La energía, árbitro del nuevo orden mundial. Especialistas en el mundo de la energía, explican las fuerzas motrices que marcarán el futuro del mercado energético global, explicando conceptos, tendencias y realidades tales como el fracking, las reservas existentes, las energías renovables y todo aquello protagoniza un mercado de la energía cada vez más plano.

Daniel Lacalle & Diego Parrilla Merino

La madre de todas las batallas

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turolero 09.08.15

Título original: The Energy World is Flat: Opportunities from the end of Peak O

Daniel Lacalle & Diego Parrilla Merino, 2014

Traducción: Ramón Vilà

Editor digital: turolero

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A todos mis colegas del sector energético, por las décadas de trabajo y esfuerzo para conseguir un mundo mejor. Este libro está dedicado en especial a aquellos que murieron en conflictos geopolíticos y actos terroristas. Nunca os olvidaremos.

A Patricia, Jaime, Pablo y Daniel, mis padres mi hermano y su familia. A todos mis tíos y primos que tanta alegría nos transmiten. Todos ellos son una fuente de energía inagotable.

DANIEL LACALLE

Para mi mujer, Gema, y mis hijos Yago, Lucas y Carmen, mi vida y mi razón de ser. Para mi padre, Paco, y mi madre, Nieves, mis modelos. Para mi hermano Paco, mi fuente de motivación e inspiración, y mis hermanas, Nieves y Marta, las dos genios de la familia. Y, por supuesto, para mi hermana Belén, nuestro ángel de la guarda.

DIEGO PARRILLA

Introducción

Cuando leemos noticias sobre energía en los medios de comunicación o hablamos de petróleo, gas, carbón, nuclear o renovables se nos suele presentar un mundo casi de ciencia ficción, una especie de batalla entre «Darth Vader (las aparentemente malvadas energías sucias) y Luke Skywalker (las supuestamente idílicas energías renovables)».

Es una confrontación falsa. No existe una guerra entre buenos y malos.

La verdadera batalla es la eficiencia y el coste. Y en esa batalla, que describo en este libro, las consideraciones maniqueas y simplistas no existen. Todas las fuentes de energía son válidas, pero no todos los suministradores de las mismas sobrevivirán.

En el futuro, ganarán los más eficientes, no quien decida un comité. La intervención de los gobiernos no cambia el resultado de la batalla, sólo lo retrasa.

La energía debe ser barata, abundante y asequible. Coste, disponibilidad y facilidad de transporte y almacenamiento.

Todo lo demás son cuentos.

La madre de todas las batallas ha comenzado…

Parte I

El aplanamiento y la globalización del mundo de la energía

1

La madre de todas las batallas

Nada es permanente, salvo el cambio.

HERÁCLITO

Eran las 2.46 de la tarde del 11 de marzo de 2011. El mayor terremoto de la historia de Japón acababa de causar un gigantesco tsunami que cambiaría el mundo de la energía para siempre.

Yo estaba en mi oficina atendiendo una llamada cuando el precio del yen japonés comenzó a oscilar violentamente. Algo había ocurrido. Poco después las pantallas mostraban las noticias: «Fuerte terremoto de 9 grados en la escala Richter ha golpeado la costa oriental de Japón. Alerta de tsunami». Los terremotos no eran nada nuevo en Japón. En 1792, el terremoto Unzen y el tsunami posterior causaron más de 15 000 víctimas mortales,[1] y la experiencia de siglos había enseñado al país a sobrevivir a múltiples temblores importantes, de magnitud 7 o superior. Pero un seísmo de escala 9 convertía al de Fukushima en uno de los mayores terremotos en la historia de Japón y de los mayores del mundo.

El epicentro estaba situado a pocos kilómetros de la costa oriental de Japón, y el movimiento de placas tectónicas había desplazado 2,4 metros la principal isla del Japón, Honshu, y provocado olas gigantescas de más de 40 metros de altura que alcanzaron la costa japonesa en menos de una hora y penetraron más de 10 kilómetros tierra adentro, dejando tras de sí un rastro de devastación y más de 20 000 víctimas mortales en toda la región de Sendai.

La ola gigante golpeó la central nuclear de Fukushima Daiichi, cuyos diques protectores no pudieron evitar la inundación de la central y los daños de su generador diésel de emergencia. Los reactores nucleares no pudieron ser refrigerados y, tras una serie de explosiones, la situación escapó a todo control y comenzó a liberar radiación. Se pasó rápidamente de ser el mayor terremoto de la historia de Japón, a ser también el peor accidente nuclear de su historia, y el mayor accidente nuclear a nivel mundial desde Chernóbil en 1986, ambos nivel 7 en la Escala Internacional de Accidentes Nucleares.

La política nuclear

El accidente de Fukushima ha tenido un gran impacto sobre el mercado de la energía, y trastocó totalmente el «renacimiento» de la energía nuclear en Japón y en todo el mundo.

En marzo de 2011, antes del accidente, Japón producía un 30 por ciento de su electricidad a través de centrales nucleares, y el gobierno se había comprometido a alcanzar el 40 por ciento en el año 2020, y el 50 por ciento en el año 2030.[2] Pero el accidente frenó todos esos planes de golpe.

