en el Norte de Japón tuvo un efecto expansivo sobre la industria nuclear global. No hay duda de que, independientemente de los heroicos esfuerzos para recuperar el control de los reactores nucleares de Fukishima, este accidente ha sido un desastre para el conglomerado nuclear. Aunque aún nada está dicho, el lobby nuclear se ha convertido en uno de los complejos industriales más poderosos de la Tierra. Irónicamente, la energía nuclear es una de las pocas industrias en auge, la creación de nuevos empleos e inclusión de la física nuclear en la agenda de las universidades, muchas de las cuales redujeron la disciplina.

El terrible temblor de la costa japonesa, inclinando el mundo sobre sus ejes, envió shock-waves a los proyectos nucleares. Sólo tienen que ver como fueron golpeados los shares de constructores nucleares como la francesa Areva y EDF, las estadounidenses Westinghouse y GE y la japonesa Hitachi. Por ejemplo, General Electric, el mayor grupo industrial de Estados Unidos, tuvo una baja en sus acciones, perdiendo 4% en una semana, ya que los inversores se preocuparon ante la pérdida financiera que podría sufrir la empresa como consecuencia de la crisis. GE diseñó el Mark 1 boiling water reactors (BWR) usado en la central japonesa, y suministra las unidades N° 1 y N° 2 que fuero puestas en servicio a principios de 1970. También tuvieron ingenieros trabajando en mantenimiento en el cierre del reactor N° 4 cuando se produjo el terremoto[1].

La crisis en Japón se traducirá en mayores costos, proyectos cancelados y un acentuado escrutinio de los reguladores por la industria nuclear global, lo que podría indicar, para algunos, el final de su racha de crecimiento en una década. El desastre en el complejo Fukushima todavía tiene días, y los reguladores de todo el mundo ya están haciendo cambios en las políticas para aumentar los costos y la financiación limite para los proyectos. Los sistemas de refrigeración de los seis reactores, situados en un enclave costero, no aguantaron el embate del tsunami, pese a que era un evento que se tuvo en cuenta en su diseño. Y las medidas de emergencia han evidenciado su escaso alcance ante la fuerza destructora de la naturaleza.

Al igual que muchos países del mundo estaban en la búsqueda de energía nuclear para desempeñar un papel cada vez mayor para satisfacer sus futuras necesidades de energía, el mundo de repente se encuentra con el mayor desastre nuclear desde Chernobyl[2].

Es como si todos los países que se lanzaron al negocio de las nucleares, lo hubieran hecho después de caer en una especie de amnesia selectiva y voluntaria para pasar por alto los inconvenientes y ganar rentabilidad. Vale aclarar que el renacimiento de la energía nuclear llegó, en parte, producto de los posteriores temores al cambio climático y a la necesidad de fuentes de energía bajas en carbono. Pero ahora se han encontrado de frente con otra realidad: el éxodo de ciudadanos japoneses que temen contaminarse y todo un batallón de trabajadores anónimos que luchan, aun a riesgo de perder la vida, por salvar a su país y al mundo de una catástrofe radioactiva.

No es coincidencia que algunos países dependan en gran medida de la energía nuclear. Por lo general son los que carecen de recursos de hidrocarburos propios, que en ausencia de la energía nuclear, tienen una fuerte dependencia estratégica de los suministros de petróleo, gas y carbón. Los expertos dicen que los hechos no están en el mismo nivel que los de Chernobyl, pero las ramificaciones para la industria nuclear y el panorama energético global serán de largo alcance.[3] Un 13% del consumo energético mundial es de origen nuclear y en algunos países la proporción es mucho más alta, un 40%. Se trata de un porcentaje que no puede ser sustituido salvo tal vez a largo plazo y es indudable que deberían invertirse esfuerzos (y dinero) muy superiores en fuentes seguras de energía. Un análisis del Deutsche Bank reveló que si tan solo se cerrara el 10% de las plantas de energía nuclear en todo el mundo debido a las inquietudes en materia de seguridad, el mundo necesitará otros 7.000 millones de pies cúbicos al día de gas natural, un aumento del 2,3% respecto a los niveles de consumo de 2010. Eso podría causar una presión alcista en los precios de venta al contado del gas, especialmente en la región Asia-Pacífico. En términos generales, la humanidad habrá de acostumbrarse a arreglárselas con menos energía más eficiente aunque ello comporte costos más elevados y quizá un descenso del nivel de vida.

Si el desastre de Three Mile Island en 1976 cerca de Harrisburg, sirve de guía, el impacto real de lo que está sucediendo en la central Fukushima se dejará sentir durante décadas. El accidente de Three Mile Island socavó la confianza pública sobre la seguridad de la energía nuclear. Y el desastre nuclear japonés pondrá en discusión las esperanzas de un renacimiento nuclear en Estados Unidos. En el caso de Estados Unidos, el gas natural y el carbón llenaron el gap en la generación de energía desde el incidente de Three Mile Island.

El impacto del accidente de Fukushima sobre la opinión pública occidental, sucedido en uno de los países mejor preparados para estas emergencias, ha modificado la agenda de los gobernantes alrededor del mundo, justo cuando parecía que los argumentos a favor de la energía nuclear eran cada vez más sólidos y compartidos, incluso por sectores que en otras décadas se habían alineado entre sus contrarios. Se altera así, de forma muy aguda, la percepción de la seguridad de las centrales nucleares, como ya ocurrió en su momento tras los accidentes de Harrisburg y de Chernobyl. Fruto de este fenómeno también se pone en cuestión una de sus mejores bazas frente a otras energías: los bajos costos. Cada accidente ha encarecido, con nuevas medidas de control, la producción en las plantas. Además, la tragedia de Japón también aviva la discusión sobre los residuos generados por las centrales, aspecto delicado que conecta con proyectos tan controvertidos como los almacenes o cementerios nucleares.

La buena administración pública debe pesar los riesgos. Sin embargo, no será fácil convencer al público de aceptar los riesgos de la energía nuclear. Para hacerlo, la industria nuclear tendrá que resistir a la poderosa tentación de decir que el accidente en Japón es simplemente una confluencia extraordinariamente improbable de eventos y todo va bien. En vez de eso, debe reconocer y corregir las deficiencias del abordaje actual para las cuestiones de seguridad.

[1] Financial Times, “GE works to limit impact as investors fear financial losses”, (17/3)

[2] The Sydney Morning Herald, “No nukes now, or ever”, (20/3)

[3] Financial Times, “Industry thrown into turmoil”, (21/3)

De los vaivenes de los recursos energéticos

2011-03-28T10:54:00.002-03:00

La energía nuclear no está sola, en el único lugar de villana. Parece que no hay una fuente de energía con la que podamos vivir. Es decir sin riesgos. No era el año pasado que los ingenieros de BP estaban trabajando desesperadamente contra reloj para encontrar una manera de tapar una fuga de tres meses tras la explosión de la plataforma en aguas profundas que derramó 205 millones de galones de petróleo crudo en el Golfo de México? Ahora, los ingenieros y los operadores de la central están haciendo frente a la radiación potencialmente letal para evitar una catástrofe en la central nuclear Fukushima. El derrame de petróleo en el Golfo de México provocó toda clase de protestas públicas. Esto derivó en moratorias y regulaciones costosas no sólo en Estados Unidos sino en el mundo entero. El accidente, además, ofreció nuevos motivos para oponerse a fuentes contaminantes como el carbón, bajo la sombra por su contribución al calentamiento global, y las arenas bituminosas canadienses.

Los costos no-monetarios de la producción de energía cobran ahora tanta importancia que los gobiernos están atrapados en una parálisis política, sin condiciones de aprobar cualquier nueva opción que pueda ayudar a satisfacer la creciente demanda, con resultados que van desde los altos precios de la gasolina hasta apagones como los que vive Japón. Nos estamos acercando a lo que a los anglosajones les gusta denominar "break point" donde no hay grandes fuentes de energía que sean simultáneamente baratas, seguras y limpias. Tras 12 meses de aumento de la demanda, los derrames catastróficos y la inestabilidad política en Medio Oriente, el petróleo no es nada de lo anterior.

Lo que estamos viendo hoy es clásico en términos de cómo la historia, hecha por los humanos, ha tratado a la energía o de cómo la sociedad ha evolucionado gracias a ella. Cada pocas generaciones, hay una serie de eventos que se unen para puntualizar que hay que cambiar nuestra forma de hacer las cosas. El sello distintivo del break point ocurre cuando los gobiernos se involucran y empiezan a promulgar una serie de políticas que cambian la forma de hacer las cosas. Es sólo una cuestión de tiempo antes que usted vea políticas aplicadas por los principales países consumidores para hacer frente a la situación del petróleo. Y ahora tenemos la situación nuclear. De alguna manera, es un doble break point.

Tanto Estados Unidos como el mundo en desarrollo tendrán que pensar seriamente cómo producirán energía para satisfacer la demanda creciente. Incluso economías maduras, como Japón y Alemania, deben decidir como rellenar sus necesidades de energía así como dejar fuera de línea los viejos reactores nucleares. Arriesgando un pronóstico, derivado de los acontecimientos recientes, los ganadores de esto pueden ser el carbón y el gas natural. El gas natural ha superado dos de sus mayores obstáculos -volatilidad de precios y suministro cuestionable-. En gran parte debido a los descubrimientos en Estados Unidos y otros países que han aumentado significativamente las reservas conocidas. También volveremos hablar de renovables, cuando habían sido opacados por la revolución del gas shale y sus bajos costos. Pero vale machacar, no sustituyen la producción de un pozo petrolero o de un reactor nuclear.

Y la jerarquía testeada con el tiempo de las necesidades de energía, de su seguridad siempre es lo primero. La asequibilidad viene después y si son limpias viene en un orden final, a menos que se ponga en juego la vida de poblaciones enteras, como el caso de la emergencia nuclear japonesa. Lo que se contempla en un break point es justamente una tensión enorme entre esas tres dimensiones. Es hora de generar prioridades. Hay, desde luego, otras formas de tratar con un break point, como la reducción del uso de energía, aunque esto raras veces fue usado a lo largo de la historia.

La sociedad se ha acostumbrado a soluciones relacionadas con la oferta. Sin embargo, las sociedades modernas tienen a su disposición herramientas tecnológicas, y, posiblemente, la presión social, para consumir menos energía en términos absolutos, no sólo per cápita o por dólar del PBI. Irónicamente, el único país que hizo mayormente el uso de esa dimensión es Japón. Si hay un lado positiva en la nueva crisis energética, es la mayor comprensión que ofrece a los consumidores sobre los costos no-monetarios del consumo de energía, en lugar de limitarse a tomar los beneficios por sentado. Realmente, y hay que subrayarlo hasta el cansancio, no hay fuente de energía libre de culpa y cargos. O como escuché hace unos años en un congreso de energía: "Some will kill you slowly; some will kill you fast" (algunos te matan lentamente, algunos te matar rápido).

Para finalizar una reflexión sobre la demanda, un tema que no se trata demasiado. Hay muchos paralelismos inquietantes entre el derrame de petróleo y el desastre en Fukushima. Ambos implican industrias, la energía nuclear y el petróleo en aguas profundas, que son vistos como respuestas tecnológicas contra el agotamiento del petróleo convencional. Y tanto la participación de empresas que fueron gigantes en sus respectivas industrias de energía. Es la cercanía entre los desastres de Deepwater Horizon y Fukushima sólo una coincidencia o es la naturaleza tratando de decirnos algo?

Por supuesto, no es un mensaje que muchos de nosotros queramos oír. La central nuclear japonesa, como la plataforma Deepwater Horizon, son productos de nuestra insaciable demanda de energía, lo que nos obliga a aprovechar fuentes cada vez más costosas y problemas de suministro. Los costos ambientales parecen estar aumentando de forma exponencial, pero nuestra sed de energía nunca puede parecer que se va a apagar.

Hernán Federico Pacheco

La Plata, Argentina, 28 de marzo de 2011

Geopolítica: Genealogía de la(s) revuelta(s)

2011-03-16T14:43:00.000-03:00

"A goal without a plan is just a wish" (Una meta sin un plan es sólo un deseo). Antoine de Saint-Exupéry.

El mito del futuro vaga entre la oscuridad de la caverna y los fogonazos de un acontecer imprevisto que a menudo disloca las construcciones de un nuevo orden mundial. “Efecto dominó”, “castillo de naipes”, “gigantes con pies de barro”… Son algunas de las recurrentes fórmulas utilizadas para describir lo que está pasando en Medio Oriente y el norte de África. El recurso es legítimo y tiene mucho de verdad. En principio, hay que analizar a cada país individualmente. Ni todos los países árabes son iguales, ni tampoco los de mayoría islámica. Muy poco o nada tiene que ver, por ejemplo, Yemen con Egipto y Argelia con Omán. Otro aspecto a evitar es que la aproximación sea únicamente religiosa. El Corán puede servir de pretexto, ni como contexto de la historia y la conformación de un país. Asimismo, hay que separar la política de la religión y descubrir aquello que bajo el pretexto de la religión ha sido solo interés político, una confusión al servicio tanto de Occidente como de Oriente.

Estamos en el principio. Pero afecta a tal volumen de personas y territorio, entraña tantos posibles cambios políticos y geoestratégicos, tanto impacto potencial en la economía mundial, tanto desconcierto en las diplomacias, que cuesta imaginar que el siglo XXI depare muchos acontecimientos de este calado. Llamar a lo que está ocurriendo “revolución árabe” resulta reduccionista, porque puede acabar afectando a países no árabes como Irán. También es reduccionista explicar la revolución sólo por factores económicos.

Es por eso, que con la agitación política extendiéndose por todo Medio Oriente y el Norte de África, 2011 podría llegar a ser lo más trascendental del año de la geopolítica mundial del petróleo como ocurrió en 1971. Para Eduard Morse, director del Citigroup, muchos de los factores detrás de las protestas actuales, –alto nivel de desempleo, grandes disparidades de ingresos, aumento de los costos de vida (especialmente en el aspecto de la alimentación), y gerontocracias y cleptocracias gobernantes- tienen sus raíces en la aparición de los petro-estados, un proceso que se consolidó ese año.[1] En 1971, los países productores de petróleo de mundo árabe trataron de cambiar el equilibrio de poder entre ellos y las compañías petroleras occidentales y los consumidores. Libia -negociando en su nombre y de Argelia, Irak y Arabia Saudita- declaró que ellos, y no las empresas extranjeras, establecerían el precio del petróleo que fluía a Europa. Como resultado, los precios a Europa, el principal mercado del momento, aumentaron 35% durante una noche. Al mismo tiempo, los miembros de la OPEP subieron los impuestos 50% a las compañías petroleras, en algunos casos el 80%. También en 1971, Libia nacionalizó la concesión petrolera de BP en el país, y Argelia nacionalizó el 51% de la compañía francesa CFP.

Las editoriales no dan abasto para poner en circulación una avalancha de ensayos sobre lo que está ocurriendo y sus consecuencias. El caso libio es paradigmático. Por ejemplo, Les Echos ha dibujado tres escenarios posibles: el caos libio se contagia a Argelia, con un aumento notable de la inseguridad energética porque el petróleo libio no tiene un peso determinante mientras que ya adquiere gravedad de sumarse un problema de suministro por parte de Argelia; la posibilidad de una guerra civil en Libia que afecta tajantemente a la producción petrolera porque la actuación supletoria de la OPEP algo tardaría en articularse; la sublevación libia se contagia a Arabia Saudita tras ya haber tenido eco en Bahrein. En el fondo, lo que define la situación libia es que no es un Estado, ni una sociedad: sólo una amalgama tribal en manos de un déspota grotesco y peligrosísimo.

Así las cosas, la agitación que se desarrolla en Libia ha ampliado la preocupación por la seguridad de suministro energético mundial en una era de incertidumbre política. Desde el punto de vista de la economía global, la lucha por la democracia puede convertirse en escenario de pesadilla[2]. Si Libia y Omán salen completamente del mercado, desaparecerán de la economía global 2,5 millones de barriles de petróleo por día, un 3% de lo que el mundo consume. No existen evidencias de que Arabia Saudita pueda compensar la falta, llevando las máquinas y la infraestructura al límite. Traducción: el barril de petróleo puede superar los 150 dólares en cuestión de días. Y, eso, sin suponer lo que ocurrirá por las protestas en Arabia Saudita. O ¿es inevitable el petróleo a 200 dólares por barril? Hay algo que se llama prima de ansiedad. Un componente semántico para explicar un rango de aumento de precios que irá de 10 a 30 dólares por los actuales sucesos en Libia y sus efectos secundarios.

Nansen Saleri, antiguo jefe de Management de la saudi Aramco, escribió en las páginas de The Wall Street Journal sobre los precios del petróleo. “La buena noticia es que esta prima no es sostenible en el largo plazo. Los precios bajarán eventualmente debido a un exceso de capacidad mundial que se estima entre 3 y 5 millones de barriles por día y más aún debido a la migración de la demanda de petróleo a gas natural de las centrales eléctricas y los mercados industriales. El gas natural tiene más ventaja de precio (la relación de precios es 3 a 1 con el petróleo en equivalente de unidad energética). Entonces, los 200 dólares de crudo es poco probable dados los fundamentos del mercado”.

En el contexto de la producción global de líquidos, una guerra civil en Libia representa una interrupción de menor importancia (menos del 2% del total de los aproximadamente 85 millones de barriles de petróleo por día). Tampoco hay pruebas que sugieran que incluso un escenario prolongado de inestabilidad se traduzca en una reducción sostenida del suministro de crudo. La producción petrolera iraquí se redujo 30% al inicio de la intervención iraquí en 2003, y luego rápidamente recuperó el nivel de pre-guerra a 2 millones de barriles de petróleo por día. Actualmente, la producción petrolera iraquí se sitúa en 2.6 millones de barriles por día, con niveles mucho más altos a los proyectados durante esta década.

Omán, como enclave petrolero del Estrecho de Hormuz

Hasta el centinela de Hormuz se tambalea, y con él peligra la seguridad del estrecho por el que cruza el 40% de todo el crudo transportado en el mundo por los grandes barcos petroleros. Omán, hasta hace muy poco considerado un tranquilo rincón del mundo árabe inmune a la oleada de protestas, está siendo sacudido por convulsiones socio-económicas a pesar de su elevada renta per cápita, unas siete veces más alta que la de Egipto. En Omán se practica el Islam ibadi –ni sunita, ni chiíta-, también se encuentra en selectas latitudes en el norte y este de África. Nada podría ser más diferente del wahhabismo, o del fanatismo jihadista a la manera de Al-Qaeda. En términos de Omán, el Islam ibadi implicar buscar el equilibrio justo, en una mezcla de costumbres tribales. Pero si siguieres el coloso saudita es ya inmune a la epidemia revolucionaria, que le ha llegado desde su diminuto ahijado Bahrein, donde la sublevación de la mayoría Chií contagió a sus correligionarios en la región de Qatif, que posee los grandes yacimientos petroleros de Arabia Saudita y en la que también es mayoritario el chiísmo, reprimido por la monarquía saudi que impone con puño de hierro un régimen integrista. Hace una semanas, lo que parecía imposible ocurrió: cientos de personas se manifestaron en los puertos saudíes de Sihat y Awamiya, y en la capital interior de Hofuf, en demanda de la liberación del clérigo chií Tawfiq al Amir, arrestado por haber reclamado una monarquía constitucional y medidas contra la corrupción que corroe al reino de los mil príncipes Al Saud.

“Los chiíes saudíes van a mantener sus demanda de una mayor igualdad social, económica y religiosa”, sostiene Ayham Kamel, analista de Eurasia Group, “y eso presentará un desafío a largo plazo para la familiar real Al Saud justo cuando tienen que afrontar un relevo generacional” (el rey Abdullah, de 87 años, regresó urgentemente de su convalecencia en Marruecos –tras ser operado en Estados Unidos). Pocas esperanzas reformistas despiertan los posibles sucesores de Abdullah: el fundamentalista príncipe Sultán, de 86 años, y el príncipe Nayef, de 77, que lleva ejerciendo de ministro del Interior desde 1965.

Madawi al-Rasheed, profesor de antropología de la religión en el King’s College de la University of London, ha sostenido sobre Arabia Saudita, el productor de crudo más importante del OPEP. “Esa economía de 430.000 millones de dólares anuales beneficia a una elite, principalmente conectada con la familia real, pero falla en producir empleos para miles de graduados cada año”. Dos tercios de los sauditas son menores de 30 años, recuerda Al-Rasheed en un trabajo para la revista Foreign Policy. Son una generación educada, con computadoras portátiles, TV por cable, e informados de escándalos de corrupción en las familiar gobernantes, mientras el desempleo, que afecta a 40% de quienes tienen entre 20 y 24 años, los empuja a conductas antisociales, etc. Para Nawaf Obaid, del King Faisal Center for Research and Islamic Studies, en The Washington Post, Occidente no entiende un elemento fundamental: un nacionalismo que ha sido fomentado por y está fuertemente ligado a la Monarquía. "Estas cualidades hacen muy poco probable que los disturbios de otros países se extiendan al Reino".[3]

Económicamente, Arabia Saudita es capaz de financiar proyectos que satisfagan las necesidades de su creciente población. Los records de ingresos por exportación de energía se han invertido en infraestructura y servicios sociales. Se ha gastado decenas de miles de millones de dólares en los últimos años en Universidades y escuelas, hospitales, líneas ferroviarias y urbanizaciones, sostiene el Obaid. Aunque Arabia Saudita acumuló más de 500 mil millones de dólares en reservas extranjeras durante el reinado de Abdullah, el Reino todavía se enfrenta con desafíos económicos. Según los standards mundiales, Arabia Saudita es rica; la línea de pobreza global es de 1.25 dólares por día. Todos los saudíes reciben asistencia de vivienda y atención médica y educación gratuita, el ingreso per cápita es de aproximadamente 18.500 dólares. Sin embargo, muchos saudíes consideran que este nivel de vida no se corresponde con un país tan rico en recursos.[4]

La sociedad saudí culturalmente conservadora es también resistente a la revolución. Esta reticencia hacia el cambio ayuda a explicar porqué el movimiento "liberal" en el reino es reducido a grupos dispersos que tienen poca atención entre la población general. Los movimientos reformadores islamistas son también pequeños y fragmentados. Cinco recientes peticiones de estos grupos reunieron menos de 4.500 firmas.

Algunos analistas de Wall Street han comenzado a decir que Arabia Saudita puede ser a la economía mundial lo que Lehman Brothers fue para al sistema financiero internacional: el evento disparador de una crisis sin antecedentes. Los analistas discuten hoy cuáles son las probabilidades de volver a tener niveles reales de precio del crudo como los que, en los años 70, desataron una crisis económica global. La estabilidad de Arabia Saudita es crucial para mantener el suministro mundial de petróleo –aunque fue superado por Rusia en 2009 como mayor exportador de crudo-, ya que es el único que dispone de gran capacidad excedente: entre 3 y 3.5 millones de barriles diarios, con los que puede compensar ampliamente la interrupción del suministro libio. Sin embargo, eso acercará el día en que la creciente demanda mundial supere las reservas disponibles. Según The Economist, Si Argelia dejase también de exportar, su compensación se tragaría toda la disponibilidad saudita y “propulsaría el precio del petróleo hasta unos terroríficos 220 dólares por barril”[5].

Omán sólo exporta 860.000 barriles de petróleo al día (una décima parte que el gigante saudita), pero siempre fue el guardián imprescindible para garantizar el paso del petróleo por el estrecho de Ormuz, que comparte con Irán. El régimen chií de los ayatolahs amenaza desde 2008 con cortar esa vía vital para el suministro energético de Occidente, en caso de conflicto con Estados Unidos o Israel, toda una quimera fabricada por los neoconservadores. La realidad muestra ahora otro escenario: la democracia real está llegando a las puertas de Omán, ese “faro de la estabilidad”. Además, Omán ha logrado mantener buenas relaciones con Teherán, y hasta ha hecho de mediados en anteriores crisis. Pero ahora sufre del mismo contagio que los demás países árabes: las manifestaciones en el estratégico puerto de Sohar (segunda ciudad del país) reclamando empleo, mejores salarios y medidas contra la corrupción se han cobrado varias víctimas mortales. Las protestas se extendieron a la capital, Mascate. El desempleo es altísimo –sobre todo entre los poseedores de diplomas inútiles. De un total de más de 40 mil egresos de cursos secundarios, por año, sólo algunos pocos entran empleo.