A nivel mundial, también se suspendieron o se cancelaron los planes para construir o renovar hasta 55 000 MW de capacidad nuclear. La reacción de Alemania fue tal vez la más extrema. Tres días después del accidente y a pesar de no tener amenazas de desastres naturales, la canciller Angela Merkel ordenó el cierre de siete reactores nucleares y retiró su apoyo a la extensión de la vida útil de las centrales existentes. «Queremos poner fin al uso de la energía nuclear y acceder a la era de la energía renovable lo antes posible»,[3] dijo. Varias semanas más tarde su gobierno anunció que todas las centrales nucleares alemanas estarían cerradas en 2022. La política había entrado en escena. Una vez más, en lugar de adoptar una postura de intentar aprender de los errores para mejorar la seguridad y desarrollar la tecnología y las medidas necesarias para evitar problemas parecidos en el futuro, el accidente se estaba utilizando para alarmar a la opinión pública y poner en marcha una agenda política. Pero eso no es nada nuevo. El accidente nuclear de Three Mile Island de 1979, en Harrisburg, o el vertido del Exxon Valdez de 1989, en Alaska, o el vertido de Macondo de 2010, en aguas profundas del golfo de México, también fueron utilizados en su día como oportunidades para transformar las políticas energéticas al dictado de agendas políticas.

Pero Fukushima no alteró la posición de Francia, un país que tiene fronteras con Alemania, y que cubre más del 75 por ciento de sus propias necesidades energéticas con energía nuclear; que ha mantenido los planes de construcción de un gigantesco reactor de tercera generación que convertirá al país en el mayor exportador neto de electricidad del mundo. Irónicamente, Francia exporta, de manera segura y eficiente, electricidad a Alemania e Italia, ambos oficialmente contrarios a la energía nuclear. Finlandia, modelo mundial de precios bajos de energía, también apuesta por la energía nuclear.

Fukushima tampoco alteró las ambiciones nucleares en China, que mantuvo su capacidad nuclear y planes de expansión nuclear con el objetivo de alcanzar 70 centrales nucleares para el año 2020, lo que supone cuadruplicar su capacidad nuclear actual e igualar el número de centrales nucleares de Estados Unidos.

Los precios del gas natural se disparan…

El cierre de las centrales nucleares en Japón dejó un gran vacío en la generación eléctrica que fue preciso llenar recurriendo al carbón, al gas natural e incluso al petróleo.

El mercado del carbón pudo absorber el shock de demanda con relativa facilidad, pero el mercado del gas natural sufrió un desequilibro importante en el mercado del gas natural licuado (GNL) transportado por mar, un mercado mucho más pequeño, que produjo una subida de los precios por encima de los 20 dólares/MMBtu,[4] el equivalente a 112 dólares por barril equivalente de petróleo («dólares/bep»),[5] y más del doble de los niveles anteriores al accidente.

El shock de demanda y los precios elevados del GNL se mantendrían durante años. Tres años después del accidente, 48 de los 50 reactores nucleares todavía seguían fuera de servicio, pero la cuestión nuclear ocupaba lo más alto de la agenda política japonesa, y en marzo de 2014, el primer ministro japonés, Abe, se comprometió públicamente a volver a poner en funcionamiento los reactores nucleares una vez que completaran las pertinentes pruebas de seguridad hacia finales de ese mismo año.

Por otro lado, otros grandes consumidores asiáticos, como Corea, Taiwán o China, también cuentan con el gas natural y el GNL como parte esencial de su política energética, lo cual ha contribuido a crear expectativas de que la fuerte demanda de GNL en Asia y los precios se puedan mantener muy elevados durante años.

Los altos precios del GNL se han convertido en una fuerza muy poderosa, al generar las señales y los incentivos necesarios para el desarrollo de nueva producción y capacidad de licuado en todo el mundo.

Recuerdo que durante un viaje a Mozambique en 1996, los ingenieros locales nos hablaban de sus intentos por demostrar el potencial de producción del país, pero que por alguna razón los políticos pensaban que no valía la pena probarlo. Diez años más tarde, con los poderosos incentivos de los precios y la colaboración de inversores y compañías internacionales, el país hizo uno de los descubrimientos de gas más importantes de la región, poniendo al país en el mapa energético.

En el mundo de la energía estamos asistiendo a la madre de todas las batallas. La tecnología y la seguridad del suministro son las armas de los países consumidores. Los recursos y el alcance global son las armas de los productores. Lo bueno de esta gigantesca batalla que se libra a escala mundial es que los consumidores serán los beneficiarios últimos del combate entre la tecnología y los recursos.

… Y el fracking hunde los precios del gas natural en Norteamérica

Mientras Fukushima causaba un shock de demanda y disparaba los precios globales del GNL, Norteamérica llevaba más de una década de revolución silenciosa que había transformado la capacidad de producción y que había reducido drásticamente el precio del gas natural en Estados Unidos.