En realidad, el sultán Qabús bin Said, en el poder desde 1970, aún goza del apoyo de la mayoría de sus súbditos, y hasta los sublevados en Sohar afirman no tener nada contra él, pues ha modernizado el país y ha instaurado un régimen tolerante y benevolente.[6] Pero Omán también tiene una gran población inmigrante, 900.000 obreros extranjeros (en una población de tres millones) que a menudo “trabajan en condiciones infrahumanas, insalubres y peligrosas, por un salario de miseria, sin que el Gobierno los proteja”, sostienen algunos periodistas de la zona.

Sohar a 80 kilómetros de la frontera con los Emiratos Árabes Unidos, y a 200 kilómetros de la capital Muscat, merece examen detallado. Es la usina de energía industrial de Omán. Allá está uno de los mayores proyectos de desarrollo de puertos del mundo, además de una refinería, un complejo petroquímico, una industria de aluminio y una de acero. Para garantizar el suministro de crudo desde el Pérsico, en Sohar se está construyendo un mega-puerto industrial (en colaboración con el de Rótterdam) que será uno de los diez más grandes del mundo, con capacidad para super-petroleros de 360 metros de eslora y 23 de calado. La idea es que gasoductos y oleoductos sorteen Ormuz, para cargar el combustible en el superpuerto de Sohar, en el que ya se han invertido 14.000 millones de dólares y que debería estar operativo en mayo. Eso evitaría las elevadas primas de los seguros por cruzar Ormuz. Pero el abastecimiento de crudo a Occidente corre muchos otros peligros.

[1] Foreign Affairs, “Oil and Unrest”, (8/3)

[2] The Economist, “More of a threat to the world economy than investors seem to think”, (3/7)

[3] The Washington Post, “Why Saudi Arabia is stable amid the Mideast unrest”, (11/3)

[4] Financial Times, “Saudi Arabia faces its Day of Rage”, (10/3)

[5] The Economist, “Can the richest of all the Arab royal families stem the tide of reform?”, (3/3)

[6] Financial Times, “Middle East: Gas leak in the house”, (10/3)

Análisis de los procesos de interconexión energética regional

2011-03-16T14:30:00.000-03:00

Mientras las fronteras son construcciones sociales que cambian históricamente y que se despliegan en territorios amplios en los que existen asimetrías complementarias entre dos o más Estados, los límites son definiciones político-administrativas fijadas de común acuerdo entre las partes. Los países de la región concibieron tradicionalmente la idea de integración como la conexión entre distintos países mediante una infraestructura energética. Pero, los países deben preocuparse no sólo por cómo conectarse, sino también por cómo aprovechar de la mejor manera posible los recursos energéticos a su disposición.

Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia están avanzando hacia una integración de sus redes eléctricas dentro de un programa de amparo del Banco Mundial. Cuatro de estos países trabajarán para identificar la infraestructura necesaria a fin de establecer un corredor de energía eléctrica al interior de los países y en zonas de frontera. El objetivo principal es lograr una interconexión regional para enfrentar eventos de hidrología crítica en los países, que reducen la oferta de electricidad.

La integración depende de muchos factores, incluyendo algún tipo de complementariedad, es decir, que en un momento un país pueda proveer al otro de energía cuando le falta, y el otro retribuirlo de la misma forma, como si es posible hacerlo con Ecuador, por los regímenes de lluvia que facilitan la generación hidroeléctrica. Al mismo tiempo, los proyectos de integración energética regional requieren largos procesos de negociación, y varias veces también algunas concesiones. Algunos ejemplos de integración como el de Canadá y Estados Unidos o la Unión Europea demuestran la complejidad de los procesos, ellos llevan muchas décadas trabajando en esa relación.

Un megaproyecto, que supone inversiones por 950,6 millones de dólares y unir físicamente desde San Marcos, al poniente de Colombia, hasta la estación Crucero, en Chuquicamata –pasando por Ecuador, Perú e incluso llegando a Tarija, en Bolivia-, implica recorrer 2.536 kilómetros de líneas (de los cuales hay 213 ya hechos y 2.323 kilómetros deben construirse de cero) y varios escollos. Los más importantes: la dificultad de los países de ponerse de acuerdo en las condiciones para comprar y vender la electricidad y la tentación de cortar la energía cuando surjan conflictos políticos. Otra prioridad es avanzar en la fase de armonización regulatoria, que ha resultado bastante compleja teniendo en cuenta la magnitud del proyecto de integración.

En la actualidad, existen algunos casos de interconexión entre algunos países de la región. Por ejemplo, Ecuador y Colombia disfrutan desde 2003 de una infraestructura que permite la compra y venta de electricidad en ambos sentidos, mientras que Perú y Ecuador tienen un sistema que debe ser mejorado para permitir este intercambio.

En un informe del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), de 2010, detalla que si se interconecta la red eléctrica de Colombia con Chile (sólo al Sistema Interconectado del Norte Grande, SING) hacia 2014, los costos marginales descenderían a valores cercanos a los 60 dólares/MW, baja que se agudizaría si también se unen las líneas con Bolivia. Hoy, el costo margina en el Norte Grande bordea los 120 dólares. Se prevé que costos marginales en el SING de 80 dólares para los próximos 10 años, por lo que la reducción de precios sería del orden de 25%.

¿Por qué baja la electricidad? Porque Chile tiene la energía más cara de la región. En Colombia, el estudio considera un precio de 20 dólares por MW para 2014, siendo del orden de los 30 dólares en Ecuador y de cerca de 50 dólares en Bolivia. Además, el reporte señala que Perú, Colombia y, en menor medida Ecuador, ampliarán sustancialmente su parque generador, principalmente recurriendo a la hidroelectricidad. La capacidad instalada hoy en Colombia es de 13.500 MW y, hacia 2018, será de 18.800 MW. Y si hoy el 66% de la energía colombiana proviene de fuentes hidroeléctricas, hacia finales de la década será del 72%.

Un hecho que facilita la interconexión regional es que varias empresas tienen presencia en distintos países de la zona. Enersis, controlada por Endesa España, desarrolla su mayor inversión hidroeléctrica en Colombia: la central El Quimbo, de 400 MW y de un costos de 837 millones de dólares. El grupo Suez, dueña de E-CL, entre otras centrales en Chile, también tiene presencia en Perú y AES Gener está en Colombia.

¿Cuál es el beneficio de la integración energética regional? Según el estudio, unos 3.400 millones de dólares entre 2014 y 2022. Un tercio de ellos son por beneficios ambientales y otros 2.919 millones de dólares por beneficios comerciales. El Ministerio de Minas y Energía de Colombia propuso inversión en activos de interconexión internacional y ajustes que el sistema local requiera para viabilizar la exportación de energía, sean remuneradas por el mercado regional. Que se den las condiciones para que el precio del a energía en cada país en ningún momento afecte la competitividad de las empresas locales. De igual manera, el gobierno colombiano considera que deben existir incentivos que promuevan la instalación de nueva capacidad de generación de energía destinada a la exportación. Es por eso que una de sus propuestas fundamentales es que exista un modelo de remuneración de infraestructura de transmisión similar al de la interconexión que se tiene prevista con Panamá. También deberá existir una empresa multinacional que ejerza la función de administrador del sistema de intercambios comerciales de energía para el mercado. Esto podría darse a través de la firma de contratos con los agentes del mercado regional (generadores y compradores) respaldados por garantías bancarias.

Estas inversiones son distribuidas de la siguiente manera:

Línea Colombia-Ecuador: San Marcos (Col) - Jamondino- Pifo (Ec), de 551 kilómetros y 1.500 MW. Tendrá un costo de 211 millones de dólares.

Línea Ecuador-Perú: Yaguachi (Ec) – Trujillo (Per), de 638 kilómetros y 1.000 MW, costaría 174 millones de dólares.

Línea de transmisión que irá desde La Guajira hasta el Sur de Chile, alcanzaría los 7.500 kilómetros. Es de notar que el estudio de factibilidad final definirá la distribución de inversiones que tendrá que hacer cada país por las líneas compartidas.

Interconexión Perú-Chile

Durante esta década Perú podría iniciar una exportación no tradicional hacia Chile: vender electricidad. El gobierno de Alan García está trabajando en dar forma a un proyecto que permitiría abastecer de energía eléctrica al Norte Grande chileno, y que cuenta con el apoyo de Santiago. Ello, posibilitaría cumplir dos antiguos anhelos, uno en cada lado de la frontera binacional. Por una parte, las mineras instaladas en la zona norte podrían tener acceso a energía más barata y, a su vez, Perú avanzaría en su objetivo de convertirse en un exportador energético regional.

El proyecto aún se encuentra en una etapa preliminar. Lo concreto es que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Perú está impulsando llamar a una licitación para que se construya una central termoeléctrica cerca de la frontera con Chile, que implicaría la unión de los sistemas eléctricos de ambos países. La planta térmica que promueve el gobierno peruano –vía modelo de concesión- usaría gas natural proveniente de una zona cercana a los yacimientos de Camisea y tendría una capacidad para producir 1.500 MW. Parte de esa energía sería vendida a compañías que opera en el norte chileno, principalmente las mineras.

Para transportar el gas natural el proyecto requiere la construcción de un gasoducto de una longitud de 1.085 kilómetros y que involucra unos US$ 1.500 millones de inversión. El ducto partiría de la zona de Camisea, cruzaría las regiones de Cusco, Arequipa, Puno y Moquegua, hasta conectar con el puerto de Ilo. La obra ya tiene un interesado. Se trata del consorcio Kuntur Transportadora de Gas, que integran la constructora brasileña Odebrecht y Latin Power, uno de los fondos administrados por la gestora estadounidense Conduit Capital Partners, con sede en Nueva York. Kuntur está avanzando en los estudios y recientemente entregó al Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin) el Estudio de Riesgos del Gasoducto Andino del Sur. La central y el gasoducto tardarían unos tres años y medio en construirse. En Perú estiman que hacia 2016 podrían estar operando ambas instalaciones.[1]

En forma paralela y en una fase más avanzada hay otra opción que permitiría exportar electricidad a Chile. Se trata de la central hidroeléctrica Inambari, que será la más grande de Perú y cuyo objetivo es suministrar energía a Brasil. Tendrá una potencia instalada de 2.000 MW y supone una inversión de 4.000 millones de dólares, incluyendo la línea de transmisión de 357 kilómetros que deberá construirse para transportar electricidad a la frontera con Brasil. Se ubicará en la confluencia de los departamentos de Puno, Madre de Dios y Cusco. Su construcción podría comenzar a fines de este año o inicios de 2012 y demoraría de cuatro a cinco años. El proyecto está siendo impulsado por el consorcio Egasur, integrado por las empresas brasileñas OAS, Electrobras y Furnas. Actualmente está en etapa de factibilidad técnico-económica, para evaluar el impacto ambiental y social.

En el Norte Grande las mineras ven con buenos ojos estos proyectos, porque son las mayores consumidoras de electricidad de Chile: compran casi el 90% de lo que se genera en el Norte Grande y demandan cerca de un 32% de la electricidad total del país. Según Cochilco, entre 2001 y 2009 el consumo de electricidad de parte de las mineras creció un 44,5%. Si bien en el Sing no hay déficit de energía (de hecho, la capacidad instalada supera en más de 50% a la demanda), el problema es que es la más cara de América Latina (ver informe anterior), lo que impacta la competitividad de la industria minera frente a sus pares de la región. En enero, el costo marginal promedio en el Sing, valor al cual están indexados a gran parte de los contratos de los grandes clientes, superó los 100 dólares por MWh. En Perú, los precios promedio de los contratos a clientes libres bordean los 50 dólares por MWh

Según César Butrón, presidente del COES-Sinac (Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional), una interconexión eléctrica en estos momentos no sería factible para nada, porque en el sur de Perú todavía no hay capacidad de líneas de transmisión para llevar más energía a esa parte de a Chile, ni hay generación propia instalada en esta zona[2]

Chile ha estado hace ya tiempo analizando posibilidades de integración eléctrica con países vecinos, concretamente con Argentina, con la cual se puede considerar que tiene integración gasifera, al existir gasoductos binacionales. La opción lógica que se levanta es el denominado “swap” entre Argentina y Chile. No obstante, en la industria indican que la única interconexión eléctrica de importancia que hay entre Chile y Argentina está en el norte, específicamente en el SING, pero ahí no hay problema y no tiene como llevarlo al SIC.

Hace unas semanas, en medio de las preocupaciones por el abastecimiento eléctrico chileno, Paraguay aseguró que venderá energía eléctrica a Chile. La energía será trasladada desde Paraguay hasta la represa binacional Salto Grande, entre Argentina y Uruguay[3]. Con todo, en Paraguay incluso ya se habla de los valores que tendrá tal venta para Chile: 120 dólares por MWh. Se venderá directo a las operadoras de energía, aunque el problema de Chile es que necesitan de energía continua y, por el problema de la infraestructura, a veces no se puede realizar.

Para poner en contexto. A partir del 15 de agosto de 2008, primero Chile, y luego Uruguay, se interesaron en la posibilidad de importar electricidad paraguaya. Estos países del Cono Sur de América no pueden acceder a electricidad barata en la región y ven en Paraguay como la mejor fuente de abastecimiento. De hecho, el 85% de la electricidad que se exporta en la región tiene su origen en Paraguay[4].

Al mismo tiempo, la integración entre los sistemas eléctricos de Chile es una tarea pendiente y, conforme el país avanza, los requerimientos se van haciendo mayores. Precisamente el amplio crecimiento de la industria minera ha despertado el interés de los privados para ofrecer una alternativa a estos clientes. La idea de construir una línea de transmisión que una a ambos sistemas buscar abastecer los nuevos proyectos mineros de la zona los que demandarán entre 100 MW y 250 MW cada uno.

Pero en el sistema eléctrico, hay otros puntos críticos o de alto consumo como lo es Santiago, tiene cerca del 50% del SIC. De hecho, algunos analistas explican que cuando mejoran las condiciones económicas crece a tasas más altas la demanda eléctrica en la zona, lo que va a hacer que Santiago necesite reforzar su sistema. Otro punto que puede originar crisis dentro del SIC es la dependencia que existe sobre la hidroelectricidad. Un escenario ajustado es el que podría originarse este año en el SIC producto de la falta de agua en embalses, ya que un 40% de la generación es hidroeléctrica. Normalmente hay 12.000 MW de capacidad instalada, en circunstancias que ante un escenario de baja disponibilidad de agua esto puede bajar a 7.000 MW para una demanda de 6.400 MW, lo que provoca un escenario ajustado, por ello el gobierno dictó el decreto de racionamiento. El punto donde más se inyecta energía al SIC es en el nudo Charrúa, en la región del Biobío. Se encuentran importantes centrales hidroeléctricas y termoeléctricas que en su conjunto aportan en torno a los 2.500 MW, un poco más de la demanda del SING. Entre Ovalle y Copiapó no hay mucho desarrollo energético, por lo que existe la mayor cantidad de proyectos termoeléctricos pues se trata de generación más barata y que es propicia para desarrollar en la zona, debido a que es posible la construcción de puertos para los embarques de carbón.

[1] La Tercera, “Perú impulsa complejo eléctrico en la frontera con Chile para llevar energía al norte”, (27/2)

[2] La Segunda, “Integración eléctrica entre Chile y Perú sería inviable en el corto y mediano plazo”, (16/2)

[3] Diario Financiero, “Paraguay aseguró que venderá electricidad a Chile”, (17/2)

[4] ABC Color, “Argentina impide que exportemos electricidad a Uruguay y Chile”, (7/2)

¿El retorno de los Big Oil?

2011-03-16T14:28:00.002-03:00

Underwhelming. Eso resume bastante bien el rendimiento de las reservas de petróleo de las grandes capitalizadas como BP, Shell y Total en la última década. Ellos sufrieron una desagradable caída de rating y vieron los precios de sus acciones muy por debajo del precio del petróleo. Las razones fueron sus bajos rendimientos bien documentados: aumento de la competencia mundial por los recursos (en particular de las compañías petroleras nacionales), el declive de las tasas de producción en campos maduros, el aumento de costos e impuestos implementados desde los gobiernos anfitriones.

Pero hay signos de que las "Big Oil" están empezando a abordar algunos de los temas que persiguieron durante los últimos 10 años y hay razones para pensar que sector podría mejorar su performance. Un tema clave que emerge de los recientes resultados de la temporada es el aumento de inversión en perforación, dijo el analista Theepan Jothilinham de Morgan Stanley. "La intención de aumentar los gastos de exploración y tomar más perforación de alto impacto es evidente en todo el grupo". BP duplica el gasto de exploración durante los próximos años y ha firmado acuerdos de exploración con Rosneft y la india Reliance Industries.

Total pagará 4 mil millones de dólares para una participación minoritaria en el mayor productor independiente de gas natural ruso y su gran proyecto del Ártico, en otra señal de que Rusia está abriendo su lucrativo sector de energía para los inversores extranjeros[1]. Total tendrá una participación del 20% en el proyecto gasista internacional Yamal LNG valorado en 20.000 millones de dólares y que tiene como socio principal a la rusa Novatek. El proyecto Yamal LNG prevé la explotación del yacimiento de gas condensado Tambei-Sur y la construcción de una planta de licuefacción de gas en la península de Yamal, en el noroeste de Siberia, con una capacidad de producción de hasta 15 millones de toneladas de gas natural licuado y hasta un millones de toneladas de gas condensado.

Según la clasificación rusa, las reservas del yacimiento para 2008 ascendían a 1,256 billones de metros cúbicos. Según la clasificación internacional, se sitúan en 418.000 millones de metros cúbicos de gas y 15.000 millones de metros cúbicos de gas condensado.

Queda mucho por hacer para lograr una nueva calificación pero las "Big Oil" parecen haber captado el mensaje que no pueden permitirse perder la próxima cuenca de Santos -el gigante petrolero de las costas brasileñas. Desafortunadamente, un cambio decisivo en el éxito de perforación llevará su tiempo y las petroleras seguirán a la zaga a los precios del petróleo durante algún tiempo.

Además de los problemas mencionaos anteriormente, los analistas dicen que el escepticismo se refleja en el precio del Brent, pues si se mantiene en su nivel actual de 115-120 dólares por barril, ya sea por las tensiones en Medio Oriente u otros factores podría provocar otra recesión y la caída de la demanda petrolera.

[1] The Wall Street Journal, “Total Acquires a Russian Stake”, (4/3)

Sector eléctrico chileno. Sequía y costos de generación

2011-03-03T14:38:00.001-03:00

*El país pretende crecer al 7%; el cobre sube como espuma y las mineras anuncian aumentos históricos en su producción; el empleo, al 92%; el chileno consume como nunca; las acciones del retail en las nubes; los pronósticos de venta de autos nuevos anticipan su mejor año, y todo como si se moviera por inercia. Pero la realidad es otra. Para continuar con este ritmo de crecimiento y consumo se necesita energía, y no poca. Cálculos conservadores estiman que a este ritmo necesitamos un aumento de 600 megawatts al año. En palabras simples, casi un Ralco cada dos meses.

Racionamiento preventivo. Lo que faculta al gobierno chileno a tomar medidas que eviten cortes de luz y tiene vigencia hasta el 31 de agosto de este año. En Chile existe un déficit de generación eléctrica previsto para el próximo semestre, así como las escasas precipitaciones registradas en 2010, el agotamiento del Embalse Rapel (en su menor nivel de los últimos 10 años están los principales embalses del país) y la posibilidad de que este eventual déficit se intensifique de producirse fallas prolongadas en las centrales eléctricas, lo que podría afectar el abastecimiento a los usuarios.[1] Este problema profundiza particularmente la situación de abastecimiento en las localidades de las regiones de Valparaíso, O'Higgins y Metropolitana.

Desde el término de la interconexión con Argentina, el país ha sido incapaz de diversificar apropiadamente su matriz energética. El agua sigue siendo una fuente importante de generación, pero las plantas están concentradas en la zona central, que frecuentemente se ve afectada por las sequías. Por cierto, su ubicación histórica en esta área geográfica no es casual, pues significa recorrer menor distancia hasta los clientes finales, solución que resulta la más eficiente. Pero también existe cada vez más resistencia a instalar plantas hidroeléctricas, actitud que se extiende hacia otras fuentes, a resultas de una creciente visión crítica de todo desarrollo energético.

La fortaleza de la matriz energética de Chile ha vuelto a ponerse en duda con el fenómeno de La Niña, caracterizado por temperaturas frías, que este año se ha manifestado con la mayor intensidad desde 1975 y trajo una grave sequía. Los montos de energía de afluentes asociados para el primer cuatrimestre de este año hidrológico se estiman en 4300 GWh y para el período 1968-1969 esa cifra correspondió a 3670 GWh, ambas cifras muy lejanas a lo observado en un año normal que equivale a 7400 GWh.

Un problema adicional son las líneas de transmisión, que no tienen capacidad para transportar toda la energía que requiere la demanda de la Región Metropolitana. El suministro depende de la central térmica de ciclo combinado Nueva Renca, de AES Gener. Si falla en las horas de mayor demanda, habrá cortes. Hay una cuantificación del 40% de posibilidades reales de que haya apagones. La situación más crítica se va a producir en invierno (junio y julio en especial), cuando se llega a los peak de demanda[2]

En este escenario, el GNL ha ganado relevancia en la generación de electricidad (alcanzó el 25% el mes pasado, desde 0 en 2008) frente al diesel, pero su rol podría verse limitad por problemas de costos e infraestructura. Si las menguantes condiciones de las reservas hídricas se mantienen, el gas seguirá aportando uno de cada cuatro vatios consumidos en el primer semestre de 2011.Pero hasta ahí podría llegar. La limitada capacidad de las terminales y los costosos contratos para sufragar la inversión en GNL podrían obstaculizar la competitividad del combustible.

La generadora Colbún asegura que el mayor uso de gas natural en lugar de diesel le permitió disminuir en 30% sus costos marginales de producción el año pasado, pero aún no ha renovado el contrato más allá de mayo de 2011, en vista de que los precios del GNL subirían. En tanto, la generación por diesel, que fue el combustible líder durante la crisis energética 2007-2008 ha visto retroceder su posición a sólo un 5% actual desde el 20% que ostentaba en 2008. Con el gas, se limitarían las compras de diesel en el primer semestre –que usualmente se duplican en los meses más secos a 140.000 barriles por día-.

El apetito chileno contribuye a una mayor demanda de GNL en Sudamérica, con importaciones regionales rozando niveles récord en el 2011, mientras nuevos terminales entran en operación. Las importaciones de GNL de Chile durante 2010 representaron el 41% del total de compras de ese combustible en la región, frente al 26% en el 2009, por la entrada de dos nuevos terminales, según la consultora estadounidense Waterborne Energy. Aunque muchas empresas compraron generadores diesel de emergencia tras el terremoto que golpeó en el 2010 el centro-sur de Chile, el diesel no generará más del 10% del total de electricidad.

Entre los requerimientos del racionamiento fue necesario bajar la demanda en 5% para resguardar la operación del sistema eléctrico. Un ahorro significativo puede provenir de la reducción del voltaje entre 5 y 10%. Con esa sola ejecución de esta medida, el gobierno chileno logrará rebajar en más de la mitad la meta propuesta[3]. La reducción de tensión en el suministro en zonas urbanas de hasta 10% bajo lo normal, y en zonas rurales de hasta 12,5%, tras iniciar un análisis técnico de los perfiles de voltajes de los 500 alimentadores que componen su red de distribución[4]. La rebaja en el voltaje implicaría una caída de 2% en la demanda eléctrica del SIC, que va desde Taltal a Chiloé.

Un impacto en el costo de producir energía generará la aplicación del decreto de racionamiento preventivo. Aunque el alza del costo de la energía afectará el gasto de las empresas (grandes clientes), descartan que ese mayor precio de generación se traspase a las cuentas de luz que pagan los hogares en Chile[5]. No habrá un efecto en las tarifas porque en 2011 hay pocos contratos de las distribuidoras indexados al costo marginal.