Los ingenieros conocían desde hacía décadas las grandes reservas de gas natural que estaban atrapadas en formaciones de esquisto (shale, en inglés), pero no habían encontrado un modo comercialmente viable de extraerlas a gran escala. Pero esto cambió con la revolución que comenzó silenciosamente en Barnett Shale a comienzos del nuevo siglo.

«No sé si te lo había comentado antes —me dijo un alto directivo de uno de los mayores fondos soberanos del mundo—. Yo soy ingeniero nuclear, y mi primer trabajo en los años setenta fue la investigación del uso de la tecnología nuclear para la extracción de gas natural de formaciones de esquisto. Hemos tardado unas cuantas décadas y hemos necesitado una tecnología distinta, pero mis colegas ingenieros finalmente lo han logrado».

En efecto, los ingenieros de producción habían encontrado el modo de liberar y extraer el gas atrapado en el interior de formaciones de esquisto gracias a una combinación de perforación horizontal y fracturación hidráulica. Estados Unidos, que antes de estos descubrimientos tecnológicos se encontraba en una situación crítica de escasez de gas, nadaba ahora en la abundancia y disponía de suficientes reservas para cubrir su propia demanda durante más de cien años.

Recuerdo la primera vez que oí a alguien decir: «La independencia energética de Estados Unidos es un hecho». Fue en 2005 y me encontraba en una reunión con importantes productores de gas y petróleo en Houston. Estuvimos discutiendo interminablemente sobre tasas de declino, escasez de comercialidad, riesgos medioambientales, la imposibilidad de replicar el éxito de Marcellus en otros lugares de Estados Unidos y otras consideraciones por el estilo. En aquel momento, la opinión general era que el gas de esquisto no era viable económicamente por debajo de 8 dólares/MMBtu, y que las tasas de declino harían que la moda pasara pronto.

Pero la realidad resultó ser bien distinta. La IEA ya confirma que Estados Unidos es independiente en gas y el mayor productor de petróleo del mundo[6] gracias a la revolución del fracking.

En abril de 2012, tras un invierno inusualmente cálido en Norteamérica, el precio del gas natural había caído hasta los 2 dólares/MMBtu,[7] unos niveles que no se habían visto en más de una década.

Todavía resuenan en mi mente las palabras de un buen amigo: «Nunca apuestes contra el ingenio humano».

La revolución que aumenta la competitividad de Estados Unidos

La divergencia en los precios del gas natural a nivel mundial era extraordinaria.

Por un lado, la revolución en la producción en Estados Unidos generó una gran cantidad de gas natural a bajo precio, disparando la competitividad del país al reducir los costes energéticos, al mismo tiempo que el accidente de Fukushima había disparado los precios del GNL. Moléculas de gas, exactas, cotizaban con una prima del 1000 por ciento en distintas partes del mundo. Increíble.

Y por la combinación de razones políticas y logísticas, estos diferenciales extraordinarios se están manteniendo durante muchos años, pero sin duda no para siempre.

Pero el futuro depende del camino que tomamos. Y el camino de los últimos años, con la hazaña de ingeniería de Barnett Shale, el desastre natural en Fukushima y la política nuclear en Japón y el resto del mundo, tendrán como resultado un mundo de la energía muy distinto. Un mundo más plano, con menos diferencias.

La geopolítica eleva el precio del petróleo… Hasta que acaba

Mientras el tsunami de Fukushima transformaba los mercados del gas natural y la energía nuclear, al otro lado del mundo, en el norte de África, se estaba produciendo otro tsunami. Un «tsunami geopolítico» con importantes consecuencias para los precios del petróleo.

En diciembre de 2010 yo tenía previsto realizar un viaje a Riad, en Arabia Saudita. A lo largo de mi carrera en el sector petrolero había viajado a muchas zonas en conflicto, ya fuera Sierra Leona, Nigeria, Colombia, Venezuela o Jordania: del aeropuerto al hotel, de allí a la sala de reuniones y de vuelta al aeropuerto, siempre acompañado de guardaespaldas y en un convoy de coches blindados. A veces resultaba un tanto excesivo, pero así eran las cosas. Tampoco faltaron los sustos en esos viajes. Tal vez el peor fue en el hotel Sheraton de Ikeja, Nigeria, cuando nos despertó el ruido de los disparos de una multitud que trataba de asaltar el edificio. Afortunadamente la situación fue controlada y a pesar de la alarma, por la mañana se celebraron las reuniones previstas como si nada hubiera ocurrido. Pero esta vez, por alguna razón, era distinto: La «Primavera árabe», que comentaremos con mayor detalle más tarde, fue una señal de alarma para productores y consumidores.

Comenzaron a activarse los mecanismos de defensa del mundo consumidor, y la Asociación Internacional de la Energía (AIE, en inglés EIA) coordinó la liberación de 60 millones de barriles de las reservas estratégicas de petróleo de todo el mundo para contener los precios y la inquietud.

Cuatro décadas antes, el embargo petrolero de 1973 cambió el mundo de la energía para siempre y supuso el inicio de una larga historia de trastornos del suministro y crisis petroleras en el norte de África y Oriente Medio que han marcado el devenir de la política y la economía mundiales.

Los elevados precios de los años setenta desplazaron el crudo de la generación eléctrica en beneficio del carbón, el gas natural, la energía nuclear y otras alternativas.

No obstante, el dominio del crudo en el sector del transporte se ha mantenido prácticamente inalterado desde sus inicios en el cambio de siglo. Tanto la gasolina y el diésel como el combustible de aviación son derivados del crudo sin apenas competencia.

Pero los consumidores se han defendido, respondiendo a las señales y los incentivos generados por la evolución de los precios dictada por la geopolítica. La seguridad y la independencia energética se han convertido en prioridades estratégicas para los gobiernos de todo el mundo, lo que se ha traducido en políticas muy diversas.

De hecho, llama la atención que en la actual situación de interrupción del suministro de Libia, sanciones a Irán, conflictos y alteraciones del suministro en Sudán y Siria, y drástica reducción en el volumen de producción iraquí, el precio del Brent ha tenido una respuesta muy moderada.

En agosto de 2014, el petróleo Brent cotizaba con una caída de un 5 por ciento anual a pesar de los conflictos geopolíticos. La AIE anunciaba que la eficiencia energética sería equivalente a un 20 por ciento de la demanda de 2010, es decir, que para 2035 el mundo consumirá mucho menos de lo que las estimaciones con respecto al PIB predicen.[8] Desinflación por eficiencia, muy pronto en una industria cerca de usted.

El camino que han ido dibujando las crisis geopolíticas y las respuestas de consumidores y productores nos ha llevado a un nuevo mundo. Un mundo de la energía más plano. La madre de todas las batallas. Tecnología y eficiencia contra agoreros e intervencionistas.

Petróleo abundante y barato

La revolución del esquisto (fracking) no abarca sólo el gas natural. También tiene aplicación muy directa en el mundo del petróleo crudo.

Las hazañas de ingeniería de la perforación horizontal y la fracturación hidráulica han tenido un gran impacto sobre la oferta de crudo procedente de formaciones de esquisto o similares.

Recuerdo un viaje a Moscú en el año 2006 cuando un alto directivo de una multinacional petrolera me dijo: «El petróleo de formaciones compactas es un farol, es un bluf». Yo hablaba del rápido desarrollo de la tecnología y reducción de la curva de costes, y dije que si seguía esa tendencia en tres años dicho petróleo sería económicamente viable por encima de los 70 dólares por barril. Mi interlocutor parecía cada vez más agitado. «El petróleo procedente de formaciones compactas no alcanzará niveles relevantes de producción mientras viva yo, mis hijos o mis nietos». Cuatro años más tarde, en el curso de un debate en España con un grupo de defensores de la teoría del pico del petróleo (que no habían visto un pozo de petróleo en su vida), me volvieron a decir: «Es un bluf». Mientras tanto, entre una conversación y otra la producción en Dakota del Norte se había triplicado, y en febrero de 2014 la producción media de crudo era de 951 000 barriles al día,[9] el doble del «pico» predicho por los agoreros, al tiempo que la producción estadounidense alcanzaba niveles récord, comparables a los de Arabia Saudita. Aún hoy, de vez en cuando, se oye eso de «es un bluf».

Petróleo caro. Gas barato

En abril de 2012, el Brent (índice de referencia europeo) cotizaba a 110 dólares por barril, 10 dólares por barril más que el WTI (índice de referencia en Estados Unidos), ambos a precios desorbitados comparados con los precios del gas natural. Nunca antes se había producido una divergencia tan grande entre el crudo y el gas natural. En el año 2000, la última vez que el gas natural estadounidense cotizaba en torno a los 2 dólares/ MMBtu, el WTI cotizaba a 20 dólares por barril. Desde entonces, los precios del crudo habían subido más de un 500 por ciento, mientras que los del gas natural seguían más o menos al mismo nivel, tras haber descrito un círculo completo de subida y bajada.

Expresado en términos energéticamente equivalentes, es decir, comparando «manzanas con manzanas», una cotización de 2 dólares/MMBtu para el gas natural equivale a unos 12 dólares por barril de petróleo. En otras palabras, el coste de la energía del gas natural suponía apenas un 12 por ciento del precio del crudo. Con un descuento de este nivel, y teniendo en cuenta las grandes reservas y el incremento en la capacidad de producción nacional, ¿por qué seguir dependiendo de importaciones de petróleo? ¿Por qué seguir utilizando el maíz para producir etanol y biocombustibles? ¿Por qué no utilizar el gas natural como combustible?… ¡Exacto!

¿Cuál es la madre de las batallas?: El aplanamiento energético

Lo que quiero decir con el término «aplanar», es que en el futuro la disponibilidad y el coste de la energía no variarán de forma drástica o muy significativa en diferentes partes del mundo.

El mundo de la energía actual no es plano. De hecho, está muy lejos de serlo.

Miremos por ejemplo los extraordinarios diferenciales de precio del gas natural en distintas regiones del mundo.

O los extraordinarios diferenciales entre los precios del gas natural y del petróleo crudo.

Históricamente, la disponibilidad y el coste de la energía han sido factores clave para la riqueza o la pobreza de las naciones.