El costo de la energía este año subirá a entre 250 y 260 dólares/MW por hora. La proyección es 20% mayor al actual promedio que registra el Sistema Interconectado Central. En febrero, el valor de la energía llega a 215 dólares/MW por hora. Tal precio se da porque ya está ingresando generación con diesel, fuente cara. No obstante, si bien añaden que hasta mayo habrá un alza de 20% a las empresas, los costos caerán en invierno, cuando repunte la generación con agua.

Respecto del escenario de precios de 2008, existen diferencias. Ese año, el gobierno de Michelle Bachelet también emitió un decreto de racionamiento preventivo y en marzo por la falta de agua, gas natural y diesel los costos marginales promediaron 380 dólares por MW.

Otro aspecto es la mejor administración del agua de los embalses, de tal forma que no se gasten los recursos hídricos. Si la situación de la sequía persiste, se espera guardar esos recursos hasta mediados de año. Mientras, se usará toda la capacidad térmica que tiene el sistema, lo que implicará un aumento en los costos en los meses previos al invierno. Luego, cuando se use el agua bajarán. La tercera medida implica establecer incentivos a los generadores para que compensen a los clientes que ahorren energía. El decreto establece que por cada kilowatt-hora (KWh) de déficit que efectivamente afecte a los usuarios, éstos recibirán $196,8. En la crisis anterior, cuando la falta de generación tuvo al sistema al borde de llegar al racionamiento efectivo, las compensaciones se fijaron en $147,2 por KWh. Hoy, por ejemplo, la tarifa residencial de Chilectra es de $81 por KWh. Este costo debe ser asumido por las generadoras del SIC, mientras que las empresas de distribución esperan el mandato de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para aplicar la baja del voltaje.[6] En la anterior crisis, cuando se aplicó baja de voltaje y una campaña de ahorro, la demanda eléctrica cayó 3% en el primer semestre de 2008[7].

El 60% del consumo eléctrico del SIC corresponde a clientes regulados, entre ellos, los residenciales y comerciales. El resto son industriales. 4,4% fue la caída que registró la demanda eléctrica del SIC en 2008, cuando, además de una campaña de comunicación y de recambio de ampolletas, se firmó un decreto de racionamiento, que permitió reducir el voltaje y ofrecer premios por reducción de consumo. Las zonas de congestión del sistema se concentran en el Norte Chico, más que en el sector sur del SIC. Esto podría traer problemas en el ingreso de nuevos proyectos. Eventualmente, algunos proyecto de demanda van a tener que postergarse mientras no se amplíe la capacidad de transmisión.

Necesidad de inversión en líneas de transmisión

A raíz de otros períodos de racionamiento, se aumentó la capacidad de generación eléctrica, pero no se reforzó la línea de transmisión. El análisis apunta a que el cambio en la generación produce cambios en los flujos de energía. Hoy no hay un sistema de transmisión robusto que permita soportar el cambio de sentido de estos flujos.

Las señales de la necesidad de robustecer el sistema de transmisión se venían dando desde hace varios años, pero los episodios como el terremoto de febrero de 2010 y los reiterados apagones que han afectado al país (hace unos años no se consideró que era económicamente conveniente invertir en reforzar las líneas). El sistema de transmisión está pensado para que en situaciones normales pueda transferir energía requerida en el 90% de los casos. No está pensado para situaciones extremas. Por lo tanto, la definición de qué líneas expandir sigue esa lógica. En los últimos siete años hubo una sub-inversión para potenciar la red eléctrica. Entre 2004 y 2010 se invirtieron cerca de 600 millones de dólares en transmisión. Esto es menos de 100 millones de dólares por año y la recomendación actual ronda la inversión en 900 millones de dólares.

Tres son los factores que están atrasando la construcción de las líneas de transmisión: los permisos ambientales, la concesión eléctrica definitiva y la planificación de las obras. En la última propuesta del plan de transmisión del gobierno se extienden los plazos de construcción, pasando de 30 a 60 meses. Hoy en Chile demora más hacer una línea de una transmisión que una central.

Desde mediados de la década pasada, el desarrollo de las líneas de transmisión sigue un esquema de planificación centralizada. Antes eran los privados quienes definían qué líneas se tenían que desarrollar. Cada cuatro años, la CNE realiza un estudio de expansión del sistema de transmisión troncal, que incluye obras para los próximos cuatro años. El documento represente situaciones promedios y no las situaciones extremas, e incluyen las últimas 40 hidrologías, de las cuales se hace un promedio y sobre la base de eso se definen los requerimientos de transmisión[8].

El Plan de Expansión, hecho público en diciembre del año pasado, contiene un total de 21 obras, cuya inversión asciende a un total aproximado de 877 millones de dólares, de las cuales 13 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 75 millones de dólares, y 8 obras nuevas, por un total de 802 millones de dólares. Se estima que las obras contenidas en el presente Plan iniciarían su construcción durante el segundo semestre de 2011, y su puesta en servicio se llevará a cabo, a más tardar durante el segundo semestre de 2016, dependiendo de la envergadura del proyecto.

Ampliación de generación renovable en el sector minero

La mayoría de la minería chilena está vinculada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que no está relacionado con el Sistema Interconectado Central (SIC). Por ello tiene capacidad suficiente para las necesidades del sector por un par de años todavía[9]. Aun así, el sector minero busca aprovechar la bonanza actual y requiere recursos energéticos para operar con continuidad. El sector, que consume un tercio de la energía del país, tiene los medios y las razones para buscar costos estableces con nuevas tecnologías en momentos que el precio del cobre está por las nubes. La minera estatal Codelco comprometió 700 millones de dólares en un campo eólico de 250 megawatts, la más grande de Latinoamérica. Collahuasi –la tercera mayor mina de cobre del mundo, controlada por Anglo American y Xstrata- explora oportunidades en energía geotérmica para aprovechar la inmensa actividad volcánica de Chile[10].

En general, en Chile se construyen o están programados unos 23 parques eólicos. Actualmente el país cuenta con 167 MW eólicos de capacidad instalada y hay proyectos importantes equivalentes a 1.500 MW que debieran desarrollarse en el corto plazo. El parque eólico Monte Redondo inició sus operaciones en 2009 y en total esta iniciativa demandó una inversión de 123 millones de dólares, que se suma a los parques eólicos Canela 1 y 2 (78,15 MW) de Endesa Chile y Totoral (46 MW) de Norwind. En la segunda semana de febrero se inauguró la segunda y última etapa de Monte Redondo, construido por el grupo de energía belga-francés GDF Suez y que permitirá dar electricidad a 74.000 hogares. La energía eólico permitirá reducir las emisiones de gases con efecto invernadero en unas 68.000 toneladas de CO2 al año, equivalente a sacar 15.000 autos de las calles.

Y existe un nuevo foco para el desarrollo de la energía solar. Una cartera por casi 1.300 millones de dólares –pese a sus altos costos- ya estaría dando un primer soporte ante la actual incertidumbre[11]. En total son siete los proyectos que ya se alzan como los impulsores de este próximo auge solar. Dos de ellos, Calama Solar 1 y Calama Solar 2, de la española Solarpack en la II Región, ya cuentan con la aprobación de la autoridad ambiental. El resto de los proyectos se encuentran aún en calificación, aunque según proyecta el sector, se espera que su construcción no demore más allá del término de la década, como máximo. Los costos de inversión en la solar fotovoltaica han bajado y, por lo tanto, el precio de la energía (PPA) que requieren estos proyectos para ser viables se ha reducido.

Un proyecto solar en el norte de Chile fácilmente puede alcanzar costos de inversión de 4 millones por MW, con factores de planta del orden de 35%, lo que implicaría un PPA cercano a 140 dólares por MWh. Por este motivo, desde ya comparada con fuentes de generación diesel (con costos sobre los 200 dólares por MWh), sería una opción rentable si se hace pensando en desplazarla.

Después de un período de operación, no utilizan combustible, por lo tanto despachan energía al sistema a costo marginal cero. Al sistema le interesa mucho que los costos marginales bajen, porque muchos de los contratos que tienen las mineral están indexados al costo marginal, entonces en la medidas en que se empiece a poner una proporción importante de energías renovables, se logra que el sistema baje en promedio sus costos marginales, lo que hace bajar el costo de operación de todo el sistema en su conjunto. Sin embargo, si Chile se recupera rápidamente de su estrechez energética, como ocurrirá a mediados de año (ver más arriba), las renovables pueden quedar con precios fuera del mercado.

[1] Portal Sustentable, “Expertos prevén suministro eléctrico ajustado para 2011”, (Febrero 2011)

[2] La Tercera, “Laurence Golborne y la crisis eléctrica: "La situación más complicada será en junio y julio" , (13/2)

[3] La Tercera, “Gobierno emite decreto de racionamiento preventivo para evitar apagones”, (10/2)

[4] El Mercurio, “Empresas e instituciones buscan reducir consumo de energía hasta en 50%”, (21/2)

[5] La Tercera, “Decreto preventivo subirá costo de la energía, pero no impactará en cuentas”, (11/2)

[6] El Mercurio, “Gobierno admite que crisis eléctrica es más profunda en tres regiones del país”, (18/2)

[7] El Mercurio, “Baja de voltaje aportaría casi la mitad de la reducción de consumo energético”, (19/2)

[8]http://www.cne.cl/cnewww/opencms/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_Proceso_de_Tarificacion_Troncal/Primer_Proceso/Revision_Expansion_Troncal_2010-2011.html

[9] El Mercurio, “Golborne asegura que plan de ahorro de energía no afectará a empresas mineras”, (14/2)

[10] Reuters, “Costly Chile power may jolt renewable energy”, (10/2)

[11] Diario Financiero, “Boom de centrales eléctricas con energía solar ya involucra casi US$ 1.300 millones en Chile”, (15/2)

Análisis del mercado de combustibles en Chile

2011-02-28T09:15:00.000-03:00

En línea con el repunte que evidencia la economía chilena, la venta de gasolinas también vive un escenario de recuperación. En parte, ayudado por las ventas históricas de la industria automotriz. Pese al efecto que tuvo el terremoto, el año 2010 tuvo una reactivación económica importante en el rubro de la gasolina. En los últimos años, el mercado venía registrando una expansión más bien plana.

La distribución directa de combustibles a grandes clientes es un área altamente disputada por los operadores del sector. Y los números lo ratifican. De acuerdo con las cifras del Ministerio de Energía chileno al cierre de 2009, este canal de consumo representa el 48% de las ventas totales de combustibles líquidos, con lo cual supera incluso a las estaciones de servicio minorista, que se llevan el 35% de la torta. El transporte, en tanto, tiene la tercera ubicación, con el 10% de las ventas, mientras que el 6% corresponde a abastecimiento marítimo nacional e internacional. En esta última Copec, Petrobras y Terpel han desplegado su más reciente batalla.

Vientos de cambio se vienen para el negocio de los combustibles. La petrolera estatal chilena Enap se plantea la alternativa de entrar en la distribución de combustibles. Con un 49% la chilena es minoritaria en esta sociedad que controlan los Romero y que nació en 2004, cuando juntas compraron las 165 estaciones de Shell en Perú. Esta operación marcó la primera experiencia de integración vertical de la chilena. En 2005 ampliaron su presencia a Ecuador, también comprándole a Shell.[1]

Hoy la firma estatal explora y produce petróleo en una baja escala y su fuerte es la refinación, área de baja rentabilidad. Crecer en el sector de distribución a través de la compra de Terpel o de Shell en Chile es una opción[2]. Así la estatal está siguiendo la nueva orientación estratégica que el Gobierno chileno quiere darle y que considera su integración en toda la cadena de los hidrocarburos.

La posibilidad más clara es Shell. La estatal hizo una oferta vinculante en sociedad con Primax del Grupo Romero, asociadas a una empresa del grupo Saieh. El negocio se cerraría posiblemente en marzo y el precio bordearía los 500 millones de dólares. Quienes critican la incorporación de Enap a este segmento del negocio argumentan que esto viola el principio de subsidiariedad, que establece que el Estado y sus empresas sólo deben ingresar a operaciones donde los privados no son eficientes o es necesaria una mayor competencia.

Otro de los interesados en adquirir los activos de la angloholandesa es el grupo Luksic. Este grupo es el único de los tres grandes conglomerados locales que no tienen presencia en el rubro energético, aunque antes fue accionista minoritario de Endesa. Los Matte controlan la eléctrica Colbún y los Angelini tienen Copec, el mayor distribuidor de combustible local, con una participación superior al 60%, además de una participación minoritaria en Colbún y en Guacolda, con Gener y Von Appen.

La multinacional Shell tiene más de 300 estaciones de servicios, gran parte de ellas en la Región Metropolitana y en zonas urbanas. Está dejando el país, porque desea concentrarse en regiones con mayor crecimiento y mercados de mayor tamaño, como los que existen en Asia.

En 2008, la brasileña Petrobras ingresó al mercado chileno a través de la compra de la red de estaciones de servicios de ESSO. La compañía pagó 400 millones de dólares en una operación que comprendió a las 230 estaciones que la estadounidense tenía en Chile. A mediados de enero inició sus operaciones en el Norte Grande del país[3]. Petrobras completa una red de nueve estaciones de servicio en la Región de Antofagasta, seis en la capital regional y tres en Calama. Este año, además, contempla la construcción de nuevas estaciones de servicio en estas mismas ciudades, junto a otras localidades como Mejillones y Tal Tal, entre otras.

En 2007, Repsol YPF dejó el mercado chileno de combustibles. La colombiana Terpel compró la red de 206 estaciones, en 210 millones de dólares. Esos activos ahora están nuevamente a la venta. Copec, empresa controlada por el grupo Angelini, compró a la colombiana y se desprenderá de Terpel Chile.

Incremento de la participación del GNL en la generación eléctrica

A pesar de noviembre pasado, según datos de Bice Inversiones, este combustible está aportando entre el 22% y 26% de la generación eléctrica en el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde Taltal a Chiloé y que abastece a más del 93% de la población chilena. Desde mediados de la década pasada que no se veía esta tendencia. El gas natural redujo significativamente su presencia cuando Argentina recortó los envíos a Chile, en 2004, porque no tenía producción suficiente para abastecer el mercado interno y de exportación.

Ahora, en medio del fenómeno de “La Niña” –responsable de una manifiesta sequía en el país y de fuertes déficit en los embalses-, la generación térmica vuelve a apuntalar el suministro eléctrico. El uso del gas se debe a una mayor disponibilidad y un menor costo respecto del petróleo. Si bien el GNL es más barato que el diesel, es más caro que el agua o el carbón. Chile paga altos precios por él, entre 11 y 13 dólares por millón de BTU, respecto de los 3.5 dólares en Estados Unidos, producto del boom del gas shale.

Pero a diferencia de años anteriores, las mayores empresas: Endesa, Colbún y AES Gener, casi no está recurriendo al diesel, que a agosto de 2010 llegó a ser 22% de la matriz total. Endesa opera con GNL en San Isidro I y II. A su vez, Enap Refinerías estableció un contrato con Colbún para abastecer de gas al complejo Nehuenco, que comenzó a operar formalmente el pasado primero de enero. Colbún reconoce oficialmente que por usar GNL ha logrado bajar un 30% su costo marginal de generación.

Por su parte, Metrogas suscribió un acuerdo con AES Gener para el primer trimestre, que permite abastecer a la central Nueva Renca y existe intención de extenderlo.

Así, en enero, el Terminal de GNL ha operado con un promedio de 8,2 millones de m3/día y ha llegado a 9,5 millones de m3/día, muy cerca de su capacidad máxima. Además, a través del gasoducto GasAndes, Argentina está inyectando en enero un promedio de 500 mil metros cúbicos diarios de gas al sistema y parte de ese volumen se ha usado para la generación eléctrica. En enero hay más de 10 unidades trabajando con gas y las estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) indican que la presencia del GNL seguirá siendo importante hasta mayo o junio, cuando las lluvias comiencen a inclinar la matriz energética hacia la hidroelectricidad.

Un 3,5% de alza experimentó la generación eléctrica del SIC durante el 2010, de acuerdo con cifras de Banchile y basadas en información del Centro de Despacho económico de Carga del SIC (CDEC-SIC), lo que equivale a 43.226 GWh. Según el informe, los datos de los últimos meses de 2010 reflejan la recuperación de la actividad durante el segundo semestre del año pasado. En cuanto al mix de generación del SIC durante el año, un 49,2% correspondió a hidroelectricidad y sigue destacando el menor uso de diésel, compensado por el mayor despacho con gas natural (GN) y gas natural licuado (GNL) y carbón. Aunque de menor impacto, es significativa el alza del aporte eólico el que alcanzó los 255 GWh, con lo cual las energías renovables no convencionales (ERNC) realizaron un aporte de 0,8% a la generación del SIC.

De acuerdo a datos disponibles de la Dirección General de Aguas (DGA), el volumen de los embalses -cuyo uso principal es la generación eléctrica- llegó a 4.772 millones de metros cúbicos en diciembre, lo que muestra una caída de 2,8% y un déficit de 25,8% respecto del año anterior. Las cifras evidencian una hidrología más seca durante 2010, lo que llevó al mínimo (desde 1999) el aporte de la generación hidroeléctrica al mix del sistema, señala el informe.

Durante 2010 los costos marginales de generación (CMg) promediaron 138 dólares por MWh, evidenciando un avance de 32,6%, que estaría relacionado a un mayor valor del petróleo (+28,6% a/a hasta 79,4 dólares por barril), moderado por un menor aporte del diesel a la matriz durante este año. Respecto a la generación en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), los datos indican que ésta acumuló 15.086 GWh, mostrando una leve alza de 1,2%, con un mix de generación compuesto en un 57,9% por carbón, 26,8% GN y 15,0% diesel. Los costos marginales en el acumulado anual alcanzaron los 122 dólares por MWh, lo que equivale a un incremento de 9,3% respecto de 2009.

[1] El Mercurio, “Enap y grupo peruano Romero se asocian con Saieh para ir por los activos de Shell en Chile”, (27/1)

[2] La Tercera, “Gobierno acelera plan estratégico de Enap para el primer semestre”, (16/1)

[3] Diario Financiero, “Petrobras Chile comenzó a operar en el norte grande del país”, (11/1)

Los relatos del malestar alimentario

2011-02-22T13:15:00.001-03:00

La historia se encargará de definir, con sus indomables zigzagueos, la concreta influencia que existe por la subida de los precios de los alimentos, detrás de las convulsiones que llevaron a las recientes caída de poder en Tunez y en Egipto (más el efecto dominó permanente). Paréntesis (Cuando el 40% de su población egipcia vive con menos de dos dólares por día es difícil no ver los alimentos como un lujo), Lo mismo, las manifestaciones en Argelia y otros países del norte de África y de Medio Oriente, que viven días difíciles en las calles reclamando el fin de la pobreza, lo que significa básicamente el acceso a los bienes de consumo básicos. A su vez, la inestabilidad geopolítica producida por esas tensiones contribuyen a la volatilidad y encarecimiento en los precios de otras materias primas minerales y, desde luego, de los precios de crudo y del gas.

Y esto no es patrimonio exclusivo de las naciones árabes. Los disturbios por temas alimentarios también se despliegan por el mundo en desarrollo, obteniendo distintas clases de efectos. Bangladesh e Indonesia tienen pedidos record de arroz. Y China puede unirse pronto a la crispación. Una severa sequía en el norte tiene un impacto desastroso en la cosecha invernal de trigo del país. Esto dejó la tierra sumamente seca para la plantación de primavera. Si China, normalmente autosuficiente en trigo, se hace un importador significativo este año, los precios de los granos podrían crecer aún más[1]. Usted no necesita tener un doctorado en economía para entender que pasa con los precios cuando cada gobierno bajo el sol comienza a almacenar alimentos.

Y el tema es cómo se llegó tan rápidamente a esta situación explosiva. La explicación puede estar en el aumento exponencial del precio de los alimentos. Y los precios dan siempre señales de que algo sucede. Pero ¿cómo se llegó a estos precios y qué razones están por detrás de estas subidas galopantes? ¿Estamos ante una situación coyuntural o esta es una situación con la cual la humanidad tendrá que habituarse a vivir?

Los precios de los alimentos llevaban varias décadas en un suave declive, hasta principios del siglo XXI. Después de la crisis de precios en 2008, mucho se discutió sobre la materia y los hechos parecían, inicialmente, dar razón a los que apuntaban hacia la acción conjugada en el capital especulativo y las alteraciones climáticas, que desencadenaron una secuencia de catástrofes atmosféricas y consecuentes malas cosechas[2]. El problema es que, pasados sólo cerca de dos años y medio, la cuestión vuelve al orden del día y todos parecen coincidir en la idea que el alza de los precios es algo estructural y con lo cual la humanidad tendrá que habituarse a lidiar. “Lo que los mercados de materias primas nos están diciendo es que vivimos en un mundo limitado, en que el rápido crecimiento de las economías emergentes está presionando las reservas limitadas, lo que hace aumentar los precios”, alertó el economista Paul Krugman[3]. La tierra disponible no urbanizada en el mundo es finita y económicamente cada vez más escasa. Se ocupa el 100% en cultivos, pastizales para ganadería, ecosistemas naturales que prestan servicios ambientales vitales, y áreas degradadas y en abandono.

El verdadero problema es que estamos en el umbral de una fase en que la producción de materias primas, designadamente cereales, no llega a cubrir la demanda mundial. Y ¿por qué? Básicamente porque el rápido desarrollo de las economías emergentes –que coincide con países con vastas poblaciones- hizo aumentar el ingreso e hizo que haya cada vez más gente con acceso a una mejor alimentación. Aquello que puede ser clasificado como la revolución de la proteína, es decir, en numerosas regiones del mundo la tradicional dieta de los tres balones de arroz por día está convirtiéndose en las tres comidas diarias, hasta hace poco un privilegio de los países desarrollados.

“Una de las causas primarias de las crisis alimentaria es la prosperidad en sí misma”, dijo Don Coxe[4], presidente de una financiera norteamericana conectada con el sector alimentario, en un artículo publicado en The New York Times[5]. Para Kenneth Grassman, profesor de Economías en la Universidad de Nebraska, “el alza actual de los precios de los alimentos refleja el abrupto cambio de un mundo donde la producción de cereales excedía a la demanda por otro donde la capacidad de producción no es la adecuada”. Entre las causas apunta “el rápido desarrollo económico de los países más poblados del mundo, lo que corresponde a un mayor ingreso y un mayor consumo per cápita”[6]. La economía gestiona recursos escasos; a esa velocidad, cada vez más escasos.

Por su parte, el especialista español Manuel Vázquez alertó en el diario El País que “la división tradicional entre los países desarrollados y en desarrollo ya no es tan significativa”. Los números muestran que “más de la mitad del crecimiento económico a nivel mundial en los últimos 15 años fue generador por los países emergentes y en desarrollo”. Significa esto que “el centro de gravedad de la economía internacional se desplaza rápidamente para Oriente y Sur” –ya hoy las economías de los países que no son miembros de la OCDE representan un 49% del PBI global y, según las previsiones, llegará al 57% ya en 2030.

Para Peter Timmer, esta escasez de suministro contiene el fracaso de los gobiernos por casi más de tres décadas para financiar la investigación agrícola básica, invirtiendo en infraestructura rural, y entrenando a los agricultores minifundistas necesarios para eliminar la frontera de productividad. Sus variables epistemológicas no tienen en cuanta de razones simples, morales y hasta recurrentemente climatológicas: Estados Unidos canalizan más de 100 millones de toneladas de maíz para la producción de etanol, lo suficiente para alimentar a 240 millones de personas. Y así sigue el desacuerdo, mientras los especialistas apuntan hacia un refuerzo de la inversión, mejorando la tecnología y la investigación en búsqueda de ganancias en la producción, otros recuerdan a un tal Thomas Malthus. Un apacible clérigo y matemático que vivió a caballo del siglo XVIII y el XIX, dejó escrito hace más de 200 años lo que se conoce como la maldición maltusiana: “La capacidad del crecimiento de la población es infinitamente mayor que la de la tierra para producir alimento para la humanidad”. El capitalismo industria tendió un puente por encima del abismo demográfico maltusiano: ese peligro se ha evitado durante dos siglos y Malthus ha sido perfectamente olvidado durante años[7].¿Me pregunto lo que esto dice sobre la sostenibilidad de crecimiento?

[1] The Globe and Mail, “Food: What’s really behind the unrest in Egypt”, (9/2)

[2] The Wall Street Journal, “Failed Policies Lead to Food Shortages”, (22/2)

[3] The New York Times, “Droughts, Floods and Food”, (6/2)

[4] Don Coxe is chairman of Coxe Advisors LLC. He was previously a global portfolio strategist at BMO Capital Markets.

[5] The New York Times, “We Need Protein, Not Biofuels”, (15/2)

[6] The New York Times, “Not Enough Grain”, (15/2)

[7] El País, “Adiós a la comida barata”, (13/2)

El surrealismo de los subsidios a los biocombustibles de maíz

2011-02-17T08:23:00.000-03:00

Pocas industrias son más dependientes de los subsidios y los mandatos gubernamentales que los productores de biocombustibles estadounidenses, y ningún estado se ha beneficiado más que Iowa. El etanol ya es el combustible estadounidense más subvencionado. Los subsidios estatales y federales para el etanol costaron el año pasado 5.1 mil millones de dólares, o aproximadamente entre 15.90 a 17 dólares por millón de British Thermal Units, unidad de medida de contenido de energía, según un estudio del Global Subsidies Initiative, un think tank con sede en Suiza. Por comparación, el costo de subsidiar el petróleo y el gas natural está por debajo de los 40 centavos por millón de BTU. Los críticos dicen que no tiene ningún sentido destinar dinero en este tipo de combustible.

La industria quiere miles de millones de dólares en subsidios adicionales, tanto para construir un sistema de distribución, a nivel nacional, para el etanol como para generar una producción de etanol con un nuevo feedstock como los residuos de cosechas, astillas de madera y otros recursos de planta celulosa. Una de las primeras plantas de etanol celulósico está planeada para situarse en Emmetsburg.

El presupuesto federal apretado genera un desafío para los legisladores para continuar las subvenciones existentes, sin hablar de promulgar nuevos. El subsidio de 51 centavos de dólares para cada galón de etanol costará a los contribuyentes 6.4 mil millones de dólares por año cuando las destilerías -actualmente en construcción en todo el país- impulsen la producción anual a 12.6 mil millones de galones. El Congreso considera la legislación que podría triplicar la producción para 2022 (15 mil millones de galones para 2015 y 36 mil millones de galones para 2022).

La industria de biocombustibles quiere un subsidio adicional de 75 centavos de dólar por galón para cubrir los más altos costos de producción de etanol celulósico. Los proyectos de ley de energía propuestos por los Demócratas en el Congreso proporciona 50 centavos extra por galón. El congreso también considera aumentos en los subsidios y loan guarantees para financiar las facilities de producción. Esas medidas podrían ser parte de una ley de energía o una nueva ley agrícola. El presidente del House Agriculture Committee, Rep. Collin Peterson, demócrata de Minnesota, quiere añadir 2 mil millones de dólares en la ley agrícola para el desarrollo de biocombustibles, pero hasta ahora ha sido incapaz de encontrar la forma de financiarlo.

La industria del etanol quiere ayudar a los trabajadores a entrenarse. La ley introducida por el Rep. Bruce Braley, autorizaría subsidios a los colegios de la comunidad para crear programas de técnicos de biocombustibles. También son necesarias subvenciones para conseguir estaciones de servicio para instalar bombas y tanque necesarios para vender combustible E85, mezcla de 85% de etanol y 15% de gasolina. Conforme a la ley actual, las estaciones pueden conseguir créditos de hasta 30.000 dólares, o 30%, del costo para instalar el equipo. También hay que considerar una tubería dedicada para distribuir el etanol en todo el país. El etanol no puede ser transportado por tuberías de gasolina porque el alcohol absorberá el agua usada en las tuberías.

La industria europea del etanol de cara a los créditos fiscales estadounidenses

Los productores europeos de etanol alertan que la extensión para 2011 del crédito fiscal norteamericano para la producción del combustible, aprobada en diciembre por el Congreso como parte del paquete de 858 mil millones en reducciones de impuestos, puede llevarlo a presentar una queja comercial ante la Unión Europea. Los productores del continente fracasaron en sus tentativas de bloquear el crédito, pero la extensión sólo se aplica a las ventas para compradores estadounidense y no a las ventas en el exterior[1].

El crédito fiscal ayudó a impulsar la producción americana de etanol a un nuevo récord. Combinado con el alza del azúcar en Brasil y la escasez de trigo en Europa, el crédito hizo al etanol estadounidense, hecho principalmente de maíz, más barato en el mercado europeo. Los productores estadounidenses afirman que el crecimiento de su producción no depende de los créditos fiscales o de loopholes (lagunas jurídicas). “En el momento, el precio del trigo, está tan alto que simplemente no da para producir un volumen suficiente en Europa”, dijo Chet Perry, director de ITEC Refining and Marketing Ltd, un productor estadounidense de etanol. “Esa es la laguna jurídica, no el crédito fiscal”.

El etanol estadounidense destinado a la UE es vendido actualmente a 561 dólares el metro cúbico, incluyendo el crédito fiscal, en el Puerto de Houston, comparado a los 705 dólares en Rotterdam, en Holanda, y 770 de dólares en el Puerto de Santos. Esos tres puertos son los principales locales donde se negocia el precio del etanol. El etanol puede ser transportado con varios códigos tarifarios, entonces es difícil compilar datos oficiales. Pero los cargamentos de Estados Unidos a la UE de un tipo de etanol aumentaron de 4.701 toneladas en los primeros nueve meses de 2009 a 26.079 toneladas en el mismo periodo de 2010, según la firma de datos Global Trade Information Services, de Ginebra. “Prevemos que el etanol estadounidense continuará llegando a Europa hasta no tener sentido económico”, dijo Kevin McGeeney, director-presidente de Starsupply Renewables SA, una firma de brokerage suiza que se especializa en fuentes de energía renovable.

Mientras crece la dependencia estadounidense de petróleo importado, las exportaciones del país de otras formas de combustible están aumentando. En general, las exportaciones de etanol aumentaron a 988,3 millones de litros en los primeros nueve meses de 2010, ante 326,6 millones en el mismo periodo de 2009, principalmente a causa del crédito fiscal, según los operadores. Eso significa que las exportaciones estadounidenses de etanol aumentaron de 228,6 millones de dólares a 691,8 millones de dólares en el periodo citado. Los mayores cargamentos siguieron a Brasil, India y los Emiratos Árabes Unidos.

La UE, cuya mayoría de los autos consume diesel, usó biodiesel para cumplir con la meta de los liderazgos de la región, que prometieron usar fuentes renovables en un 10% del consumo de combustible de los automóviles hasta 2020. El biodiesel, cuyo mercado en Europa es de cerca de 10 mil millones de dólares por año, es hecho de productos alimenticios como el trigo, la colza y el óleo de palma. En 2009, la UE impuso tarifas anti-dumping para la producción de biodiesel de EE.UU., bajo el argumento que estaba siendo producido abajo del precio gracias a los tax breaks y otros incentivos. Los incentivos tributarios para el biodiesel y el etanol son justificados por la meta de Washington de aumentar un 7% la parte del consumo automotor de combustible procedente de fuentes renovables hasta 2020.

Desde 1978 que las refinerías norteamericanas añaden etanol a la gasolina reciben un crédito tributario de 0,45 centavos de dólar por galón (3,8 litros), un programa que costó cerca de 5 mil millones de dólares el año pasado. Diecisiete senadores suscribieron una carta en diciembre pidiendo la extinción del crédito. Pero aún continúa disfrutando del sólido apoyo del lobby agrícola y del etanol de Estados Unidos, porque es lucrativo para los productores rurales.

El combustible etanol tiene un mercado mucho menor que el del biodiesel en la UE, valuado en 2 mil millones de dólares al año, pero está creciendo. La demanda total en 2010 fue calculada en 4,7 mil millones de litros y debe llegar a 12,3 mil millones de litros en 2020. La demanda en Europa es atendida tradicionalmente con el azúcar de remolacha producido domésticamente, con la caña de azúcar brasileña y con el trigo de Rusia y Kazajstán. Pero el alza de la cotización mundial del azúcar y la escasez de trigo a mitad del año pasado cohibieron esas fuentes.

El personal de la industria de biocombustibles se dice acostumbrado a las turbulencias. “En este negocio, la política siempre es el comodín del juego”, dijo Marc Van Driessche, cuya empresa, GreenDiesel Trading SA, importa etanol estadounidense para Amberes, suministrando gigantes europeos del petróleo como Total y BP. “Es muy difícil prever cualquier cosas con los biocombustibles. Usted nunca sabe donde las cosas van a estar en tres meses”.

Por otra parte, menos de un tercio del biocombustible usado en los caminos británicos contemplan los standards medioambientales gubernamentales con la intención de proteger el suministro de agua, la calidad y los stocks de carbono del suelo. La Renewable Fuel Agency dice que sólo 31% del biocombustible suministrado bajo la iniciativa del gobierno para usar combustible de plantas que ayudan a abordar el cambio climático responden al green standard. Por el restante 69% de biocombustible, los proveedores no pueden decir de donde procede, o no pudieron demostrar que fue producido de un modo sostenible.

En abril de 2008, los proveedores comenzaron a mezclar el biocombustible en todas las provisiones de gasolina y diesel conforme al Renewable Transport Fuel Obligation (RTFO), y por 2009-2010 -el periodo de tiempo de las cifras mencionadas- los biocombustibles responden por el 3.3% de los combustibles británicos de transporte. Los proveedores aseguraban que el 50% de los biocombustibles responden a las normas medioambientales del gobierno, pero esos targets no son fueron encontrados.

[1] The Wall Street Journal, “European Ethanol Producers' Taxing Issue”, (26/1)

¿Cómo el etanol de maíz puede cumplir con los objetivos estadounidenses?

2011-02-17T08:18:00.000-03:00

¿Porqué Estados Unidos, uno de los mayores exportadores agrícolas del mundo, se dedican cada vez más a cultivar maíz para etanol? La tabla más cercana, basada en datos del Department of Agricultura (USDA), muestra una notable tendencia en una década. En 2001, sólo el 7% del maíz estadounidense fue a parar al etanol, o aproximadamente 707 millones de bushels. En 2010, la parte del etanol correspondió a un 39,4%, o casi cinco mil millones de bushels del total de la producción estadounidense de 12.45 mil millones de bushels. Cuatro de cada diez rows de maíz van ahora a producir combustible para autos o camiones estadounidenses, no a alimentos o comidas.[1] Los Angeles Times, es bastante gráfico: "get ready for higher grocery store bills and restaurant checks" (prepárese para las cuentas más altas en los supermercados y de los restaurant). Esta tendencia es el resultado deliberado de una política diseñada para subvencionar al etanol. A mediados de la década pasada el Congreso comenzó a legislar mandatos sobre renovables y muchos estados prohibieron el MTBE, que había competido con el etanol.

El Economic Research Service del USDA espera que los precios de todos los alimentos suban 2 al 3% este año. La suba proyectada viene después de una estabilidad de precios relativos en los últimos años. El índice de todos los alimentos mostró un aumento modesto del 0.8% a partir de 2009 hasta 2010, y una subida solamente del 0.3% en los precios para los consumidores de alimentos en casa, las tasas más bajas de inflación en alimentos vistas en Estados Unidos desde 1962 y 1967, respectivamente[2]. La cadena de comida rápida McDonald advirtió que piensa aumentar el precio de algunos ítems de su menú para compensar los costos crecientes de la carne. Los representantes de la empresa dijeron que el precio promedio del fast-food chain de los ingredientes más usados -como el pollo, el trigo y el queso- podrían aumentar tanto como 2,5% en 2011. Y otros lideres como la compañía de packaged de comida Kraft Foods Inc. y Sara Lee Corp., advirtieron a los consumidores sobre mayores precios para este año.

Los agricultores estadounidenses representan aproximadamente el 39% de la producción de maíz en el mundo y aproximadamente el 16% de esa cosecha es exportada, entonces los stocks de maíz estadounidense pueden influir en el precio mundial. La demanda de los países en desarrollo como China también juega un rol en el crecimiento de los precios, y a nuestro parecer la floja política monetaria de la Reserva Federal estadounidense que aumentó el precio de casi todas las materias primas negociadas en dólares. Pero la reducción del suministro de alimentos procedentes del maíz indudablemente importa. Aproximadamente el 40% de la producción de maíz estadounidense es usado para producir comida para animales. Como el precio del maíz sube, la carne, las aves de corral y otros precios también suben. El squeeze de los precios contribuyó en los últimos tiempos a la bancarrota de empresas como la texana Pilgrim Pride Corp y Townsends Inc., con sede en Delaware, que producía aves de corral.

Este daño coincide con el creciente consenso general de que el etanol no alcanza ninguno de los objetivos políticos presupuestos. Los partidarios del etanol demandan que biocombustible reduce la dependencia estadounidense de petróleo extranjero y proporciona una fuente de energía limpia. Pero el científico de la Universidad Cornell, David Pimentel calcula que si toda la cosecha de maíz fuera dedicada a la producción de etanol, satisfaría sólo el 4% del consumo de petróleo estadounidense. Environmental Protection Agency encontró que la producción de etanol tiene un impacto de mínimo a negativo en el medio ambiente. Incluso Al Gore, alguna vez evangelista del etanol, ahora dice que su apoyo tenía más que ver con la política presidencia en Iowa y admite que el combustible proporciona poco o ningún beneficio ambiental.

Al mismo tiempo que el mundo necesitará más maíz y otros granos, no tiene ningún sentido dedicar tierras de labranza, de por si escasas, para hacer un combustible que existe sólo debido a los subsidios de los contribuyentes. Si los suministros de alimentos son apremiantes y los precios suben, esa política pronta se hará inmoral.

[1] The Wall Street Journal, “Amber Waves of Ethanol”, (22/1)

[2] Los Angeles Times, “USDA expects food prices to rise 2% to 3% this year”, (26/1)

Egipto, argumentos para el aumento de los precios del petróleo

2011-02-02T11:47:00.001-03:00

Egipto tiene un papel importante en el abastecimiento tanto de Europa como de Estados Unidos, no por su producción sino por su privilegiada situación geográfica. No es un significativo exportador de petróleo. Su producción petrolera actual es de alrededor de 700.000 barriles por día, por debajo de los 950.000 b/d a principios de los años de 1990. El Canal de Suez y el oleoducto Sumed que une el mar rojo con el Mediterráneo son dos arterias importantes para la distribución de crudo, a través de cuales se calcula que podría fluir en torno a los 2.6 millones de barriles diarios, equivalentes al 2% de la producción mundial de petróleo. El peor escenario en Egipto es el cierra del canal y del oleoducto que une el Mar Rojo con el Mediterráneo lo que desviará pero no detendrá el flujo de crudo. De agravarse, un cierre total no significaría pérdida de producción, sino un viaje de 15 días más alrededor del Cabo de Buena Esperanza. Los aumentos en los costos de transporte derivados del uso de rutas alternativas podrían presionar una mayor alza en el precio del petróleo. Un problema adicional: Cabo de Buena Esperanza fue en los últimos tiempos una ruta restrictiva por los distintos actos delictivos de los piratas somalíes.

Egipto es un participante importante en el mercado de gas natural, produciendo 62.7 mil millones de metros cúbicos en 2009 -el segundo más alto del Norte de África. De esta cifra, 13 mil millones de metros cúbicos fueron exportados como gas natural licuado. En caso de una interrupción de las exportaciones de GNL egipcias, las mayores implicaciones para el mercados de gas serán para España. Egipto exporta gas vía el Arab Gas Pipeline (o AGP), y su rama Arish-Ashkelon, que tiene capacidad para llevar aproximadamente 1 Bcf/d a Israel, Libano, Jordania y Siria. El canal de Suez se ha hecho cada vez más importante para los tankers de GNL: aproximadamente 240 tomaron la ruta del sur al norte en 2009, sirviendo principalmente al mercado europeo. Con las nuevas instalaciones de GNL en Qatar que iniciaron actividades a finales del año pasado, el tráfico se espera alto en este año.

Alteraciones en la dinámica corporativa en la industria del shale estadounidense

2011-02-02T09:38:00.000-03:00

Las empresas estadounidenses de gas natural fueron golpeadas en los últimos cuatro años con los altos costos, lo que las llevó a pasarse a una mayor producción de petróleo para escapar a los bajos precios del gas. EOG Resources Inc, Chesapeake Energy Corp y SandRidge Energy anunciaron, cada una, transacciones por mil millones de dólares el año pasado para aumentar la producción onshore del petróleo, higher-profit y otros líquidos de petróleo con el boom de la producción de gas provocando una caída de los precios.

La nueva prisa por el petróleo está enfocada en densas formaciones de roca que requieren un mix de perforación horizontal y fractura hidráulica así como los campos que crearon una superabundancia de gas. La competencia que se incrementar por estos servicios relacionados con la perforación hizo aumentar los costos 16%, y espera seguir subiendo durante la primera mitad de 2011. Un informe de Moody’s Investors Services sostiene que la tendencia seguirá en 2011. Los costos aumentarán "no solamente debido a los fuertes precios del petróleo, sino también porque los productores de gas natural tendrán que seguir trabajando en sus plays con condiciones económicas desfavorables".

Los precios son "vergonzosos" sostuvo en diciembre Gary Evans, presidente de Magnum Hunter Resources Inc., después de comprar un campo de gas shale rico en líquidos en West Virginia y Kentucky.

Los inversores en 2010 consiguieron inicialmente que los productores de energía aumentaran su producción y castigaron a los que no lo hicieron. Se demostraron dispuestos a deshacerse de los stocks de las compañías que omitieron objetivo de producción o de presupuestos. Las shares de EOG cerraron en un alza anual el 23 de abril después que la compañía predijo que el 2 de abril que dos terceras partes de los ingresos de 2011 vendrán del petróleo y de los líquidos de petróleo, comparados con un cuarto en 2010. El stock cayó 9% el 3 de noviembre después que se pronosticó una producción inferior y costos más altos de lo esperado. Las shares terminaron el año con una baja del 6,7%.

"Usted trata con un líquido que no fluye tan libremente como el gas", dijo Kurt Hallead, analista de RBC Capital Markets en Texas. "Algunos pozos de petróleo son vistos por los inversores como menos complejos y este no es absolutamente el caso".

Southwestern Energy Co se enfocó en el gas y arrastró a otras 13 empresas en el Standard & Poor’s 500 Oil & Gas Exploration & Production Index con un 22% de caída en 2010. Pioneer Natural Resources Co, uno de los primeros productores de gas que se enfocó en la perforación de petróleo, conduce el índice con una 80% de beneficio.

Las empresas que entraron temprano en el petróleo se beneficiaron con el aumento de los precios del crudo cediendo más dinero para acelerar la perforación. Aunque el petróleo permanezca más caro que el gas, los costos más altos enfrían el interés inversor. Argus Research Corp cortó en noviembre su rating de participaciones de Chesapeake, el mayor productor de gas después de Exxon Mobil, de "hold" a "sell", citando "derroche de gastos". Chesapeake dijo que sus costos para nuevos pozos pueden aumentar 11% a 5 mil millones de dólares para este año, acelerando la exploración en petróleo shale.

SandRidge, con sede en Oklahoma City, cayó tanto como a la mitad después del anuncio de la compra de Arena Resources (propietarios de campos petroleros en Texas) por 1.55 mil millones de dólares. Los shares rebotaron después que la compañía anunciara una venta de un activo de 110 millones de dólares para ayudar a financiar la perforación de 2011. Los shares de SandRidge perdieron 22% el año pasado.

Consol Energy también planea reducir la perforación de gas natural en Marcellus Shale este año en respuesta a los bajos precios. A diferencia de otros tantos productores, Consol no tiene que perforar para mantener sus arriendos. Para este año, reducirá su flota de aparejos horizontales en Marcellus de un promedio de cinco aparejos a menos de cuatro[1].El objetivo principal de la empresa para esta año sigue siendo la delineación del área en el centro de Pennsylvania y el norte de West Virginia. También se propuso perforar un número modesto de pozos en la exploración de Utica Shale, donde la empresa anunció un éxito en el pozo exploratorio en el tercer trimestre.

El petróleo domina la producción en tres de los cuatro depósitos de roca más caros actualmente siendo fracturados, el Eagle Ford, Permian y Bakken. El costo promedio del pozo en Eagle Ford se incrementó 49% en los últimos dos años a 8.2 millones de dólares, según anunció Halliburton a los inversores en noviembre.

El aumento de la demanda condujo en los últimos meses a las empresas de equipos y servicios. El 24 de diciembre se registró un record de 762 aparejos de perforación de petróleo onshore en Estados Unidos. Un aumento del 90% en un año, con casi todos los aparejos añadidos en las cuencas que requieren perforación horizontal, dijo la compañía de servicios Baker Hughes. Las participaciones de Baker Hughes se elevaron 41% en 2010 mientras que su mayor competidor Halliburton subió 36%. Los costos pueden comenzar a moderarse en la segunda mitad de 2011, con mayor disponibilidad de equipos.

EOG firmó contratos de largo plazo para servicios de fractura para controlar gastos. Pioneer formó dos equipos de fractura, ahorrando 300.000 dólares por pozo. Chesapeake vendió un tercio del holding Eagle Ford a CNOOC por 1.08 mil millones de dólares. Southwestern está vendiendo áreas en el Haynesville Shale. EOG planificó vende campos de gas en mil millones de dólares para aumentar el dinero en perforación, aunque su primer intento de venta, por 405 millones de dólares fracasó el 22 de diciembre pasado.

Muchos depósitos de petróleo en rocas densas pueden ser demasiado caros para producir con la actual tecnología de fractura, dijo Bruce H. Vincent, presidente de Swift Energy, que comenzó a bombear petróleo del pozo en Eagle Ford.

[1] Platts, “Consol Energy to reduce shale gas drilling in 2011, citing low prices”, (27/1)

Mercado de Invierno. Fútbol Europeo

2011-02-02T09:17:00.001-03:00

A escasos minutos del cierre del mercado y tras un fin de semana de especulaciones sobre esta operación, el Liverpool cedió a las presiones del Chelsea y dejó partir a Fernando Torres (26 años) en una suma cercana a los 58 millones de euros hasta el 2016. El Niño había costado al Liverpool 36 millones de euros y en su estancia en Anfield jugó 142 partidos y marcó 81 goles (65 en Premier, 8 en Champions).

Roman Abramóvich llegó a Londres en 2003 para entrar en el mundo del fútbol. Y lo hizo sin escatimar en gastos, ayudado por una fortuna estimada en más 15.500 millones de euros. Compró el Chelsea por 70, pagó las deudas del club, que superaban los 90 y, por último, sacó del bolsillo otros 100 para su primer mercado de fichajes. Desde entonces se ha gastado 650 millones de euros en futbolistas, lo que ha permitido al Chelsea ganar tres veces la Premier League, pero que aún no ha servido para conquistar la Liga de Campeones.

Andy Carroll, de 21 años de edad, fue traspasado de Newcastle a Liverpool por 40,25 millones de euros. Carroll debutó en 2006 en el primer equipo del Newcastle, su ciudad natal, y ha marcado 11 goles esta campaña en la Premier League. El jugador debutó en noviembre con la selección de Inglaterra contra Francia. Carroll ha firmado por lo que resta de esta campaña más otras cinco adicionales, y que tendrá en Anfield un salario cercano a los 100.000 euros semanales. Es decir que triplicará sus ingresos respecto a lo que ganaba en el Newcastle y tendrá tratamiento de atacante estrella en el futuro proyecto Red, que comenzaría con el post-Torres.

El nombre de Suárez sonaba con insistencia como posible nueva incorporación de los Reds, pero ingleses y holandeses no habían conseguido cerrar un acuerdo en sus negociaciones, lo que hizo temer por un fracaso de la operación. El Liverpool finalmente pagó al Ajax 26,5 millones de euros por Suárez. El delantero uruguayo hizo 81 goles en 110 encuentros de liga con el Ajax y ha marcado en 16 ocasiones en 39 partidos internacionales, tres de las cuales llegaron en seis encuentros de la fase final de la Copa Mundial de la FIFA 2010.

El Inter se refuerza con Pazzini, el marroquí Houssine Kharja y Ranocchia. El delantero italiano Giampaolo Pazzini, procedente del Sampdoria, y que parece haber traído un soplo de aire fresco al ataque “nerazzuro” tras liderar la remontada liguera de la pasada jornada frente al Palermo. Un traspaso por 12 millones de euros hasta el 30 de junio de 2015, además del francés Jonathan Biabiany, que dejaría el Inter rumbo al equipo de Génova. Pazzini ha disputado catorce partidos como internacional con la selección italiana, marcando un tanto.