Los recursos naturales en general, y la energía en particular, han sido un freno para el crecimiento y el desarrollo de países como China o la India. La obsesión por los recursos naturales en la política china se manifiesta claramente en el control de la natalidad a un solo hijo por familia, por ejemplo.

La cuestión de la escasez de recursos naturales lleva siglos debatiéndose, desde que Malthus dijera aquello de que «la población crece en proporción geométrica, pero los recursos crecen en proporción lineal», hasta las teorías más recientes como el «pico del petróleo» de Hubbert.

Recuerdo una visita a Gawar, el mayor campo petrolífero de Arabia Saudita, cuando algunos comentaristas del sector comenzaban a cuestionar sus tasas de declino y su capacidad de producción, y pensaban que era «técnicamente imposible» que Arabia Saudita produjera más de 8,5 millones de barriles al día para el año 2012. Mi buen amigo Mufti me dijo: «Somos el banco central del petróleo, si hace falta produciremos más». Si hace falta. No podía ser más claro. A fin de cuentas, los países productores no son una ONG. Producen cuando hace falta. En 2013 Arabia Saudita producía 10 millones de barriles al día…[10] El suministro se da cuando la demanda existe.

El mercado no ataca, se defiende

La frase «El mercado no ataca, se defiende» la empecé a utilizar en 2011 como respuesta a los errores de aquellos que clamaban contra los supuestos ataques de inversores.

Los precios son a la vez señales e incentivos.

Por un lado, los precios nos indican posibles desequilibrios entre la oferta y la demanda. La escasez de gas natural en Japón tras Fukushima, se traduce en una subida de precios, o «prima positiva» para el gas natural en Japón. Por otro lado, la abundancia de gas natural en Estados Unidos tras la revolución del gas de esquisto puede verse como una «prima negativa» para el gas natural en Estados Unidos.

Pero a la vez los precios incentivan comportamientos económicos, a través de los cuales el mercado «se defiende». Por ejemplo, los grandes diferenciales de precio en el gas natural están incentivando el desarrollo de nueva infraestructura en forma de plantas de licuefacción, gasoductos o instalaciones de almacenamiento.

La infraestructura energética es muy intensiva en capital, y su desarrollo puede llevar años. Un nuevo proyecto de GNL puede costar fácilmente entre 5000 y 10 000 millones de dólares, y tardar entre cinco y diez años en completarse.

Pero una vez superadas las barreras de entrada y ejecutadas las decisiones de inversión, la capacidad de producción se incrementa de manera inexorable de forma, tal vez lenta, pero segura, ayudando a resolver los desequilibrios.

Y cuanto mayores sean las señales y los incentivos, mayor será también la respuesta, que a menudo llega en forma de un vuelco completo —«supercíclico» que se extiende a lo largo de varias décadas— y que puede llevarnos de la escasez al exceso y sobreproducción.

2

Lecciones de la revolución de internet y de la burbuja puntocom

De todas las cosas que he perdido, la que más echo en falta es mi memoria.

OZZY OSBOURNE

La sobrecapacidad siempre se justifica ante unas estimaciones de demanda futura optimistas.

Internet ha revolucionado de muchos modos nuestra manera de hacer negocios. Durante mi carrera en el sector petrolero viví varias amenazas de secuestro y atentado. Debíamos viajar con un ejército de guardaespaldas y en varios vehículos, y aun así sufrimos al menos tres ataques de secuestradores profesionales que iban detrás del dinero del petróleo. Un día, tras un violento episodio en Caracas, un colega dijo: «En unos años todo se hará por videoconferencia y no hará falta pasar por nada de todo esto». Veinte años más tarde, el negocio del petróleo aún requiere verse cara a cara.

Mientras que internet ha revolucionado la manera de hacer negocios en casi todos los sectores, en el mundo del petróleo y de la energía todavía hay mucho camino que recorrer.

La burbuja puntocom

El aplanamiento del mundo «puntocom» se hizo en dos fases:

En primer lugar hubo la «fase del boom» en los noventa, durante la cual la revolución tecnológica desatada por internet, el teléfono móvil y la banda ancha tuvo un gran impacto sobre la productividad y las expectativas de crecimiento. Las valoraciones subían de manera exponencial en función de las expectativas de crecimiento, no de los beneficios. Los métodos tradicionales de valoración, como las ratios PER, quedaron en segundo plano. Había nacido una mentalidad de capital riesgo para la cual los ganadores potenciales compensarían con creces a los perdedores de la cartera. La liquidez obtenida se usaba para adquirir negocios pequeños y prometedores, lo que no hacía sino reforzar la dinámica. Todo el mundo quería participar y grandes cantidades de dinero afluyeron hacia este nuevo sector. Casi de la noche a la mañana, el mundo se encontró «conectado» con fibra óptica. Las elevadas expectativas de retorno habían atraído capital de otros sectores. Un desarrollo que podría haber llevado décadas realizado de manera gradual tuvo lugar en apenas unos pocos años. La burbuja había acelerado el proceso.