El Milan ha fichado para ir a por ese scudetto que se le resiste desde 2004 a Van Bommel (33 años), procedente del Bayern Múnich, Antonio Cassano, de Sampdoria, Dídac Vila, del Espanyol, Emanuelson, del Ajax de Ámsterdam, y el veterano defensor Nicola Legrottaglie (Juventus). El líder de la Serie A tiene debilitada la parte de atrás por las lesiones de Zambrotta y Nesta, además de la de Abate, y por ello tenía que reforzarse con Legrottaglie, de 34 años, y que ha pasado por varios equipos del Calcio, aunque su mejor rendimiento lo dio en las filas del Chievo Verona, lo que le catapultó a la azzurra.

Sin embargo, en la actualidad, apenas jugaba en la Vecchia Signora por la presencia de la pareja Chiellini-Bonucci, y también estaba perjudicado por la llegada de Andrea Barzagli la semana pasada.

El-Hadji Diouf ficha hasta el final de la temporada por el Glasgow Rangers. Llevaba jugando en Inglaterra desde que el Liverpool le fichó procedente del RC Lens en 2002, y tras su etapa en Anfield, pasó sendos periodos en el Bolton Wanderers y el Sunderland antes de recalar en el Blackburn, donde anotó cuatro goles en 60 partidos de la Premier League. El jugador de 30 años también ha conseguido 24 goles en los 68 encuentros disputados con la selección de Senegal.

West Ham, actualmente último de la tabla de clasificación del campeonato inglés, habría negociado el préstamo de Robbie Keane, de 30 años de edad, del Tottenham hasta el final de la temporada, con la idea de luego comprar la ficha del jugador por un monto de unos 7 millones de euros. En su extensa carrera, Keane jugó también en el Inter de Milán, Celtic de Escocia y Leeds United.

El Blackburn Rovers adquirió en cerca de 5 millones de dólares al centrocampista argentino Mauro Formica, de 22 años, procedente de Newell's Old Boys. Estará vinculado al club hasta junio de 2014. Mientras, el delantero valenciano Rubén Rochina, de 19 años, se marcha al Blackburn Rovers. El internacional sub-19 se vinculará por lo que resta de temporada y cuatro más. El Barcelona recibirá más de medio millón de euros por su pase. Rochina es el segundo jugador del filial azulgrana que se va en este mercado de invierno, tras la cesión de Martí Riverola al Vitesse holandés.

Éstas son las principales transferencias realizadas durante el mercado invernal europeo, que finalizó este lunes a medianoche:

- INGLATERRA

Arsenal:

Llegadas: Ryo Miyaichi (Chukyo University, y luego cedido al Feyenoord)

Partida: Carlos Vela (West Bromwich Albion)

Chelsea:

Llegadas: Fernando Torres (Liverpool), David Luiz (Benfica)

Manchester City:

Llegadas: Gai Assulin (Barcelona B), Edin Dzeko (Wolfsburg)

Manchester United:

Llegadas: Anders Lindegaard (Aalesunds)

Aston Villa:

Llegadas: Darren Bent (Sunderland), Jean II Makoun (Lyon)

Partida: John Carew (Stoke)

Blackburn:

Llegadas: Roque Santa Cruz (Manchester City), Mauro Formica (Newells), Ruben Rochina (Barcelona B)

Everton:

Llegadas: Apostolos Vellios (Iraklis Salónica)

Partidas: Steven Pienaar (Tottenham), Ayegbeni Yakubu (Leicester)

Liverpool:

Llegadas: Luis Suárez (Ajax Amsterdam), Andy Carroll (Newcastle)

Partida: Fernando Torres (Chelsea), Paul Konchesky (Nottingham Forest)

Newcastle:

Llegadas: Stephen Ireland (Aston Villa)

Partida: Andy Carroll (Liverpool)

Stoke:

Llegada: John Carew (Aston Villa)

Sunderland:

Llegada: Stéphane Sessegnon (París SG)

Partida: Darren Bent (Aston Villa)

Tottenham:

Llegada: Steven Pienaar (Everton), Bongani Khumalo (Supersport United)

Partida: Robbie Keane (West Ham)

West Bromwich Albion:

Llegada: Carlos Vela (Arsenal)

West Ham:

Llegadas: Robbie Keane (Tottenham), Demba Ba (Hoffenheim)

- ESPAÑA

Real Madrid:

Llegada: Emanuel Adebayor (Manchester City)

Partida: Mahamadou Diarra (Mónaco)

Málaga:

Llegadas: Martín Demichelis (Bayern Múnich), Maresca (sin equipo), Julio Baptista (AS Roma)

Barcelona: Ibrahim Afellay (PSV Eindhoven)
Sevilla:
Llegadas: Gary Medel (Boca Juniors), Iván Rakitic (Schalke 04)
Villareal:
Llegadas: Cicinho (Roma)

- ITALIA

AC Milán:

Llegadas: Nicola Legrottaglie (Juventus de Turín), Mark van Bommel (Bayern Múnich), Antonio Cassano (Sampdoria Génova), Didac Vila (Espanyol Barcelona), Urby Emanuelson (Ajax de Ámsterdam)

Partidas: Ronaldinho (Flamengo), Oguchi Onyewu (FC Twente)

AS Roma:

Partidas: Cicinho (Villarreal), Julio Baptista (Málaga)

Inter de Milán:

Llegadas: Houssine Kharja (Genoa), Giampaolo Pazzini (Sampdoria Génova), Andrea Ranocchia (Genova), Yuto Nagatomo (Cesena)

Partidas: Mancini (Atlético Mineiro), Sulley Muntari (Sunderland), Jonathan Biabiany (Fampdoria Génova)

Juventus de Turín:

Llegada: Alessandro Matri (Cagliari)

Partida: Nicola Legrottaglie (AC Milán), Andrea Barzagli (Wolfsburgo), Amauri (Parma)
Napoli:
Llegada: Fernandez (Estudiantes), Ruiz (Napoli), Matavz (Groningen)

Cagliari:

Partida: Alessandro Matri (Juventus)

Parma:

Llegada: Amauri (Juventus)

- ALEMANIA

Bayern de Múnich:

Llegada: Luiz Gustavo (Hoffenheim)

Partida: Martín Demichelis (Málaga)

Hoffenheim:

Llegada: Ryan Babel (Liverpool)

Partidas: Demba Ba (West Ham), Luiz Gustavo (Bayern de Múnich)

Schalke 04:

Llegadas: Angelos Charisteas (GRE), Anthony Anan (Rosenborg)

Partida: Ivan Rakitic (Sevilla)

Wolfsburgo:

Llegadas: Koo Ja-cheoul (Jeju United), Yohandry Orozco (Zulia FC), Dieumerci Mbokani (Mónaco)

Partida: Edin Dzeko (Manchester City)

- FRANCIA

Burdeos:

Partida: Fernando Cavenaghi (Inter Porto Alegre)

- PORTUGAL

Benfica:

Partida: David Luiz (BChelsea)

Forecast de la industria del aluminio en 2011

2011-02-01T09:27:00.001-03:00

El mercado mundial de aluminio debe mantener el alza de precios iniciada a mediados de 2010, gracias a la mejora de los mercados cruciales como los transportes y la mejora de las viviendas. El precio del aluminio subió un 38% desde julio, lo que aumentó las ventas y probablemente mejoró el desempeño de empresas como Alcoa, así como Rio Tinto y la rusa UC Rusal. El alza del aluminio, usado en diversos productos industriales y considerado indicador de la demanda de las fábricas, refleja un mercado de uso final muy fuerte y cortes en la producción, principalmente en China.

La construcción de nuevas casas y las ventas de automóviles y aviones muestran signos de fortalecimiento en el mundo, especialmente en Estados Unidos, segundo mayor consumidor de aluminio del mundo. Los economistas dicen que la construcción de nuevas casas debe aumentar un 17% en 2011, ante un 7,3% en 2010. Las ventas de autos, que subieron un 11% en 2010, deben subir un 12% en 2011. Barclays Capital Equity Research prevé que el consumo de aluminio va a crecer un 8,1% en 2011, ante la expansión del 7,9% en 2010.

El precio del aluminio ha flotado en la franja de 2.400 a 2.500 dólares por tonelada. Los analistas prevén que el precio subirá a 2.700 dólares la tonelada este año. Aunque es correcto que Alcoa, UC Rusal y Río Tinto se beneficiarán del alza del aluminio, buena parte de las ventas ya fueron cerradas y puede tardar meses hasta que los precios mayores se reflejen en la facturación y en los ingresos. Los precios del aluminio están bajo la influencia de la demanda de inversores financieros y de los usuarios reales del metal. La actual prisa por los commodities proporciona un piso firme para los precios, pero rápidamente podría desaparecer haciendo los precios tambalear. Esto era visible en junio, con los miedos que circundan a Europa asustando a los inversionistas.

El Commerzbank destacó que el aumento de la capacidad de producción en el complejo de fundición de la Emirates Alumium, en Abu Dabi, que alcanzó la meta de 750 mil toneladas por año, va a pesar sobre los fundamentos del metal. Los stocks de aluminio en el London Metal Exchange (LME) están en 4.435.000 toneladas, un alza de 162.600 toneladas en una semana[1].

El momentum del sector también puede ser cohibido por dos factores. Producir aluminio demanda vastas cantidades de electricidad y el alza en los costos de la energía puede corroer los beneficios. Además de eso, si las productoras aumentaran la oferta para aprovecha el ascenso del precio, el exceso de aluminio en el mercado probablemente derrumbará los precios. Pero Leo Larkin, analista de metales y minería de Standard & Poor's, dice que las tres mayores productoras de aluminio del mundo responden por un 48% de toda la producción, lo que debe mantener la oferta equilibrada con la demanda. “Con tamaña concentración, creemos que la reanudación de la capacidad ociosa en respuesta la mejoría de las condiciones del mercado será más racional (…) Es probable que eso reduzca la volatilidad de los precios y de los ingresos del sector”, dijo[2].

El wild card de ese escenario es China, la mayor consumidora mundial de aluminio, que generalmente produce cerca de 16 millones de toneladas por año. Para Reuters, la capacidad de fundición de aluminio en China, incluyendo la capacidad que fue construida pero no comenzó la producción era de más de 21 millones de toneladas por año a finales del 2010[3]. Pero la capacidad de operaciones era de aproximadamente el 70% del total, basado en la producción de metal oficial en Noviembre, y la capacidad a funcionado con bajo suministros de energía desde finales de diciembre en algunas provincias como Henan, la principal provincia china productora de aluminio. En Henan, los cortes de suministro de energía forzaron a las fundiciones de aluminio a reducir las operaciones.

Guizhou representa casi el 10% de la capacidad de fundición de aluminio del país."Recibimos señales (oficiales) de que esta semana los suministros de energía pueden ser cortados. Si el tiempo no mejora la próxima semana probablemente tendremos problemas", dijo una fuente. Los suministros de gas natural fueron cortados en las fundiciones de aluminio en la provincia de Henan.

El país cerró algunas fundiciones para disminuir la polución y el consumo de electricidad, reduciendo la producción en 1,3 millones de toneladas. China ha ido de un "grow at any cost" a un "grow at a reasonable cost and with some regard to pollution and enviromental issues”. Los observadores del mercado no saben hasta cuando esas fundiciones de aluminio quedarán desactivadas. Buena parte del aluminio del país es producido en fundiciones pequeñas y medianas que son empleadoras importantes en esas regiones. Si esas funciones quedaran desactivadas por mucho tiempo, puede aumentar la presión para que sean reabiertas.

A pesar del alza en la demanda y en el precio, cerca de 4 millones de toneladas de aluminio están estocadas en almacenes del mundo. Cerca de un 70% de ese stock ya está comprometido con contratos futuros, lo que efectivamente elimina la porción disponible para los actuales compradores. Aunque el escenario de los stocks de aluminio aparenta ser negativo debido al exceso de reservas, no es tan negativo cuando se piensa porque buena parte del stock ya está comprometido e indisponible para el mercado. Para las productoras mundiales de aluminio, las “fuerzas del mercado” parecen favorece los resultados del cuarto trimestre.

Con la mayor parte de los analistas que tienen al aluminio como su "least preferred" en la lista de metales, el contraste entre sus puntos de vista menos entusiastas y el optimista cuatro trimestre de Alcoa es marcado[4]. Alcoa inició la temporada de resultados con un beneficio neto de 258 millones de dólares durante el cuarto trimestre del año, tras haber abandonado las pérdidas acumuladas en los últimos dos años. Sus ingresos crecieron un 4%. Alcoa prevé que la demanda global de aluminio suba durante 2011, especialmente en mercados emergentes como India y Vietnam. “Ellos acelerarán su crecimiento, lo que nos hace pensar en otro gran año para la demanda de aluminio. El 12% es nuestro número”, explicó Klaus Kleinfeld, jefe ejecutivo de Alcoa.[5]

La demanda industrial en Medio Oriente y América Latina provoca una necesidad en todo el mundo de productos manufacturados y ese crecimiento podría mover en ascenso las tasas de inflación, dijo Kleinfeld[6]. Alcoa espera que todos sus mercados finales crezcan en 2011, incluyendo el aeroespacial, los autos y construcción y turbinas de gas industriales. "Cuando el mercado se convierte en más demanda que suministro, hay posibilidades que se vuelva la inflación", dijo Kleinfeld.

La inflación ha sido baja, pero esto podría cambiar si el gap se ensancha entre el suministro limitado de bienes disponibles y la creciente demanda por esos bienes. Las ordenes para aerospace, como aeroplanos, se triplicó en 2010 en relación con 2009. La demanda de camiones pesados y remolques aumentó el 25%. La compañía -un indicador clave de la demanda global para la producción porque el aluminio es usado en todos, desde aviones hasta aplicaciones- proyecta una duplicación de la demanda global para el aluminio para 2020. De todas formas, la demanda es más fuerte en algunos países que en otros. "Algunas regiones se mecen y no rugen como antes. Y hay algunas regiones que vuelven despacio, como Norteamérica y Europa, saliendo de la crisis financiera", dijo Kleinfeld.

En 2010, la demanda de aluminio en China creció aproximadamente 21%, pero se espera que el crecimiento sea de sólo el 15% en 2011. La demanda en Medio Oriente, Asia y la mayor parte de Latinoamérica subirá 24%, en relación al 7% de 2010. Algunos analistas piensan que la proyección es demasiado atractiva. John Tumazos, presidente de Very Independent Research en Holmdel, cuestionó el 12% de la demanda para 2011. "Para conseguir un 12% de la demanda este año, la industria automovilística mundial tendría que ser muy fuerte, y cada región del mundo tendría que ser muy fuerte", dijo.

Alcoa opera en 31 países incluyendo a Brasil, Australia y Canadá, vendiendo el aluminio en dólares y pagando sus costos en divisas locales. El dólar australiano se apreció 5.8% contra el dólar estadounidense en el último cuarto, el dólar canadiense avanzó 3,1% y el real brasileño ganó 1.6%. Las divisas van contra ellos. La gente que solo mira el precio del metal tiene una respuesta incompleta. Los ingresos pueden también ser restringidos por la soda cáustica, que usada en el tratamiento de bauxita, el mineral usado para hacer el aluminio. La soda cáustica en Norteamérica estaba en un promedio de 452 dólares por tonelada en el cuarto trimestre, 380 dólares costaba en el tercer trimestre.

Alcoa planea reiniciar en el primer semestre del año tres fundidoras en Estados Unidos que están paralizadas por la crisis, lo que elevará su producción. La producción de aluminio de Alcoa subirá en 137.000 toneladas métricas durante el 2011 y en 200.000 toneladas métricas en base anual. Una vez que el reinicio de las fundidoras esté completo, Alcoa tendrá 674.000 toneladas métricas de capacidad ociosa remanente.

Alcoa reiniciará las actividades en Massena East en Massena, Nueva York; Wenatchee Works en Malaga, Washington; e Intalco en Ferndale, Washington. La compañía podrá firmar contratos de abastecimiento de energía de largo plazo para las plantas de Wanatchee y Massena que fijen los precios de energía a un 40% por debajo de los promedios mundiales. La planta de Intalco está operando bajo su contrato a 17 meses.

Durante la caída de la economía global, Alcoa paralizó plantas y recortó empleos. Desde entonces implementó recortes de gastos que deberían permitir un aumento en su utilidad este año. “Es un escenario un poco más optimista para la empresa”, dijo Larkin. “En adelante, los costos para la empresa serán menores. Las deudas fueron reducidas. Las operaciones de downstream de Alcoa finalmente se están recuperando, especialmente en Rusia”.

Rio Tinto, que produce varios metales y minerales, está invirtiendo más de sus ingresos en la expansión de las fundiciones de aluminio. La empresa informó el mes pasado que va a invertir 758 millones de dólares en la primera fase de una nueva tecnología de producción más eficiente en sus fundiciones canadienses.

Rusal informó en diciembre que espera un 2011 más lucrativo. El objetivo del grupo ruso es refinanciar 11.7 mil millones de dólares adeudados este año, comenzando un fresh chapter en la compañía con una reestructuración. Después de casi un año de negociaciones arduas con un club de acreedores extranjeros, Rusal reestructuró alrededor de 17 mil millones de dólares de deuda después que la crisis de crédito global lo empujó al borde del desastre[7]. “Varios factores indican perspectivas positivas en el mercado de aluminio: la recuperación del mercado doméstico, la expansión de la actividad económica en Alemania, en América del Sur y en Asia y el spot premiums batiendo récord, en parte debido a China, que se hizo importadora de aluminio”, afirmó Rusal en un comunicado.

"Desarrollamos nuestro negocio en China, vendiendo nuestro aluminio, y comprando grandes volúmenes de materias primas en China", sostiene Rusal, que considera entre otros préstamos buscar 400 millones de dólares para financiar los proyectos para completar la primera etapa de una fundición de 2 mil millones de dólares en la ciudad siberiana de Taishet. El proyecto fue congelado después de la crisis financiera de 2008.

Rusal, por sus fundiciones de aluminio Bratsk, Krasnoyarsk, Novokuznetsk y Sayanogorsk, así como Siberian Urals Aluminium Company, firmaron contratos de energía que son necesarios para que la compañía participe de la compra de electricidad en el mercado al por mayor hasta 2027. Estos contratos asegurarán a Rusal los beneficios de tarifas de electricidad estables a largo plazo con el acceso al mercado al por mayor y la continuidad de contratos de suministro de largo plazo con los mayores proveedores de electricidad[8].Además, el Ministerio de Energía ruso está comprometido para asegurar cambios en las reglas del mercado al por mayor de energía eléctrica para asegurar la demanda de la capacidad generadora, introducida en el marco de energía, firmando contratos directos a largo plazo de venta de electricidad.

Como consecuencia de esto, Rusal podría vender su único fabricante de aluminio primario en Ucrania, ZALK. O a lo sumo parar su producción debido a los altos costos de la electricidad. La planta, en el centro de Ucrania, cortó la producción de aluminio a 50.00 toneladas en 2009 de las 112.800 de 2008, luego lo redujo con relación a aproximadamente 25.000 toneladas en 2010[9].

Los players más globales amplían sus capacidades. Las firmas indias establecen nuevas plantas. Se espera que la demanda de India sea más rápida, con su crecimiento industrial sostenido con ímpetu, sobre todo en los usuarios principales de industrias ligadas al aluminio como bienes inmuebles, autos e ingeniería[10]. Los productores indios de aluminio están en una buena posición, con el alza de los precios del aluminio. Pero han tenido un mal resultado comparado con otros commodities como el cobre. La pregunta es si esto cambiará en 2011, ya que esto determinará cuánto destinarán los inversionistas en stocks de aluminio. Desde ahora, hay poco para sugerir sobre un movimiento fugitivo en los precios del aluminio. En 2011, las firmas indias se beneficiarán más de sus capacidades adicionales, que contribuirán a un mejor funcionamiento financiero.

[1] Indiainfoline, “Commerzbank maintains global aluminum supply still plentiful”, (17/1)

[2] The Wall Street Journal, “Aluminum Makers Ride Price Increases”, (10/1)

[3] Reuters, “China icy weather hits metal smelters in Henan, Guizhou”, (13/1)

[4] Business Spectator, “Alcoa foils its doubters”, (11/1)

[5] Bloomberg, “Alcoa Heads to Highest Profit in 2 Years on Aluminum”, (11/1)

[6] The Wall Street Journal, “Alcoa Shines as Aluminum Prices Rise”, (11/1)

[7] Worldal.com, “RUSAL aims to refinance $11.7 billion debt in 2011”, (27/12/2010)

[8] Steel Guru, “RUSAL and ministry of energy agree on wholesale electricity market”, (3/1)

[9] Reuters, “RUSAL may halt or sell Ukraine plant, power costly”, (11/1)

[10] LiveMint, “Demand prospects bright for aluminium”, (29/12/2010)

El factor de la especulación financiera en los precios de los commodities agrícolas

2011-02-01T09:04:00.000-03:00

La carrera de los precios de los commodities a nivel mundial pone sobre la mesa nuevamente el debate respecto del rol de los especuladores financieros en algunos países, una perspectiva que podría propiciar un backlash regulador por parte de los gobiernos para controlar los precios de los alimentos. Indudablemente, los precios de muchas materias primas se habrían elevado de todos modos en respuesta de dos factores: el creciente suministro y demanda[1]. La tentación es culpar a los especuladores.

La nueva teoría surge entre, políticos, traders y economistas. Los mismos bancos, hedge funds y financieras cuya especulación en los mercados de dinero global causaron la crisis de las hipotecas sub-prime, causan inflación en los precios de los alimentos. El cargo contra ellos es que aprovechando la desregulación del mercado de materias primas global, hacen miles de millones de dólares en especulación con alimentos y causan miseria en el mundo entero.

Con intereses prácticamente erradicados en el mercado norteamericano, los grandes inversores estarían migrando a aplicaciones más rentables, de entre ellas los commodities agrícolas. Es algo difícil de comprobar en número, pero hay señales de que esos inversores estén migrando a contratos a futuros con productos agrícolas. Creados para proteger financieramente al agricultor de las incertidumbres del campo, los contratos futuros pasaron a ser también fuente de ganancia para todo tipo de inversor, como los hedge fund.

Cuanto mayor es el volumen de los contratos negociados, mayor es la tendencia a alza de los commodities agrícolas y, en consecuencia, del precio de los alimentos en las estanterías. Aunque vale resaltar que la presencia de diversos inversores en el mercado futuro de commodities no llega a ser el principal responsable pero sí un factor adicional. Podemos decir que el especulador pone leña en la hoguera, o sea, busca una inversión con tendencia alcista y acaba contribuyendo al alza.

Según Nobuyuki Chino, presidente de Unipac Grain, compañía de trading de commodities con sede en Tokio, sostiene que “los precios del trigo estadounidense estarían más cercanos a los 6 dólares por bushel comparado con los cerca de 8 dólares si no existiera ningún interés especulativo. El maíz debería negociarse alrededor de 5 dólares por bushel contra los 6.5 por bushel de la actualidad, la soja alrededor de 13.20 dólares, comparados con los 14 actuales", dijo. Otros son escépticos respecto a determinados discursos, como algunos estudios que sostienen que la especulación añadió del 20 al 30% a los precios de mercado, sin encontrar una justificación de la razón de esa alza.

Una de las dificultades de los reguladores y de los agentes del mercado es mensurar el tamaño del público especulador, ya que, en el sistema financiero, no existe esa distinción. Una señal de ese movimiento puede ser el volumen de contratos negociados.

A mediados de octubre, los inversores tenían más del 50% de las posiciones largas de maíz y semillas de soja y el 41% del trigo del Chicago Board of Trade, según datos de la FAO. La Commodity Futures Trading Commission de EEUU ha propuesto limitar los participantes del mercado al 10% de los primeros 25.000 contratos de futuros de materias primas y al 2,5% de ahí en adelante. Hay pocas pruebas concluyentes que indiquen que los especuladores han provocado un incremento de los precios. La liquidez que proporcionan los operadores no agrícolas ha reducido la volatilidad, según un estudio de la OCDE. Los límites al comercio reducirán la eficiencia del proceso de descubrimiento de precios.