En segundo lugar, pero no menos importante, vino la «fase de la caída». Las valoraciones habían ido demasiado lejos, la oferta había superado cualquier expectativa realista. Malas noticias para los beneficios. Las valoraciones se hundieron y muchas empresas quebraron. Las «valoraciones sobre el papel» se esfumaron, pero los activos, como las conexiones de fibra óptica, se quedaron donde estaban. Y gracias a las amortizaciones de las pérdidas, ahora resultaban accesibles a precios muy bajos, prácticamente gratis.

La fiesta de los inversores había terminado. Pero la fiesta de los consumidores apenas había comenzado.

A lo largo de la década siguiente, los consumidores de todo el mundo se convirtieron en los principales beneficiarios de la revolución de las tecnologías de la información. La externalización a gran escala se convirtió en una realidad. El especialista en tecnologías de la información de nuestro ejemplo podía dar servicio a clientes situados en Los Ángeles, a un coste menor y con plazos más cortos.

El mundo se estaba igualando. El mundo se estaba aplanando. Por primera vez en toda la historia, el talento era más importante que la geografía. La fuga de cerebros de los mercados emergentes se redujo, de hecho se invirtió la tendencia, pues muchos emigrantes con experiencia volvieron a sus lugares de origen y crearon empresas de éxito aprovechando las nuevas oportunidades.

La burbuja puntocom había tenido un papel importante después de todo. No es diferente en la energía. La madre de todas las batallas está aplanando el mundo energético para beneficio de todos los consumidores a largo plazo.

Lecciones para los mercados de la energía

Es importante saber aprender de los errores, tanto de los nuestros como de los de otros, y existen importantes similitudes y valiosas lecciones entre la revolución de internet de los noventa y la revolución actual del mercado de la energía.

Ambas revoluciones comienzan con una nueva tecnología y un salto cuantitativo en la oferta

Internet, los móviles, la banda ancha y las demás tecnologías de la revolución puntocom han cambiado nuestras vidas. Hay «un antes y un después». Eso es indudable.

De modo parecido, la «fracturación hidráulica», la «perforación horizontal» y otros aspectos de la revolución de la energía suponen también grandes cambios. En Norteamérica, la revolución de la energía es una realidad que ha permitido dar un «salto exponencial» en las reservas y la producción de petróleo y gas.

El fin de las teorías del pico del petróleo y las predicciones del fin del mundo es uno de los efectos colaterales de la revolución de la energía. No es sólo que Estados Unidos se haya convertido en uno de los mayores productores del mundo, con 8 millones de barriles al día, sino que la producción mundial de petróleo es actualmente más abundante y diversificada que nunca. La «demanda restante estimada de petróleo de la OPEP» (los barriles que debe suministrar la OPEP para equilibrar el mercado) se ha mantenido durante años en 29 millones de barriles al día, con una capacidad sobrante superior a los 2,5 millones de barriles al día. En el caso del petróleo de formaciones compactas y las arenas bituminosas, la dependencia del petróleo importado ha bajado hasta mínimos de la década, el equilibrio entre oferta y demanda es más sólido, y la prima impuesta a los precios del petróleo por los riesgos geopolíticos se ha reducido drásticamente. Pensemos en 2013. A pesar de los graves disturbios en Libia, las sanciones a Irán, la inestabilidad en Siria y los cortes en el suministro de Irak, los precios del petróleo apenas han registrado variaciones de más de 10 dólares por barril, y se han mantenido en una media de 104 dólares por barril a pesar de la recuperación económica a nivel mundial.

En el resto del mundo, la opinión pública y los gobiernos están divididos respecto a la revolución que supone la fracturación hidráulica. Algunos países de la Unión Europea han empezado por prohibirla. Muchos otros siguen ignorando todas las implicaciones y el potencial de la revolución de la energía, o la perciben como una circunstancia irrelevante.

Parte del escepticismo se debe a preocupaciones medioambientales. Pero recordemos lo que ocurrió con las primeras perforaciones petroleras en el mar. A principios de los años noventa, la perforación en aguas profundas se enfrentaba a fuertes críticas por parte de los medios y los ecologistas. El debate que tuvo lugar entonces se parece al debate que suscita actualmente el petróleo de formaciones compactas. La industria del petróleo aprendió de los accidentes y la perforación marítima es hoy más segura y una de las principales aportaciones a la producción mundial de gas y petróleo. De modo parecido, la fracturación hidráulica y la perforación horizontal avanzan y seguirán avanzando hacia un desarrollo seguro y respetuoso con el medio ambiente.

Las elevadas expectativas atraen ingentes cantidades de capital

Durante la revolución puntocom, las valoraciones de las acciones de muchas empresas reflejaban un crecimiento exponencial. La palabra «puntocom» era como el toque de Midas. El dinero entraba a espuertas, y las nuevas ideas, tecnologías e infraestructuras obtenían financiación con una facilidad extrema, mientras los inversores del «capital riesgo» buscaban el próximo Netscape, Yahoo, eBay o Google.