[1] The Wall Street Journal, “Food-Price Rise Puts Focus on Speculators”, (26/1)

¿Son eficaces las medidas de los países emergentes para contener los aumentos de precios de los alimentos?

2011-02-01T08:48:00.000-03:00

Las naciones emergentes en rápido crecimiento llevan a cabo acciones cada vez más agresivas para hacer retroceder los aumentos de los precios de los alimentos. Los gobiernos de los mercados en desarrollo implementaron una serie de medidas -fijación de precios, prohibiciones a exportaciones y reglas para contener la especulación de commodities- para impedir que los costos de los alimentos perturben el desarrollo de sus economías. Algunos economistas están preocupados de que los supply shocks podrían impulsar aún más los precios, provocando una crisis de los precios de los alimentos como se atestiguó en el mundo en 2008, cuando los costos más altos de los alimentos condujeron a un violento malestar en el mundo en desarrollo[1]. En varias partes del mundo los aumentos explosivos de los precios de los alimentos se habían convertido en una peligrosa bomba social.

En algunos países se han prohibido las exportaciones de grano, para asegurar la oferta local. En otros se ha recurrido a subsidiar el precio ante la amenaza de tensiones sociales. El aumento del precio de los alimentos ya ha provocado numerosos disturbios en países como Argelia y Mozambique. En Argelia, el Gobierno suspendió los derechos aduaneros y los impuestos a las importaciones de azúcar y aceite de cocina tras unos disturbios por los alimentos.

Indonesia eliminó los aranceles a la importación de trigo, soja y alimento para ganado. Los crecientes costos de los alimentos impulsaron la inflación anual a diciembre a 7%, el nivel más alto en 20 meses. Indonesia también planifica aumentar los impuestos sobre el aceite de palma para exportar del 20 al 25% el próximo mes.

El mencionado mal tiempo, poblaciones más abundantes y una inversión baja en agricultura hizo subir el precio de todos los productos agrícolas. Algún punto de baja de tasas de interés en Estados Unidos, Japón y Europa, así como los inversores usan la financiación barata para invertir en materias primas negociadas a escala mundial como el arroz, el azúcar, el algodón y el aceite, conductores del alza de precios. Los precios de los frijoles de soja, por ejemplo, se han elevado en los últimos seis meses 46% a más de 14 dólares por bushel en el Chicago Board of Trade.

En respuesta a las presiones de precio, India amplió, a principios de enero, la prohibición de exportar lentejas y aceite de cocina. Esto también golpeó un acuerdo con su archirival Paquistán para importar 1.000 toneladas de cebolla, un ingrediente clave en la cocina. Los precios de la cebolla, un alimento muy consumido en la India, donde se toma directamente o como base del “curry”, casi se triplicaron a finales de diciembre por la escasez del vegetal tras una mala cosecha y llegaron a alcanzar incluso las 100 rupias por kilo (2,21 dólares) en algunos lugares, algo prohibitivo para las clases menos pudientes. China y varios países de Medio Oriente instituyeron o reforzaron los controles de precios en curso. Corea del Sur bajó las tarifas de importación de algunos productos alimentarios. Indonesia animó a sus ciudadanos a plantar ajíes para aumentar el suministro. Además de quitar las tarifas, Indonesia planea gastar cerca de 331 millones de dólares para ayudar a los residentes perjudicados por las fluctuaciones de precios y llamar también a otros países en desarrollo para evitar acumular arroz o restringir las exportaciones de arroz, medidas que contribuyeron al pánico en 2008.

China, por su parte, tiene que alimentar a la enorme población del país lo que puede generar una fuerte amenaza a su futuro crecimiento económico y a la estabilidad social. Desde 1997, China ha perdido unas 8,2 millones de hectáreas de tierra arable a causa de la urbanización, la industrialización, la reforestación y el daño causado por los desastres naturales. 37% del territorio de China sufre degradación, lo que amenaza la capacidad del país de mantener los actuales niveles de producción agrícola.[2] Sin acciones de mitigación que incluyan un viraje hacia una agricultura baja en carbono, el cambio climático hará caer entre 5 y 10% la productividad agrícola para 2030. Y la tierra disponible por persona en el país representa 40% del promedio mundial.

En 2010, China registró su séptimo récord consecutivo en materia de cosecha de granos, con una producción de 546 millones de toneladas. Las actuales reservas de granos exceden 200 millones de toneladas y la autosuficiencia de estos alimentos fue de 95% en la última década. China ha desarrollado una política de seguridad alimentaria que es en buena medida autónoma, con apenas un pequeño porcentaje de productos agrícolas importados, lo que significa que este gigante asiático resulta apenas levemente afectado por el aumento de los precios mundiales.

Rusia podría imponer precios máximos para algunos alimentos como la papa, en momentos en que enfrenta un aumento de las presiones inflacionarias después de que una sequía en el verano boreal arruinó un tercio de la cosecha del país.[3] En diciembre se celebran elecciones parlamentarias, y los altos precios son mencionados por los votantes como una preocupación central en los sondeos de opinión.

Es confuso si estos últimos movimientos serán suficientes para contener los aumentos de precios o si son un precursor de algo más drástico, y potenciales acciones de desestabilización más tarde, como las barreras comerciales y otras medidas gubernamentales. Algunos economistas consideran que pasos como el control de precios no ayudan porque deforman los mercados y desalientan a los agricultores a plantar más cosechas. En cambio, grupos como el Banco Mundial y Naciones Unidas presionaron a los gobiernos para aumentar más agresivamente la inversión en nueva producción e infraestructura agrícola entre lo que incluye la irrigación, instalaciones de almacenaje y caminos farm-to-market. La inversión aumentó en muchos países, pero no ha sido suficiente para emparejar la creciente demanda.

Y ahora el cuarto elemento de la crisis alimentaria 2007-08 emergió. Durante las últimas semanas, los países en vías de desarrollo han hecho órdenes por excepcionalmente grandes cantidades de alimentos básicos, sobre todo trigo y arroz, o han anunciado proyectos para construir stocks. El resultado: los precios de las materias primas agrícolas internacionales ya crecieron exponencialmente[4].

La aceleración de las compras ocurre en un amplio espectro de países en vías de desarrollo. Argelia compró recientemente 800.000 toneladas de trigo, llegando a un total de 1.7m de toneladas desde principios de año. Aunque el país norteafricano sea uno de los mayores importadores mundiales de trigo, comprando entre 5.0-5.5 m de toneladas al año, sus compras hasta ahora en 2011 supera el modelo normal. Y Arabia Saudita planea duplicar el tamaño de sus stocks de trigo para cubrir la demanda de un año[5]. Bangladesh, uno de los mayores importadores de arroz, aumentó su objetivo de importación del grano a 1.2 m de toneladas, por encima de la estimación inicial de 600.000 toneladas. Badrul Hasan, director del Directorate General of Food, dijo que la razón era "panic buying" entre la población del país.

Los aumentos de las tasas de interés, que a menudo se usan para contener la inflación, tiende a tener un efecto limitado sobre el precio de los productos de alimentación en el corto plazo, ya que los precios a menudo son dictados por la oferta y es difícil aumentar la producción rápidamente. Pero no haciendo nada, cabe la posibilidad que los aumentos de los precios de los alimentos se escapen a otras partes de la economía, como los consumidores y los negocios.

Las economías con bajos ingresos son más sensibles a la inflación de alimentos porque el pobre gasta un porcentaje más alto de sus ingresos en alimentos. Una suba de los precios de ingredientes básicos puede provocar angustia en habitantes de barrios pobres.

[1] The Wall Street Journal, “Emerging Nations Tackle Food Costs”, (25/1)

[2] The Guardian, “How can we feed the world and still save the planet?”, (20/1)

[3] The Moscow Times, “Food Price Control Possible”, (25/1)

[4] Financial Times, “Commodities daily: Seeds of a fresh food crisis”, (27/1)

[5] The Wall Street Journal, “Big Algerian Wheat Purchase Spooks Traders”, (27/1)

Déjà vu. Aumentos de precios e inflación

2011-01-28T09:32:00.000-03:00

* El aumento de los precios de las materias primas está afectando desigualmente a los países industrializados y a aquellos en desarrollo. El peso de la alimentación en la cesta de la compra supone en los países en desarrollo más del doble que en los desarrollados. Esto explica el mayor impacto relativo en el IPC en los primeros de la espiral alcista del precio de los alimentos. Las economías desarrolladas, con un exceso de capacidad productiva, se enfrentan a un alto endeudamiento a problemas derivados de un elevado desempleo y a un riesgo de deflación. Por eso no solo aceptan el aumento de los precios, sino que en algunos casos, como los Estados Unidos son un resultado buscado por su política económica. En los países en desarrollo, donde la capacidad productiva se encuentra altamente utilizada, las autoridades están más pendientes de controlar su crecimiento para evitar un sobrecalentamiento de sus economías. El alza de los precios de los granos, de la energía y de los metales supone un reto importante. Es cierto que, el ciclo de la inflación de los alimentos es más breve que el de otras materias primas. Las cosechas, dado que son anuales pueden responder con mayor rapidez a un aumento de precios que la producción de energía o de minerales. Por otro lado, los aumentos del precio de los alimentos tienen fuertes repercusiones en países emergentes, con una mejor renta per capita, mientras que el alza de los precios de la energía y metales afecta más a los costos de producción y tienen una menor incidencia en el IPC.

La inflación es el tema del momento en el mundo y será uno de los grandes dilemas de las políticas económicas en 2011. Después de dos décadas, volvemos a observar una nueva inflación global, ahora con origen en los países emergentes. La fuente de la inflación son las commodities, elevadas por la creciente demanda asiática y las dificultades locales en la producción de alimentos. El alza de los precios de las commodities genera presiones en diversas economías, en diferentes prácticas de recuperación, incluso en la Europa sumergida en una crisis de deuda soberana[1]. Las estrategias de inversiones pasan por la perspectiva de una respuesta de las autoridades monetarias que enfrentan el problema.[2]

El aumento del valor de las commodities ya es objeto de queja en el viejo continente y entra en la agenda del G-20 este año. El proyecto del gobierno francés de regulación de esos mercados es la prueba de una inversión política internacional que desplazará a otras discusiones en la OMC. También reside ahí el tema de la guerra de monedas. Después de reivindicaciones de países emergentes, ante la crisis en los países ricos, ahora los reclamantes se invierten.

Una de las eventuales consecuencias de un repunte inflacionario es que los bancos centrales comiencen a adoptar políticas monetarias restrictivas, que consisten en elevar las tasas de interés de referencia –que son las empleadas por los bancos para fijar el costo del crédito a empresas y personas-, que han permanecido bajas como medida para estimular la actividad económica después de la crisis. Si las tasas de interés llegaran a subir, el costo del crédito será mayor tanto para los deudores como para las empresas y personas que requieran de financiamiento para sus actividades productivas o el consumo de bienes y servicios. En Europa, el Banco Central Europeo (BCE) advirtió que está listo para subir sus tasas si es necesario para combatir la inflación[3]. "En nuestro caso, consideramos que la inflación subyacente no es necesariamente un buen predictor de la inflación futura", dijo el presidente del BCE, Jean-Claude Trichet al diario The Wall Street Journal.[4]

En China, el banco central aumentó nuevamente los requerimientos de reservas a los bancos comerciales, lo que constituye una medida monetaria restrictiva[5]. Incluso en Estados Unidos, la Fed se mostró meno preocupada por la posibilidad de deflación y más optimista respecto a las perspectivas de crecimiento para este año. Los países con posiciones fiscales débiles en Europa se verían negativamente afectados por un incremento en las tasas de interés, lo que aumentaría la probabilidad de incumplimiento y generaría mayor incertidumbre y nerviosismo sobre el sistema bancario europeo.

La situación de los países en desarrollo es hoy completamente diferente de la del pasado. La crisis de 1929, por ejemplo, partió de una superproducción de alimentos que provocó depresión mundial. El café en Brasil llegó a ser quemado con la caída de las cotizaciones internacionales. Había un fuerte deterioro en los términos de intercambio que perjudicaba a América Latina, mientras ahora se verifica exactamente lo opuesto.

Con la saturación de las políticas anti-cíclicas, iniciadas con la crisis de 2008, los países están lanzándose a las exportaciones, lo que puede generar un proceso agudo de caída en los precios de los manufacturados. Eso crearía un fenómeno tan curioso cuanto imprevisible en las relaciones económicas internacionales, con dos situaciones polares: la inflación de los alimentos y deflación industrial. Uno de los grandes riesgos está en los precios de la energía. La cotización del petróleo en el mercado mundial volvió a acercarse a los 100 dólares, el nivel más alto en los últimos dos años. En el caso del doble efecto del aumento en el precio del petróleo sobre la economía internacional –en la crisis de los años 70- preponderó la fuerza inflacionaria.

El sistema político internacional debe sufrir cambios de tendencias si el viraje en los precios perdura. Las certezas en cuanto al cambio de guardia en el orden mundial a favor de los emergentes quedan sacudidas con tantas contradicciones. Por ejemplo, Brasil, aunque sea exportador de productos básicos, tiene ahorro y depende de los capitales foráneos. Esas inversiones se deterioran con el aumento de la inflación, fragilizando la estabilidad que fortalece la política exterior.

Para una economía tan grande y con datos no fiables, es imperativo para investigadores e inversores recolectar tanta información como sea posible. Después de los datos de la inflación del National Bureau of Statistics (NBS) de diciembre pasado, los inversores deberían preguntar cual es el número real de inflación, según Diana Choyleva, directora del Lombard Street Research en The Wall Street Journal.[6] El gobierno chino fijó una meta del 3% para la inflación del 2010, objetivo que no obstante se hizo inalcanzable después de que la inflación se disparara un 3,2% en los primeros 11 meses, principalmente impulsada por el incremento de los precios de los alimentos. En noviembre, la inflación alcanzó el 5,1%, la cifra más elevada de los últimos 28 meses. Los precios de la vivienda en China llevan un tiempo altos, y parece que le sigue una creciente serie de otros bienes. La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma anunció a finales de diciembre un crecimiento de 3,77% en los precios de la gasolina, al equivalente de 3,50 dólares por galón, un alza de 11% en aproximadamente un año[7].

Por eso, China viene actuando para contener los precios. Lanzó una serie de medidas para contener los precios, con dos alzas de los intereses, una ligera valorización de la moneda, menor disponibilidad de crédito, controles de precios e iniciativas para erradicar la especulación ilegal en los alimentos. Y puede haber conseguido buenos resultados. La inflación al consumidor anual en diciembre habría reculado a un 4,6% del 5,1% en noviembre. Los números, que no son oficiales, fueron divulgados por los medios chinos. Esas informaciones sostienen también que el PBI chino habría crecido un 10,3% el año pasado, un poco por encima de la previsión (de un 10,1%).

Las informaciones ayudaron a reducir la expectativa de los mercados de que las autoridades chinas tendrán que adoptar más medidas agresivas para desacelerar el crecimiento[8]. A pesar de las proyecciones que apuntan a una contracción económica, China continuará siendo el motor de crecimiento para muchas economías este año, especialmente para los países exportadores de commodities.

Debido a que la inflación suele provocar una amplia preocupación entre el público, están creciendo las expectativas de un nuevo incremento de las tasas de interés que reconoce que es muy posible que el Banco Popular de China, el central del país, aumente las tasas de interés hasta tres veces en 2011, especialmente durante la primera mitad del año. Además, China podría permitir que el controlado yuan se aprecie un poco más aceleradamente este año, como parte de sus esfuerzos por frenar la inflación. Se espera que el yuan llegue a las 6,3 unidades por dólar a fines del 2011.

Si Beijing realmente tiene la intención de tomar medidas drásticas contra la inflación, necesita controla la expansión de los préstamos. Cuando se trata de préstamos, las intenciones de Beijing –y su control sobre la situación- son difíciles de entender. Incluso si la meta de Beijing para los préstamos nuevos en 2011 fue reducida en alrededor del 10%, a cerca de 1 billón de dólares, como los economistas ahora piensan, sigue siendo una tasa bastante alta. Desde el 2006 hasta el 2008, antes que las tasas para los préstamos fueran elevadas significativamente para impulsar el crecimiento económico, la actividad crediticia sólo promediaba poco más de medio billón de dólares al año. El año pasado, el volumen de préstamos superó el límite oficial y los bancos estaban, además, concediendo un monto sustancial de créditos “en la sombra”, que son dejados fuera de las hojas de balance[9].

Las altas tasas de inflación en China, por otra parte, pronto pueden ser sentidas en las orillas estadounidenses. Para los exportadores norteamericanos, esta no es una mala noticia. La administración Obama se ha quejado por mucho tiempo de que la moneda china subvalorada genera una desventaja a las manufacturas estadounidenses. Pero los infortunios de la inflación china cambian la dinámica. Como los bienes chinos se hacen más caros, mejora la "competitividad relativa" de los productos estadounidenses[10].

Los consumidores estadounidenses también se preocupan por la alta tasa de inflación de China. Con el alza de precios en ese país, las empresas estadounidenses que hacen bienes allí sentirán la presión y pasarán los aumentos a los consumidores estadounidenses.

En la India, donde los precios de los alimentos impulsaron la inflación en buena parte de 2010, las expectativas eran que una sólida cosecha de arroz y otros productos básicos amenizara la presión. Pero los datos más recientes del gobierno muestran que la situación de los alimentos no fue resulta y la inflación aumentó. Algunos economistas dicen que la Reserve Bank of India que ya elevó las tasas de interés seis veces en 2010, va casi ciertamente a aumentarlos a fines de este mes. La previsión es que la economía india crezca 8,75% el año que termina el 31 de marzo, según el Fondo Monetario Internacional.[11] Los alimentos representaron 47% de la canasta de productos que componen el índice de precios al consumidor de India y 34% de la de China.[12]

En Rusia, las sequías hicieron que los precios del trigo se dispararan y derrumbaron la meta del gobierno de mantener la inflación en la franja del 6 a un 7% en 2010. Rusia cerró el pasado año con una inflación del 8,8%, una décima por encima de la anterior estimación preliminar. El rally alcista en el mercado internacional alimentario es, a juicio de expertos, el principal factor que acelera la subida de los precios de consumo en el país.

La esperada recuperación de la economía estadounidense –por los cálculos del Federal Reserve (Fed), que debe quedar entre 3 y 4%, tiende a empujar los precios de las materias primas, atenuando el efecto de reducción de la demanda por parte de China. Por otro lado, si la economía estadounidense crece, lo natural es que el dólar suba los precios de los commodities caigan. Pero tenemos que considerar que, aún si desacelerara, la expansión de la economía china aún será muy fuerte. Además de eso, hay un proceso inflacionario por las alteraciones climáticas, como por ejemplo, lo que ocurrió con las inundaciones en Australia. Nuevos datos del gobierno británico mostraron que la economía no creció en el cuarto trimestre pese a que la inflación se aceleró. Eso genera la posibilidad de que haya una estanflación —alta inflación y bajo crecimiento— como la que golpeó a Gran Bretaña en los años 70.

El gobierno brasileño, por su parte, se colocó en una encrucijada. Las preocupaciones por un aumento en los costos de los servicios tras la mayor expansión económica en 24 años, además de crecientes precios de los alimentos, han tomado un rol central en las últimas semanas y el índice Índice Nacional de Precios al Consumidor Amplio (IPCA) cerró el 2010 en un 5,91 por ciento, su mayor nivel en seis años. La valorización del real ayuda a administrar la inflación con importados, destruyendo parte de su industria. El aumento de los intereses para disminuir la inflación atrae más capital especulativo y aumenta la presión monetaria. El control de los flujos financieros es útil, pero coloca en riesgo el balance de pagos cuando acumulamos déficits externos elevados. El crecimiento cae, restando saber que acontece con la inserción internacional del país.

El nuevo gobierno enfrenta una enorme desventaja en relación a los últimos cuatro años de la administración Lula. Tendrá que atacar la inflación sin contar con el efecto “achatador” que la valorización del cambio ejerce sobre los precios ni con la persistencia de los bajísimos índices de inflación en los países ricos[13]. Los economistas prevén que el referencial IPCA treparía un 5,42 por ciento este año.

Con tantas variables, el futuro de las commodities es un gran punto de interrogación en las meses de operaciones y en los gabinetes de los gobiernos. No olvidemos de que el aumento de los precios de los últimos meses se deriva del aumento del precio de las materias primas y que esto ya sucedió de manera similar en 2008. Estamos pues ante un dilema conocido. ¿Estamos seguros de que no nos encontramos ante un cambio estructural en la relación entre los precios de las materias primas y del resto de bienes de consumo, en lugar de ante el inicio de una espiral inflacionista? Mientras tanto, los escenarios que se diseñan para 2011 deben exigir un juego de cintura de las autoridades monetarias para equilibrar el crecimiento económico y el control de precios.

[1] The Economist, “Commodity prices and global growth, Back with a vengeance”, (20/1)

[2] Globe and Mail, “Why inflation is on the radar screen”, (24/1)

[3] The Wall Street Journal, “ECB Warns on Food Supply”, (21/1)

[4] The Wall Street Journal, “Global Price Fears Mount”, (25/1)

[5] Economic Times, “Emerging markets stalked by inflation, rates”, (21/1)

[6] The Wall Street Journal, “The Real Picture of Chinese Inflation”, ( 24/1)

[7] The Wall Street Journal, “Cooking Oil's Surge Shows How Inflation Hits Chinese”, (1/1)

[8] The Economist, “Price rises in China, Inflated fears”, (6/1)

[9] The Wall Street Journal, Heard on the Street, “Is China Flying Too High?”, (21/1)

[10] USA Today, “Inflation in China may help U.S. exports”, (20/1)

[11] The Wall Street Journal, “Developing Nations Fight Inflation”, (8/1)

[12] The Wall Street Journal, “Rising Price Pressures Spur Concerns”, (26/1)

[13] Estado de San Pablo, “Como domar a inflação?”, (2/1)

Plus ça change... plus c''est la même chose

2011-01-27T10:25:00.000-03:00

El famoso epigrama del periodista francés Jean-Baptiste Alphonse Karr es perfecto para el momento actual. Tratándose de la recuperación de la economía global, Plus ça change... plus c''est la même chose, mientras más cosas cambian, más permanecen iguales. Si no estuviera el drama fiscal europeo tan en evidencia un lector distraído podría fácilmente descartar los titulares de los últimos días, creyendo que lee los diarios de tres años atrás. Alza de los precios de los commodities, choque de oferta de alimentos, elevación de la inflación global, clamores de sobre-valorización cambiaria en las economías emergentes, sobre todo a causa de la abundancia de liquidez externa… Todos esos ingredientes estaban presentes en el inicio de 2008, a las vísperas de la crisis financiera. La violenta recesión financiera los removió, temporalmente, del tope de la lista de preocupaciones de las autoridades mundiales. Sin embargo, los temas volvieron revigorizados y renovados en este inicio de 2011, sintomáticos de los alarmantes desequilibrios por detrás de la reanudación de la actividad mundial.

En el inicio de 2008, fueron los exceso del sector financiero privado de las economías avanzadas que, en conjunto con la exuberancia de algunos países emergentes, crearon las condiciones para las alzas verificadas en los precios de las materias primas y para la abundancia de liquidez, presionando la inflación, de un lado, y valorando las monedas locales, por otro. En 2011, son los excesos de los gobiernos de las economías maduras provocados tanto por la necesidad de contener el impacto recesivo de la crisis cuanto por cierta dosis de imprudencia, en combinación con una postura macroeconómica pro-cíclica semejante a la de 2008 en algunas economías emergentes, que están generando síntomas y dilemas iguales a los anteriores.

Pero, los instrumentos de política económica que están siendo usados por algunos países emergentes para enfrentar los mismo problemas de 2008 han sido un poco diferentes. Más medidas macro-prudenciales, más intervención en los mercados de cambio, menos instrumentos monetarios convencionales. ¿Por qué?

Por un lado, hay un “nuevo” contexto global post-crisis. El consenso de que las fallas en regulación hicieron al sistema financiero mundial más vulnerable, posibilitando la crisis, sirvió para enaltecer el papel de las medidas prudenciales, como atestiguan varios informes recientes de órganos internacionales, como el FMI. Esa es una razón para que instrumentos como el coeficiente de caja, cambios en los requerimientos de capital para determinadas operaciones de crédito o aún ciertos tipos de intervención en el funcionamiento de los mercados de cambio tengan hoy más relevancia y aceptación que en el pasado reciente, motivadas por la necesidad de prevenir los excesos perniciosos de liquidez y de crédito.

Por otro lado, como el instrumento convencional de combate a la inflación, la tasa de interés, tiende a acentuar el ya elevado diferencial entre los ingresos de los activos de las economías emergentes y de las economías maduras, las medidas de prudencia tienen un beneficio colateral ventajoso ahora, aunque sean un poco distorsionados. Como esos instrumentos tienen un impacto sobre la condiciones de liquidez de la economía, pueden atenuar el dilema de los bancos centrales de los países emergentes al limitar la magnitud del ahogo monetario necesario para contener las presiones inflacionarias, reduciendo el impacto sobre el diferencial de intereses que estimula las entradas de capitales y valora las monedas locales.

Inflación climática

2011-01-21T09:00:00.001-03:00

Nunca se vio tanta complicación climática con tantos productos en tantos lugares al mismo tiempo. Pero, además de las sequías e inundaciones, hay otros motivos permanentes y temporales para el alza de los precios. El trigo fue castigado en noviembre por una fuerte sequía en Ucrania y en Rusia. Y ahora es alcanzado por la inundación en Australia. Del trigo producido en Australia, un 60% fueron rebajados para ratio porque no fueron considerados apropiados para consumo humano.

La soja sorprendió a todo el mundo. Se apostaba a la caída y el producto está en alza. Además de las quiebras de cosecha, hay ahora sequía en Argentina. El maíz, como es cultivo complementario de la soja en muchos lugares, también anda con una reducción de la producción. El café enfrentó huracanes en América Central y reducción de producción en Colombia. En el algodón, hubo reducción de la producción en Estados Unidos porque los precios estaban bajos. Los problemas climáticos en Pakistán también afectaron a la caña de azúcar. Es más fácil decir que producto no tiene problemas. El arroz tiene buena producción y una oferta abundante, pero en la mayoría de los productos hay una mezcla de choques de oferta con bajos stocks.

Los bajos stocks no son eventuales. Es que hace algún tiempo la política agrícola de todos los países viene abandonando la práctica de mantener altos stocks de los productos. Es caro mantener el producto guardado. Así, cualquier choque de oferta puede producir una elevación de los precios. Este año es un extraordinario ejemplo de los extremos climáticos y como ellos producen choques de oferta. Eso se suma a la demanda creciente en Asia por todos esos productos y más la actuación de los fondos financieros en los mercados futuros de commodities. Los fondos financieros no crean tendencias, pero las aceleran. Cuando el movimiento esta en alza, la especulación se eleva más.

Sólo ese lado de las commodities agrícolas ya muestra que esta inflación no es simple. Pero no es el único factor de presión de precios. La madre de los problemas es la demanda excesivamente calentada, que hace que los aumentos de precios se esparzan. El sector de servicios anda con precios por encima del techo de la inflación hace mucho tiempo y va a continuar así. El aumento de los gastos de los gobiernos aumenta aún más la presión de la demanda.

Además de la volatilidad de la oferta agrícola, por los eventos climáticos, y de la demanda calentada en Brasil, hay también un alza en los precios de los commodities metálicos. El precio del acero subió más del 35% en los últimos dos meses e incrementó las presiones inflacionarias, ya alimentadas por el aumento en los alimentos y fuentes de energía. Las inundaciones en Queensland interrumpieron gravemente el suministro mundial de carbón de coque, un importante ingrediente en la producción de acero, lo que llevó a una lucha en el sector industrial para acumular acero. Como son minas subterráneas, puede tardar meses para que vuelvan a producir. Ante ese escenario, los precios del acero subieron.

La situación elevó el precio de la bobina de acero laminado caliente en Estados Unidos, referencial del mercado, en un 37% desde el inicio de noviembre, a una cotización de 783 dólares por tonelada, la mayor en dos años. El coque para entrega inmediata llegó a 350 dólares por tonelada, un 55% por encima de los contratos trimestrales, que hace sólo algunas semanas eran negociados a 225 dólares. El mineral de hierro, otro tipo de ingrediente para producir acero, avanza rápidamente en dirección a un nuevo nivel récord, con el producto referencial de entrega a China costando 178,30 dólares por tonelada, un 20% más que en el inicio de noviembre.

“Las inundaciones en Queensland está dando un estímulo a los precios del acero”,Ralph Oppenheimer, presidente ejecutivo de Stemcor, una empresa de comercialización de acero. “Las personas están luchando para conseguir suministro”. El Estado australiano produce más del 50% de la oferta mundial de coque transportado por el mar, del cual dependen las siderúrgicas en Asia y, en menor grado, en Europa Occidental. afirmó

Aunque los cambios en el precio del acero tengan menos impacto inmediato sobre los consumidores que las oscilaciones en los commodities agrícolas y energéticos, el mercado del acero, que mueve 500 mil millones de dólares por año, es crucial para la economía mundial, por ser la materia prima más importante para varios productos de uso cotidiano.

Los analistas y los ejecutivos esperan que el precio del acero suba aún más debido a los continuos aumentos de los costos de las materias primas. Aunque la demanda global del acero no es tan fuerte como lo era en 2008, los traders y los analistas dijeron que los precios podrían llegar a niveles records si las fuertes lluvias de Australia siguieran interrumpiendo el suministro de carbón de coque, forzando a los productores de acero a cortar su producción.

El legado de Lula

2011-01-05T12:59:00.002-03:00

Ocho años que cambiaron la economía, colocaron a Brasil en la ruta del crecimiento sostenido y lo transformaron en uno de los mercados más codiciados del mundo. En octubre de 2002, en su primer discurso como presidente electro de Brasil, Lula da Silva reveló una ambición sencilla: “Necesitamos garantizar que cada hombre o cada mujer, por más pobre que sea, tenga el derecho de desayunar, almorzar y cenar todo santo día”.

En la era Lula, casi 40 millones de brasileños dejaron la línea de la pobreza y se hicieron una poderosa clase medio consumidora. Esas personas pasaron a alimentarse más y mejor, a comprar automóviles y electrónicos, a viajar de vacaciones y a realizar el sueño de la casa propia. Brasil pasó a ser una gran voz entre los países emergentes, sentado codo a codo en los foros de poder y negocios internacionales.

Un círculo virtuoso de distribución de renta, justicia social y crecimiento que cambió la economía brasileña y despertó la atención del mundo. Al recibir de las manos de Fernando Henrique Cardoso la presidencia, Lula asumió un país mal visto por el mundo financiero, una herencia de tropiezos económicos causados por el súper endeudamiento y por la hiperinflación en los 80 e inicios de los 90. Sus dos antecesores, Itamar Franco y FHC, consiguieron domar el dragón de la inflación con el Plan Real, pero el rescate de la confianza internacional plena sólo acontecería en el gobierno de Lula. ¿Ironía del destino?

Lula reconquistó la credibilidad global. Él mismo era visto como una amenaza seria a la estabilidad económica y, en el ejercicio del poder, se reveló su mayor defensor. Lula acabó con el riesgo Lula. En vísperas de las elecciones de 2002, el llamado riesgo-país (termómetro que mide la confianza de los inversores en la capacidad de una nación de honrar sus pagos) medido por el banco J.P.Morgan alcanzó los 2.436 puntos, equivalente al índice de países como Pakistán y Burundi. Hoy, el escenario es el extremo opuesto. Gracias al mantenimiento de los pilares macroeconómicos construidos en los años de FHC y de la reducción de la deuda pública en proporción del PBI (ver gráfico), el riesgo-país llegó a los actuales 174 puntos.

El rescate y el mantenimiento de la credibilidad externa son contemplados como el mayor legado de Lula para empresarios y hasta adversarios políticos. Lula deja la consolidación de una política económica responsable. Brasil es hoy uno de los principales destinos de inversiones extranjeras. La entrada récord de dólares abrió camino para el aumento de las reservas internacionales, que saltaron de 37,8 mil millones de dólares en 2002 a casi 285 mil millones de dólares. En el camino inverso, el dólar cayó de 3,94 reales a menos de 1,70 reales. El equipo económico de Lula, liderado por Guido Mantega en Hacienda y Henrique Meirelles en el Banco Central, hizo que el país quedara menos endeudado.

La relación deuda/PBI cayó del 60,6%, en 2002, a un 40%, en 2010. La tasa de intereses reales (además de la inflación) descendió siete puntos porcentuales. El crédito, una de las locomotoras del crecimiento, aumentó en 20 puntos porcentuales y quedó próximo a un 50% del PBI. En un positivo efecto cascada, el crecimiento del PBI deberá aproximarse al 8% en 2010, casi tres veces superior a la media del 2,6% de los cuatro años anteriores. Todo eso creó un campo fértil para el avance de la nueva clase media.

Más que mantener intacta la herencia monetaria del Plan Real, Lula capitaneo una revolución de consumo que hizo del mercado doméstico la gran razón para atraer inversiones locales y externas y escapar más rápido de la gran recesión global de 2008.

La(s) estrategia(s) del gas shale, ¿Cómo apostar por un gas barato?

2011-01-05T09:19:00.000-03:00

La revolución norteamericana del shale está descontrolada, con firmas forzando arriendos para aumentar la perforación aún con la depresión de los precios del gas. Estimaciones cautelosas ponen al hallazgo del gas shale en torno de los 616 billones de pies cúbicos -el equivalente en términos de energía en 106 mil millones de barriles de petróleo, aproximadamente las reservas probadas de Kuwait.

El descontrol debería durar hasta 2011, aun cuando muchos pozos sean "money-losers". Todo esto debería conducir a una onda de consolidación y joint-venturing -como el reciente acuerdo de Talismán Energy con Sasol- en el espacio del gas. Pero los pioneros del shale se hicieron víctimas de su propio éxito. A la magnitud de las reservas desenterradas por algunas como Chesapeake Energy y XTO, ahora división de Exxon Mobil, los precios se sumergieron, aún con el renacimiento económico impulsando la demanda. El gas se negocia ahora un poco más de un tercio del nivel de junio de 2008. Así, en vez, de una reducción, la industria de energía ha intensificado su perforación. El número de aparejos que perforan el shale se ha duplicado desde 2007 a más de 500, según Tudor, Pickering, Holt.

La parte de la explicación de este comportamiento perverso es la estructura de arriendos para la tierra. Los arriendos "drill-it-or-lose-it" a menudo obligan a las firmas a bombear el gas o decir adiós a sus reclamos -que puede costar hasta 30.000 dólares el acre en los lugares principales de Louisiana o Texas. La perforación involuntaria de esta clase sólo comenzará a terminarse en 2011. Cualquier freno natural en una actividad autodestructiva también ha sido debilitado por un spree de joint-venture. La impaciencia por conseguir una parte de la bonanza de energía norteamericana, las firmas de energía extranjeras financian los costos de perforación a cambio de una participación en el botín.

La sudafricana Sasol, el mayor productor mundial de combustibles de motores procedentes del carbón, acordó pagar 75% de los costos de perforación de Talisman en un intercambio por el 50% de interés en algunos activos del shale canadiense[1]. Los activos incluidos en la transacción cubren un área de 51.000 acres (20.655 hectáreas) y representan un volumen calculado de recursos de 9,6 billones de pies cúbicos de gas o el 22% del recurso potencial de Talisman en el área. El campo de Farell Creek tiene un bajo riesgo operativo y grandes facilidades para el transporte de gas por la infraestructura de gasoductos norteamericana[2].

Además, ambas empresas han acordado estudiar la posibilidad de utilizar la tecnología de Sasol para licuar el gas natural y poder utilizar otros sistemas distintos de los gasoductos para su transporte. "Aunque el acuerdo no tiene ni pérdidas, ni ganancias con el precio del gas a 4 dólares por millón de BTU, Talisman puede mejorar su tasa de rendimiento inicial en Farrell del 9 al 40%", dijo George Toriola, analista de UBS en una nota a sus clientes[3]. Es más fácil seguir perforando cuando alguien aporta el dinero, aún cuando la mitad de todos los nuevos pozos sean poco económicos en los precios actuales del gas, según Tudor, Pickering.

Hasta ahora, la mayor parte del dolor por el derrumbe de los precios ha sido amortiguado por una cobertura. Pero el declive prolongado en los precios del gas comenzará a escabullirse a principios de 2011. Aún así, esperan que el suministro de gas natural suba otro 5%. Si el precio del gas sube más, hay aproximadamente 1.000 pozos que esperan ser completados.

También la búsqueda de líquidos en el shale

Después de todos, mientras el precio de un barril de petróleo se cierne alrededor de 91 dólares, el gas natural ofrece la misma cantidad de energía pro un precio acordado en 27 dólares. Incluso el carbón tradicionalmente barato está bajo amenaza del gas con los actuales precios. Los precios del gas natural deberían permanecer por debajo de los 5 dólares por millón de BTU en 2011. Pues los productores de energía se enfocaron en la perforación de gas, que hace más joint-ventures o activos de venta probablemente.

Y otros productores reforzarán los activos shale de petróleo, en particular en la región Bakken en Dakota del Norte y el Eagle Ford shale en Texas. Los precios del gas natural llevan a las empresas independientes al boom del petróleo shale.[4] El especialista en gas EOG Resources ya abrió el camino, aumentando la producción líquida en 43% contra 2009. Los proyectos de la empresa son de sacar 23% de sus ingresos norteamericanos de líquidos y 77% de gas en 2007 para pasar a 67% en líquidos y 33% en gas para 2011.

Chesapeake también se ha pasado al petróleo. Un plan agresivo para desplazar el capital expenditure (capex) del gas natural al petróleo y plays ricos en líquidos. El capex se reenfocará en el aumento de esta exposición en un valor de 15 dólares por mil pies cúbicos equivalente (mcfe), comparado con el valor de 4 dólares/mcfe para la producción de gas natural[5].Chesapeake planea aumentar sus gastos en líquidos al 65% de su capex en perforación y terminación en 2012, comparado con el 35% para el gas natural. Su capex de 2009 fue compuesto 10% destinado al gasto de líquidos versus 90% para el gas natural.

La empresa impulsará la producción de líquidos en varias áreas, incluyendo un nuevo play de 1 millón de acres para develar en la primera mitad de 2011. Planifica reducir la perforación de gas natural hasta que los precios pasen los 6 dólares/mcf. Y Sasol puede ser capaz de ayudar a Talisman a hacer lo mismo. Estas pueden ser malas noticias para las firmas de energías inundadas de gas barato. Pero son buenas noticias para el solicito cuadro de banqueros de energía de Houston. Pasarán a hacer más acuerdos, empresas conjuntas y aumentos de capital.

Moody's Investors Service aumentó el outlook para la industria de servicios de campos petroleros global, sosteniendo que la demanda robusta debería mantener la capacidad apretada y los precios en aumento. La agencia de rating dijo que los fuertes precios para el petróleo y los líquidos de gas natural apoyarán el desarrollo continuado de esos plays en Estados Unidos[6].

Otro riesgo es elevado escrutinio regulador sobre la fractura hidráulica y la perforación onshore. El aumento de la supervisión puede reducir la marcha de la inversión de capital y aumentar los costos. Pero Peter Speer, de Moody's, el aumento de la perforación de petróleo compensará cualquier moderación esperada en la perforación de gas natural el próximo año.

Fitch Ratings, dijo, por su parte, que espera que la demanda de gas natural sea estable el próximo año, pero espera que las tendencias de producción debieran seguir la tendencia de desarrollo de tuberías[7]. Fitch espera que el paso de la recuperación económica reducirá la marcha el año próximo, pero ve mejores asignaciones de precio mejorada para los tubos de acero y servicios de construcción, mercados de capital favorable y balances sanos que benefician a empresas de infraestructura de tuberías.

Exxon Mobil entre los ejemplos de desarrollo a largo plazo de las reservas shale; adquisición de pozos en Arkansas

Exxon Mobil continúa el proceso de compras de largo plazo en activos de gas natural estadounidense, pagando 575 millones de dólares por pozos y reservas en Arkansas. El acuerdo con Petrohawk Energy realizado a fines de diciembre, subraya el interés de Exxon por continuar adquiriendo gas en EE.UU., a pesar de los bajos precios. Exxon se hizo el productor más grande de gas en Estados Unidos después que compró XTO Energy Inc en junio por 25 mil millones de dólares. En julio, Exxon pagó 695 millones de dólares por Ellora Energy, con sede en Denver.

Exxon paga aproximadamente 1.92 dólares a Petrohawk por cada mil pies cúbicos de reservas probadas, alrededor del 36% menos de lo que pagó por XTO, dijo Pavel Molchanov, analista de Raymond James & Associates. Esta cifra se esperaba porque los precios del gas ya habían caído 21% cuando fue anunciada la compra de XTO hace más de un año, dijo. Esta transacción es también más pequeña y más enfocada, resaltó Molchanov[8].

Exxon dijo que produjo 3.726 mil millones de metros cúbicos de gas natural por día en Estados Unidos en el tercer trimestre, aproximadamente 16% del consumo total nacional. El acuerdo de Petrohawk añadirá otros 98 millones de pies cúbicos de producción diaria, según los analistas de Jefferies & Co. El acuerdo con Ellora da a Exxon un área adicional en el prolífico shale de Haynesville.[9]

La mayoría de los productores estadounidenses de gas procuran aumentar la producción petrolera para capitalizar los altos precios del crudo, especialmente en comparación con el gas natural. Mientras los precios del petróleo han subido, el gas bajó desde 2008. Petrohawk dijo a principios de diciembre que consideraba vender activos para financiar la actividad de perforación en áreas como el shale Eagle Ford, rico en petróleo, en el sur de Texas. La empresa anunció a los inversores el 2 de noviembre que aumentó su presupuesto de capital en 2010 en 20% para cubrir los costos de los campos de gas en Eagle Ford y en Haynesville Shale. Pero la compra por Exxon/XTO de la unidad del holding Petrohawk en shale Fayetteville en Arkansas, muestra que Exxon es optimista sobre las perspectivas de largo plazo para el gas natural.

El acuerdo de Petrohawk "proporciona una adición estratégica a la posición existente de XTO de 410.000 acres netos en el shale Fayetteville", dijo Jeffrey Neu, vocero de XTO. Este grupo seguirá persiguiendo oportunidades similares apuntando al aumento de la producción local de gas natural. XTO también adquirió activos de tuberías de Petrohawk en Fayetteville Shale por 75 millones de dólares.

El gas shale como relanzamiento de la industria petroquímica; Bayer y la rentabilidad de invertir en plantas químicas en Estados Unidos

Bayer AG, el mayor fabricante mundial de poliuretano, trata de convencer a los potenciales inversores de construir una planta química en sitios de la compañía en West Virginia que usa etano de los depósitos adyacentes de gas shale. The Leverkusen, empresa con sede en Alemania, está en conversaciones para arrendar o vender partes no usadas de sitios que cubren 590 hectáreas para la construcción de una planta. El cracker convertirá el etano en etileno, un ingrediente clave en plásticos como el polietileno[10].

Las propiedades de Bayer se sientan sobre la formación Marcellus Shale, que según las estimaciones del Departamento de Energía es uno de los campos de gas más grandes en Estados Unidos. Los bajos precios del gas hicieron que los fabricantes químicos estadounidenses como Dow Chemical, Eastman Chemical y Chevron Phillips Chemical para usar más gas como materia prima. Chevron Phillips recibió la aprobación preliminar el mes pasado de los reguladores de Texas para reabrir el cracker cerrado en 2008 en su complejo Sweeny, según el Texas Commission on Environmental Quality. Eastman abrió un cracker en Longview, Texas, porque el gas se hizo más económico en Estados Unidos. Dow planea usar 30% más de etano, un componente del gas natural, en sus crackers del Golfo. "El etano es un feedstock avanzado en Estados Unidos, y esperamos un proporción favorable del ratio petróleo-a-gas continue", dijo el vice-presidente para hidrocarburos de Dow Chemical, Raja Zeidan en diciembre[11].

Dow dijo que esto también hace rever las opciones de joint-ventures para construir fraccionador de líquidos de gas natural (NGLs) en EE.UU. para asegurar el suministro de etano para su s crackers. La empresa tiene cinco plantas de olefinas en Texas y Luisiana con una capacidad de etileno combinadas de alrededor de 3.5m de toneladas/año. La estrategia de Dow es igual a los movimientos hechos por LyondellBasell y Shell, que en los últimos dos años comenzó a cambiar los feedstocks de cracker en Estados Unidos por NGLs para capitalizar los recursos baratos de gas natural en la región.

La formación Marcellus en Pensilvania Occidental y en el norte de Virginia es excepcionalmente rica en líquidos de gas natural. Los nuevos descubrimientos en EE.UU. consisten en "wet gas" -rico en etano y capaz de proporcionar una fuente amplia y barata para los fabricantes de etileno. Se espera que la producción de etano estadounidense se incremente 30% en los próximos dos años y crecerá regularmente, según proyecciones de la industria. El aumento de la producción también contendrá el precio del etano, dando a los crackers, basados en gas, una ventaja continua[12]. La región no tiene ningún cracker. Las propuestas para la adquisición del gas Marcellus por la industria química implican ahora gasoductos hasta la costa del Golfo estadounidense, donde la industria química del país está concentrada.

Los sitios de Bayer en New Martinsville e Institute, West Virginia, tienen acceso en transporte de ferrocarril, carretera y agua. Una planta de etileno adyacente a la planta de plástico y pesticidas de Bayer cortaría sus costos en materias primas y provocaría más fábricas en el área.Esto costaría al menos 500 millones de dólares y requeriría aproximadamente 4 años para construir el cracker de etano capaz de producir 1 millón de toneladas métricas de etileno al año

Un análisis sobre el manejo de las probabilidades del gas shale

El reciente base case que será usado en el Annual Energy Outlook 2011 de la Energy Information Administration (EIA) establece un futuro de energía barata y abundante para la economía estadounidense durante el siguiente cuarto de siglo. Pero sus suposiciones subyacentes no son más creíbles que aquellas que sostuvo la International Energy Agency, igualmente optimistas. En el base case de la EIA, los precios de la electricidad en Estados Unidos estarán básicamente planos durante las dos próximas décadas y media, gracias al gas natural barato, mientras los precios del petróleo aún no llegan a los niveles pico de 2008 hasta el way off en 2035.

Para encabezar todo esto, a pesar de este nuevo mundo de energía barata, las emisiones de carbono en la economía estadounidense no crecen (ya que la EIA cuenta con no menos de 5 millones de barriles por día de las tar sands de Alberta, lo mismo no puede ser dicho para la economía canadiense). Las emisiones estadounidenses permanecen por debajo de los picos de 2005 hasta 2027, aún sin política de cap-and-trade, e incluso cuando la agencia pronostica un aumenta de casi 30% del consumo de carbón a nivel local en el periodo[13].

Con una abundante energía de combustibles fósiles, y las emisiones de carbono notablemente autónomas, EIA, con miras de futuro, espera sólo un aumento marginal de la contribución de las renovables, cuya viabilidad es un desafío ante la ausencia de las subvenciones públicas. Una duplicación en las estimaciones de las reservas de gas shale conduce a una mayor abundancia de energía que la EIA predice. Si el gas shale resulta ser el game-changer que la agencia clama, o la versión de la industria del gas del mercado de hipotecas subprime, en última instancia dependerá de donde el costo verdadero de la curva se encuentra.

Algunos expertos, como Arthur Berman, un geólogo de petróleo y antiguo editor del World Oil Magazine, argumenta que la experiencia hasta el momento con el desarrollo del gas shale ya muestra que el potencial será más limitado de lo proyectado[14]. El informe de la EIA además apenas menciona "las consideraciones ambientales", que incluye el potencial impacto serio de una pobre regulación del "fracking" en esas formaciones shale con un mix de alta presión de agua y químicos- que estuvieron implicadas en la contaminación del suministro de agua potable, entre otros aspectos controversiales.

Mientras el outlook concluye que la producción de gas shale se ampliará, "la letra pequeña" del informe pone en duda si puede ser extraído con rentabilidad, dijo LukePopovich, vicepresidente del National Mining Association, que representa a los productores de carbón[15].