Mientras «duró la ola», todo fue bien. La revolución de internet estaba cambiando las reglas del juego. Algunas de las empresas más asentadas, como Microsoft, tenían ya una posición sólida, y también había un gran número de pequeñas startups, como Google, Amazon o eBay, que se han convertido en grandes multinacionales al hacer realidad la «nueva economía». Pero algunos han sido fracasos sonados, como pets.com en Norteamérica o boo.com en Europa. Con la ventaja que da la distancia en el tiempo, resulta fácil darse cuenta de por qué triunfaron unas mientras que otras fracasaron.

Si la «euforia» de los mercados no era excusa para meterse en empresas o negocios equivocados, tampoco lo era para dejar escapar las buenas empresas y los buenos negocios. Las oportunidades eran enormes entonces, igual que lo son ahora.

En el campo de la energía, la revolución sigue una dinámica parecida. Por un lado, tiene el potencial para cambiar las reglas del juego, pero no todo lo que sube en el primer momento de euforia será un éxito a largo plazo. Los diferenciales extremos de precios que existen ahora mismo entre regiones y combustibles ofrecen retornos muy atractivos para la inversión. Y el capital está entrando y apoyando grandes inversiones en infraestructuras de oferta, desde la prospección hasta la distribución. El gasto de capital anual supera los 750 000 millones de dólares.[11] Así, las prospecciones han llevado a grandes descubrimientos en Kazajistán, Israel, Chipre, Uganda, Ghana, Mozambique, Brasil o Colombia, por mencionar sólo algunos. En gas natural licuado (GNL) se han realizado grandes inversiones en Australia, África occidental, Yamal (noreste de Siberia). Los ductos se han extendido por toda Europa y Asia, así como los centros de almacenamiento y distribución, como Shanghái y Singapur. La «mano invisible» responde a los incentivos.

En la revolución de la energía, exactamente igual que en la revolución de internet, habrá grandes ganadores y grandes perdedores. Ahí fuera hay «Googles energéticos» y «pets.com energéticos». No contamos con la ventaja de la distancia en el tiempo, pero tenemos los instrumentos necesarios para analizar y comprender las fuerzas y las dinámicas que están entrando en juego.

Tal como me dijo una vez un buen amigo y alto directivo del Banco de España: «La inversión no es una ciencia. Es un arte. Pero ¡cuanta más ciencia sepas, mejor!». Muy cierto.

Excesivas expectativas de crecimiento de la demanda generan exceso de capacidad en la oferta

Durante la revolución puntocom, los retornos esperados se basaban en gran medida en proyecciones de un crecimiento exponencial de la demanda. De las líneas telefónicas terrestres a los teléfonos móviles. De las tiendas al comercio por internet. De lo regional a lo global. El potencial de crecimiento parecía ilimitado. Invariablemente, un sector tras otro terminaron generando un importante exceso de capacidad. La infraestructura de banda ancha de fibra óptica fue uno de los ejemplos más claros.

De modo parecido, en el mundo de la energía las decisiones de inversión se toman desde una perspectiva de «crecimiento de la demanda de energía a nivel mundial». Las proyecciones de la demanda se basan en supuestos «diplomáticos» sobre el crecimiento mundial (que la mayoría de las veces deben ser revisados) y donde factores importantes como la eficiencia o la sustitución son a menudo subestimados o ignorados por completo. Sabemos por experiencias pasadas que el exceso de capacidad es a menudo el resultado de proyecciones demasiado optimistas acerca del futuro. Tal como escribió Paul Valéry, «el futuro ya no es lo que era». En efecto, las expectativas actuales en cuanto a la demanda parecen implicar que «Asia comprará cantidades ilimitadas de gas a un precio ilimitado». ¿Debemos tomarlo como artículo de fe?

Por otro lado, piense en el impacto que pueden llegar a tener las situaciones de escasez en el campo de la energía y las infraestructuras: «apagones», «brownouts» o simplemente largas colas en las estaciones de servicio. Malas noticias para la economía. Peores aún para los políticos. El exceso de capacidad en la oferta energética es por tanto el estado de cosas deseado por los consumidores, lo que explica por qué los inversores «privados» conviven con la acción estratégica, planificada y centralizada de gobiernos y empresas de propiedad pública. Sólo hay que ver el caso de China…

La eficiencia también está cambiando las reglas del juego al actuar como un factor de «destrucción de demanda», aunque a menudo sea ignorada en las estimaciones de crecimiento de dicha demanda. Consideremos por ejemplo la producción industrial a nivel mundial, que lleva creciendo un 2 por ciento anual desde 2005[12] sin ningún aumento similar del consumo energético. El mundo produce cada vez más con menos energía.

La eficiencia es muy evidente en Europa. Un informe reciente de UBS estima que la demanda de electricidad se habrá reducido casi un 10 por ciento en 2020 comparada con la cifra estimada de 2010, con un crecimiento del 1,45 por ciento anual del PIB. El descenso sólo se explica en parte por la debilidad de la actividad económica y la desindustrialización. Lo que realmente está cambiando las cosas es la eficiencia energética, que acaba de convertirse en un objetivo legalmente vinculante para la Unión Europea.