Si realmente ronda los 4 dólares por 1000 pies cúbicos (mcf) entonces hay bastante gas para mantener las luces en América durante años. Pero si la curva se encuentra el costo verdadero será más cercano a 8 dólares por mcf, entonces el gas no puede ser tan abundante como la EIA cree, y los precios de la electricidad de largo plazo no pueden ser casi tan baratos como lo pronosticado. En el medio del camino, el gas shale no dirige la emergente escasez de combustible líquido que es necesario para impulsar los 250 millones de vehículos que recorren las rutas estadounidenses.

Que nos trae la previsión de los precios del petróleo según la EIA. Medido en dólares actuales, la agencia no llegar al petróleo a 125 dólares por barril hasta 2035.

[1] Financial Times, “South Africa’s Sasol looks overseas for shale gas”, (20/12)

[2] The Wall Street Journal, “Sasol to Invest $1 Billion in Canadian Shale Gas”, (20/12)

[3] Vancouver Sun, “Sasol buys $1.05-billion stake in Farrell Creek shale-gas assets”, (21/12)

[4] Financial Times, “US independents to buy into shale oil boom”, (7/12)

[5] Risk.Net, “US E&P to shift from gas to liquids in 2011”, (16/12)

[6] The Wall Street Journal, “Moody's Sees Brighter Outlook For Oilfield Services Sector”, (15/12)

[7] Bloomberg, “Fitch sees stable outlook for gas pipeline sector”, (17/12)

[8] Bloomberg, “Exxon Buys Petrohawk’s Arkansas Shale for $650 Million”, (23/12)

[9] The Wall Street Journal, “Exxon Bulks Up on Natural-Gas Assets”, (24/12)

[10] Bloomberg, “Bayer Pitches Ethylene Plant Atop Shale-Gas Deposits”, (20/12)

[11] ICIS, “Dow rides shale gas wave, will raise US ethane cracking”, (2/12)

[12] ICIS, “OUTLOOK '11: US olefins prices to begin 2011 on uptrend”, (27/12)

[13] The New York Times, “The Energy Future Ain’t What It Used To Be”, (16/12)

[14] The Oil Drum, “Arthur Berman talks about Shale Gas”, (28/7)

[15] Bloomberg, “Shale-Gas Output May Double by 2035, Reducing Energy Imports, U.S. Says”, (16/12)

2011, la continuidad del aumento de los precios de los commodities y sus consecuencias derivadas, deseadas e inesperadas

2011-01-04T08:24:00.000-03:00

*Lo que nos están diciendo los mercados de las materias primas es que vivimos en un mundo finito, en el cual el crecimiento rápido de las economías emergentes está presionando a la oferta limitada de materias primas, haciendo que suban los precios. Y Estados Unidos es, en gran medida, solo un testigo inocente en esta historia”, según el premio Nobel de economía Paul Krugman[1]

[1] The New York Times, “The finite world”, (26/12)

La palabra "commodities" y la expresión "all-time high" parecen ir juntos por estos días. Los cereales, el mineral de hierro, el petróleo, el cobre y el azúcar. Las cinco materias primas, las más importantes en el funcionamiento cotidiano de las economías en todo el mundo, podrían hacer descarrilar la recuperación el próximo año. Los tres de los cinco son críticos y los otros dos relativamente para el mundo -tanto en términos económicos como políticos. Por ejemplo, los altos precios de los cereales como el trigo, el maíz y el arroz, no sólo hacen subir la inflación de los alimentos, sino también pueden provocar disturbios. El costo del mineral de hierro, usado para hacer acero, es crítico para la economía global, filtrándose en los precio del acero y, en última instancia, en el costos de bienes como los autos y los lavarropas.

Lo mismo ocurre con los precios del petróleo, que añaden inflación en la gasolina, sino también a lo largo de la cadena de suministro debido a los altos costos de la energía y del transporte. El mineral de hierro y el petróleo son claves para la rentabilidad de algunas de las industrias pesadas más grandes del mundo, incluyendo la minería, las acerías y petroquímicas.

El benchmark Reuters-Jefferies spot CRB index, una cesta de materias primas, subió arriba de 300 puntos, su nivel más alto en dos años. El índice está 65% arriba en relación al 2009, etapa más profundad de la crisis financiera global. Si los precios de las materias primas siguen elevándose en 2011, como tantos analistas esperan, existen preocupaciones por que la inflación afecte a los países emergentes, forzando a los bancos centrales a apretar su política monetaria para reducir la velocidad de su consumo. En un signo de peligro por delante, la semana pasada China restringió su política monetaria para responder en gran parte a una inflación más alta en los alimentos.

Además, los hogares en Estados Unidos y en Europa, que ya sufren un alto desempleo, dedican más dinero de sus ingresos a la adquisición de energía y alimentos, gastando mucho menos en otras áreas. El resultado sería una tasa aún más débil en el crecimiento del consumo del sector privado. Una de las pregunta más críticas para la economía global en 2011 es si el surge en los precios de las materias primas refleja un suministro o un shock de demanda. Si el consumo más alto está sobre todo en juego, el boom en materias primas tendrá poco impacto sobre el crecimiento económico. Pero si los factores de suministro están sobre todo en juego, las consecuencias podrían ser mucho más severas para la actividad global.

Repetimos, aunque el escenario macroeconómico mundial está lejos de mejorar desde donde estábamos hace dos años, hay puntos problemáticos amenazando hacia adelante, obligando a fuertes retrocesos en los precios. Beijing recurrió a varias medidas de ajuste este año, incluyendo dos alzas en las tasas de interés en sólo dos meses. China todavía estaba “rezagada”, con las tasas de interés nominales apenas por encima de la lectura “oficial” de la inflación y bastante por debajo del índice de inflación de los alimentos de casi 12%.

Hasta ahora, los economistas creen que existe un mix de factores de oferta y demanda que conducen los movimientos de precios. El mercado petrolero es un buen ejemplo. La demanda de petróleo está subiendo, con un aumento del consumo en 2010 de 2.3m de barriles por día, el segundo crecimiento más alto en 30 años, y con un aumento mayor para el próximo año. Pero los factores de suministro también juegan una parte significativa después que la OPEP, que controla el 40% del suministro global, intenta mantener los precios del petróleo entre 70 y 90 dólares por barril. En los últimos días trascendió que Arabia Saudita, el mayor exportador de crudo mundial, conducirá a la OPEP a un aumento de la producción el año próximo, evitando un surge en el precio del petróleo que podría poner a la recuperación económica en peligro, dijo el Bank of America Merrill Lynch[1].

Como mencioné en el informe anterior, los precios del petróleo por encima de los 100 dólares son insostenibles. El precio del petróleo crudo está en una coyuntura histórica…bueno, en los últimos años. La fiebre especulativa probará esta barrera psicológica en 2011. Una batalla entre bulls y bears será uno de los temas del año. Los sospechosos habituales harán su parte. Goldman Sachs fue tempranamente quien anunció los tres dígitos para el año próximo. Otros banco de inversión, que tienen grandes posiciones en el mercado petrolero, tienen una perspectiva optimista similar.

Tenemos petróleo para muchas décadas. Más de setenta años de demanda en reservas probadas. Y subiendo. En 2010 el índice de reemplazo de reservas global volverá a superar el 100%. Y con el aumento del 17% en las inversiones globales en exploración y producción, las probabilidades de un 100% de reemplazo global de reservas en 2011 son muy altas. Y probablemente en los próximos meses veamos grandes innovaciones en petróleo no convencional, como vimos con el gas shale. Si el petróleo se mantiene por encima de los 60 dólares/barril, como es previsible, las inversiones en nuevas reservas no convencionales seguirán creciendo.

Barclays preguntó a los inversores institucionales qué commodity esperan que suba más en 2011 y el resultado, por este orden, es el siguiente: cobre, granos (maíz, trigo, soja…), petróleo, carbón y oro. Hay elementos estructurales de oferta y de consumo que apoyan la tesis de un incremento de precios. También es cierto que el encarecimiento termina haciendo rentables proyectos que antes eran inviables, multiplica la oferta y a la larga termina haciendo ceder los precios. Un gran ejemplo son las arenas bituminosas de Canadá, que convirtió a este país en el principal exportador de crudo a Estados Unidos.

En un artículo en The Wall Street Journal, Mark Whitehouse sostiene que no hay que perder de vista que el precio del petróleo también puede caer y ahora los inversionistas financieros juegan un papel más preponderante que antes de la racha alcista de 2008. En el mercado de futuros y opciones de petróleo, por ejemplo, entidades como los fondos de cobertura y los fondos que cotizan en bolsa (ETF) compraron contratos cuyo valor sube de la mano de los precios. Para la primera semana de diciembre las apuestas alcistas excedieron las apuestas a la baja por unos 223 millones de barriles, el mayor nivel registrado.

En el caso del cobre, el Bank of America-Merrill Lynch la ve como la materia prima de mejor desempeño del 2011, con nuevos máximos históricos por alcanzar debido a que la demanda de grandes mercados emergentes pondría más presión a un proyectado déficit de suministro. El crecimiento del gasto de los gobiernos en mejoras de infraestructura y viviendas sociales, por ejemplo, debería apuntalar la demanda por cobre, entre otras materias primas. El cobre continuará avanzando a sus máximos históricos y promediará 11.250 dólares por tonelada en 2011.[2]

La noticia de problemas de suministro tras un accidente en un puerto chileno, de donde sale parte de los envíos del mayor productor mundial de cobre, ponía de relieve la frágil escena de la oferta del metal, sumando soporte de contexto a los precios. Es un factor de soporte en un mercado ya ajustado. Ya están buscando puertos alternativos. No debería tener un gran impacto. La mina Collahausi en Chile, el tercer mayor depósito de cobre del mundo, está buscando alternativas para exportar luego de que su principal puerto fue cerrado[3].

El caso del mineral de hierro es muy similar con el petróleo: ambos el suministro -baja de exportación de India, el tercer exportador mundial del commodity- y la demanda más alta propicia los aumentos de precios. El resultado es que esos precios del mineral de hierro se elevaron a 170 dólares la tonelada, cerca del nivel más alto en dos años. Muchos observadores creen que los precios se elevarán en 2011, por encima de los 200 dólares la tonelada, el mayor de todos los tiempos, inflando el costo del acero y haciendo subir los precios de todos los autos y lavarropas.

Los cereales son aún más inquietantes. El precio del trigo y del maíz crece sobre todo el factor de suministro después de una serie de malas cosechas por el tiempo inclemente. El calor infernal del verano en el Cono sur está recortando las proyecciones de cosechas en una de las regiones agrícolas más importantes del mundo, impulsando los precios de los granos. La sequía causada por el fenómeno climático “La Niña” está dañando los campos en Argentina, que será el segundo exportador mundial de maíz este año y el tercer exportador de soja.

Se esperaba que la cosecha de maíz en Argentina se elevara en esta temporada gracias a la expansión del área de cultivo a cuatro millones de hectáreas desde 3,25 millones de hectáreas en la temporada pasada, de acuerdo con la consultora Agritrend. Pero la sequía podría reducir la cosecha en 16% respecto al año pasado a 19 millones de toneladas.

La consultora Economía y Regiones (E&R) para el caso de Argentina, tras analizar los escenarios posibles para la reducción de la producción total sojera, entre el 10% y el 20%, llegó a la conclusión que el alza de los precios mundiales ayudará a compensar en parte esa pérdida productiva. Las estimaciones hablaban de una producción de soja de 52 millones de toneladas, que el USDA estadounidense aún no cambió. Pero, consultoras y la revista especializada Oil World prevé que La Niña hará que la cosecha de soja en Argentina se ubique entre 43 y 48 millones de toneladas.

Las temperaturas por encima de los 35° centígrados también amenazan los cultivos en el sur de Brasil y Uruguay, el cual declaró un estado de emergencia para los agricultores en el norte del país[4]. El papel clave de la región en los mercados mundiales de alimentos implica que cualquier problema de producción podría sentirse en todo el mundo. En el horizonte, los meteorólogos ven poca lluvia y más calor fulminante lo que podría limitar aún más la producción, ya que el maíz y la soja plantados hace poco han alcanzado etapas clave de desarrollo con apenas un cuarto de la cantidad de lluvias que normalmente necesitan en algunas regiones.

Y la inflación de los alimentos es ahora un dolor de cabeza político y económico en países emergentes como China e India, así como también en México. El maíz podría alcanzar los 7 dólares por bushel en el primer trimestre de 2011, en comparación a los 6,24 por bushel que alcanzó en los últimos días de diciembre, lo cual comenzaría a racionar la demanda. También preocupa que las cosechas menores a lo esperado lleven a los gobiernos a limitar las exportaciones en lugar de arriesgarse a una mayor inflación o a una escasez de alimentos, debido a la amenaza de inestabilidad política.

En los últimos días de diciembre, India anunció planes para ayudar a los consumidores a lidiar con el elevado precio de los alimentos mediante la venta de granos adicionales subvencionados y manteniendo la prohibición en las exportaciones de legumbres. La inflación anualizada de alimentos en India aumentó a 12,13% en la semana terminada el 11 de diciembre desde 9,46% una semana antes. El ministro de Finanzas, Pranab Mukherjee, dijo que la inflación, impulsada por los altos precios de los alimentos, continúa siendo la mayor preocupación para el país.

Además, China continuará entrando en los mercados internacionales de commodities agrícolas para cubrir cualquier escasez y reconstruir las reservas que se redujeron peligrosamente este año. Gran parte de sus existencias agrícolas se han liquidado este año para contener la fuerte demanda, que aceleró los precios.

El azúcar es uno de los pocos commodities que todavía se comercia por debajo de sus máximos en los años de 1970 y 80. Pero algunos traders creen que el azúcar pronto abrirá nuevos caminos[5].Muchos traders sostiene que los máximos de 1980-81 pronto serán sobrepasados y algunas almas valientes argumentan que una carrera hacia el precio más alto de todos los tiempos es posible el año próximo, considerando que los fundamentos de la oferta y la demanda son optimistas.

El consumo de azúcar aumenta despiadadamente, en particular en países emergentes, y todavía tiene que sufrir la crisis financiera global o de los altos precios. Los comerciantes convienen que aún a 33 centavos la libra, el azúcar permanece demasiado barato. El suministra es el wildcard. India tiene una cosecha relativamente buena, pero con la oleada de la inflación, Nueva Delhi rechaza los permisos de grandes exportaciones. Hasta ahora, el ministerio de agricultura dijo que tendrá exportaciones por 500.000 toneladas, no suficientes para emparejar el déficit de suministro y demanda global. Y el anuncio aún tiene que transformar en flujos reales así como paperwork final no ha sido publicado. Muchos traders creen que India anuncia las exportaciones, sólo para retrasar su propia decisión por medidas administrativas.

Brasil tuvo una cosecha decepcionante en la última temporada y contempla tener otra cosecha baja en 2011 Pero ¿cómo de baja? El tema es crítico para el mercado y determinará si el azúcar choca con los máximos de 1980-81 o irá de todas maneras hasta el peak de 1974. El mercado ahora se mueva a nuevo entorno de precios, reflejando el balance cada vez más frágil de azúcar. También hubo un aumento estable de la demanda de los países sin una base de producción doméstica, aumentando el nivel de dependencia en los exportadores mundiales y conduciendo la volatilidad de precios. Los efectos macroeconómicos también aumentaron la volatilidad. Esperamos que la volatilidad fundamentalmente permanecerá alta[6].

[1] Bloomberg, “Saudi Arabia to Check Oil Rally in 2011, Merrill’s Blanch Says”, (13/12)

[2] Commodity Online.com, “Commodities 2011: Investors bullish on Copper”, (19/12)

[3] Reuters, “Cobre sube por temores suministro, inflación”, (20/12)

[4] The Wall Street Journal, “Crops Threatened by Heat in South America”, (30/12)

[5] Financial Times, “Commodities daily: Sweet spot for sugar”, (21/12)

[6] Commodities Now, “A year of extremes in the Sugar market”, (21/12)

Factores conducentes del próximo entusiasmo de los commodities

2011-01-04T08:00:00.000-03:00

La mayor parte de el entusiasmo por los commodities está basado en -usted lo adivinó- China, donde se verá otro año de fuerte crecimiento económico. Para Patricia Mohr, vicepresidenta y especialista del mercado de commodity para Bank of Nova Scotia, mientras China se moverá a un política monetaria "más prudente" para contener la creciente inflación (5.1% de año a año en noviembre, el mayor aumento desde julio de 2008,), probablemente alcanzará un "soft-landing" para su economía, desplazándose de la exportación a una mayor expansión basada en el consumo (con un fuerte comercio intra-asiático que también sostiene el crecimiento)[1]. Los precios de los alimentos fueron uno de los factores que más contribuyeron a la inflación de noviembre, ya que subieron 11,7% con respecto a noviembre del año pasado, más que el 10,1% de octubre. “Pero la inflación no vinculada a los alimentos trepó 1,9% en relación a un año antes luego del aumento de 1,6% en octubre. Otros indicadores de la actividad económica también repuntaron, una señal de que las presiones inflacionarias podrían estarse propagando más allá de los alimentos”, sostiene The Wall Street Journal[2].

Aunque la economía china ya ha reemprendido gradualmente la senda del crecimiento normal, hay una serie de factores inestables e inciertos por delante, además de que aún no se ha eliminado la influencia de la crisis financiera mundial sobre la economía. Así las cosas, China debe ofrecer más estímulos que intensifiquen el crecimiento económico. “Un nuevo plan quinquenal que llevará al lanzamiento de muchos proyectos de infraestructura”, dijo Qian Wang, analista de JP Morgan Chase. Estos necesitan de un apoyo financiero adicional, lo que supone una continuación de la política fiscal, la cual, está dirigida principalmente a resolver el desequilibrio constitutivo[3]. Además de los crecientes precios de combustibles y otras materias primas, China también carga con una inminente saturación en el mercado inmobiliario, y podría verse forzada a ponerse más estricta respecto a la inflación.

Las incertidumbres a las que se enfrenta la economía china incluyen las cosechas de cereales, los ingresos de los agricultores, la creciente presión para ajustar la estructura económica, la problemática que plantean los recursos y el medio ambiente, así como la retadora tarea de mejorar las condiciones de vida del pueblo y garantizar la estabilidad social.

En general, Asia continuará liderando la recuperación global en 2011, aportando con un 40% del crecimiento mundial, gracias a sus enormes mercados domésticos y a un sólido auge en el crecimiento. Según Standard Chartered, el crecimiento será más equilibrado y sostenible, con fuentes de demanda más diversificadas. El crecimiento de Corea, Taiwán y Hong Kong, se basará en el acceso privilegiado de estas economías al mercado doméstico de China (el cuadro al lado muestra el comercio China-Corea), al gasto de los turistas y a los flujos de capital. En el sudeste asiático, la expansión será apoyada por los altos precios de los commodities y por una aceleración del comercio regional y los flujos de inversión.

Más allá de los argumentos de China y Asia, también se espera un alivio cuantitativo de la Reserva Federal estadounidense, con la intención de reanimar la economía y bajar el desempleo. Esto animará los aportes de capitales en economías emergentes intensivas en commodity, alimentando también los precios de las materias primas. Y en tercer lugar, está el argumento monetario: "El rate dólar estadounidense/euro puede perder espacio otra vez en 2011 -el impulso de los precios denominados por dólares en materias primas, así como los mercados reaccionan a la resistente austeridad fiscal y medidas de reformas tomadas en Europa”.

“El factor que más condicionará a la economía, la política de los bancos centrales y la evolución de los mercados en 2011 es la brecha de crecimiento que se está abriendo entre las economías avanzadas y emergentes. El desequilibrio crónico en la economía global genera un número de riesgos, incluyendo burbujas en activos y materias primas, abandonos prematuros de las políticas monetarias y tensiones comerciales y de divisas”, advierten economistas de Bank of America[4].

En Estados Unidos, el debate continúa acerca del muy agresivo papel por parte de la FED de seguir inyectándole recursos a la economía, y su incidencia en el mediano plazo en temas de credibilidad y confianza hacia el dólar. Mientras el ejecutivo y el Congreso se debaten en cómo reducir el déficit fiscal, y el proceso de la administración Obama pierde popularidad, a nivel mundial se cuestiona la capacidad del dólar de mantener su hegemonía. Es por esta última razón que nuevamente los commodities serán el activo de moda para el 2011. El alto nivel de liquidez con el que cuentan los grandes inversionistas institucionales, incluyendo los bancos y en particular los hedge funds, permitirán que estos hagan de las suyas en dichos mercados, no tanto por los fundamentals inherentes a cada uno de esos activos, pero más por razones asociadas a la falta de alternativas que brinden rápidas rentabilidades, y en donde la facilidad para entrar y salir de posiciones es altamente valorada.

Más allá de estos drivers, algunos commodities se benefician más que otros. El paladio, usado en catalizadores para vehículos que funcionan a gas, debería conseguir un impulso en la ampliación de las ventas de autos en Asia. El uranio se beneficiará por los objetivos chinos de duplicar su capacidad de energía nuclear. Los precios del cobre deberían elevarse ante las fallas en las minas de producción por mantener creciente la demanda global, creando temas de oferta y demanda.

Como con la potasa, los precios de tres cosechas que dependen de la potasa -el maíz estadounidense, el aceite de palma de Malasia e Indonesia, y la caña de azúcar- estarán todos altos. Esto debería dar a los agricultores un incentivo para expandir fertilizante un poco más generosamente en 2011.

Y, finalmente, el carbón: las acerías chinas que queman carbón que se reaprovisionan aún con las exportaciones de Australia ha sido obstaculizadas por las fuertes lluvias. Siete nuevas grandes plantas de acero en China requieren coque. Mientras el crecimiento de la producción de acero china puede reducir la marcha en 2011, la construcción de 8 redes ferroviarias de alto velocidad en China y la expansión del desarrollo de propiedades en ciudades Tier 3 y 4 sostendrá la demanda.

En 2011, los recursos naturales entre los sectores de continuidad de crecimiento

Un numero importante de materias primas, desde el petróleo al cobre, han llegado a precios record. Los acuerdos por recursos naturales representan casi un tercio de todos los deals hasta ahora en 2010, y se espera que esos sectores permanezcan con buenos registros en 2011, estimulado por la continuidad del crecimiento en los mercados asiáticos. La reaparición de las consumidores occidentales sumada a la rugiente demanda de las economías emergentes podría ser también el sostén para una amplia gama de empresas enfocadas en los consumidores.

Las fusiones y adquisiciones anunciadas que tienen como objetivo el sector de energía y de electricidad sumaron 482 mil millones de dólares en lo que va del año, un alza del 38% a partir de 2009, y representa 22% del total de la actividad global de M&A, según datos del Thomson Reuters de mediados de diciembre[5]. Los acuerdos en el sector de minería y metales y otros materiales representan el 10% del M&A global con 226 mil millones de dólares en acuerdos anunciados en lo que va del año, un alza del 58% a partir del año pasado.

El volumen de estos sector en parte es producto del hambre chino por petróleo y commodities, que condujo acuerdos como la adquisición en 3.1 mil millones de dólares de una participación de Bridas Holdings por CNOOC, una operación que se describió como una “cabeza de playa en América Latina” y Sinopec Group gastó más de 7 mil millones de dólares en activos de petróleo en aguas profundas en Brasil. "Para los mercados emergentes, las naciones del BRIC -particularmente Brasil, permanece como un enorme foco. China sigue siendo un mercado importante, no explosivo en M&A pero muy relevante", dijo Jeffrey Kaplan, jefe global de fusiones y adquisiciones del Bank of America Merrill Lynch. "Las expectativas para China son altas y el potencial no tiene límites".

La oferta fracasada de 39 mil millones de dólares por Potash Corp. por la minera BHP Billiton, que habría entrado en funciones este año si se hubiera consumado, también subraya el enorme apetito por los recursos debido al boom de la demanda China y otros mercados emergentes.

[1] The Globe and Mail, “Commodities ripe for further gains in 2011”, (21/12)

[2] The Wall Street Journal, “China Pledges to Do More to Fight Inflation”, (12/12)

[3] The Wall Street Journal, China Realtime Report, “Economists React: Christmas Rate Hike”, (27/12)

[4] El País, “El mercado es para los valientes”, (19/12)

[5] Reuters, “Energy, resources seen dealmaker favorites in 2011”, (17/12)