Según la AIE, una mayor eficiencia energética podría reducir a la mitad el crecimiento de la demanda energética mundial. Las implicaciones de esta estimación son inmensas. La demanda mundial de petróleo alcanzaría su pico en 2020, pues el ahorro derivado de la eficiencia compensaría con creces el aumento de la demanda. En 2035, la demanda mundial podría haberse reducido 13 millones de barriles diarios respecto a la actual, una reducción equiparable a la producción actual de Rusia y Noruega sumadas. El incremento de recursos o los «ahorros» derivados de esta mayor eficiencia podrían facilitar una reorientación gradual de la economía mundial, contribuyendo a una mejora económica acumulada de 18 billones de dólares en 2035, un crecimiento que se dejaría notar especialmente en la India, China, Estados Unidos y Europa.

Seguiremos escuchando y leyendo proyecciones optimistas sobre el crecimiento de la demanda energética. Es algo que no ocurre desde 2005, pero muchos anticipan que el «gran aumento de la demanda» está a punto de llegar. Todas estas expectativas pierden de vista un elemento clave: el cambio al que estamos asistiendo no es cíclico, sino estructural. La nueva economía no va tan ligada a la gran industria y a la construcción a gran escala, ni siquiera en China.

Pensemos por un momento «a contracorriente». Una de las peores trampas en las que pueden caer los inversores en los mercados energéticos es fiarse del consenso. El mundo de la energía está impulsado actualmente por proyecciones extremadamente optimistas de crecimiento y cualquier revisión a la baja de estas estimaciones tiende a ser ignorada como mero «ruido», siempre confiando en esa peligrosa perspectiva a largo plazo. El mejor ejemplo de este «espejismo del crecimiento», que examinaremos con detalle más adelante, es la revisión media en las previsiones de crecimiento de la demanda de la AIE y de la OPEP. Las estimaciones de crecimiento de la demanda se revisan a la baja una media del 15-20 por ciento anual. Desde 1998, sólo en un año, 2012, se realizaron revisiones significativas al alza de las estimaciones iniciales. Mi experiencia de los últimos años como analista y gestor de cartera me ha enseñado a tomar con gran precaución las previsiones de futuro de las empresas y las agencias. Esta actitud me ha ayudado a no prestar atención al flujo constante de avisos de grandes beneficios y mantener una perspectiva moderada sobre la evolución de la oferta y la demanda, que ha demostrado ser la correcta. No hemos asistido ni a una crisis de la oferta ni a un salto de la demanda. Mi filosofía se basa no sólo en pensar «a contracorriente», sino en comprender que los datos sobre los que se basan las previsiones están sesgados por la diplomacia. Los gobiernos son siempre optimistas acerca de su PIB, y siempre sobrevaloran la correlación entre el PIB y la demanda energética, una correlación que se ha roto desde 1998: desde entonces, un fuerte crecimiento económico no va asociado necesariamente a un incremento de la demanda energética e industrial. El mejor modo de aportar valor y ganar dinero es justamente cuestionar y comprender los entresijos de las proyecciones futuras, examinar atentamente los detalles y tener siempre presente que es mejor equivocarse por el lado de la prudencia que dejarse llevar por el consenso. Como inversor, uno debe saber que ninguno de los directivos de las empresas, los analistas de las agencias o corredores de bolsa sufrirá consecuencias negativas a nivel profesional por ofrecer proyecciones demasiado optimistas. Siempre podrán justificar su error como el producto de una «circunstancia puntual e inesperada». Lo mismo ocurre con las previsiones de grandes catástrofes que circulan por el mundo de la inversión, como vimos en el caso del pico del petróleo. La estrategia inversora basada en la proyección de una subida constante de precios como resultado de un supuesto agotamiento de recursos y de pretendidas crisis energéticas se ha convertido en lo que en el mundo financiero se conoce como un «creador de viudas».

La prima estratégica crea sobrecapacidad a altos precios

Al principio de los dos mil, la industria de las telecomunicaciones no dejaba de abrir fronteras con la nueva tecnología 3G. Pero los gobiernos controlaban las licencias y estaban decididos a maximizar la cantidad de dinero que podían sacar de ellas. Para mantener la presión competitiva, ofrecían menos licencias que el número probable de operadores interesados. Un año antes se había realizado una licitación en Estados Unidos y hubo que repetirla cuando los ganadores no fueron capaces de mantener su oferta. Sin embargo, y a pesar de los perjuicios que ello podía suponer para la competitividad futura de las compañías de telecomunicaciones, los gobiernos europeos siguieron con las licitaciones en sobre cerrado.

Las compañías de telecomunicaciones se encontraban en una posición delicada. Si perdían la licitación, corrían el riesgo de perderse la siguiente fase tecnológica del negocio. Muchos asignaban una prima estratégica a las licitaciones y realizaban ofertas fuertes, a menudo financiadas con deuda. El resultado fue espectacular. Las licitaciones del Reino Unido captaron 22 500 millones de libras. Las alemanas, alrededor de 30 000 millones de euros.

Entre los grandes actores de los mercados de la energía puede observarse actualmente una dinámica parecida de invertir «para no quedarse fuera».

Las inversiones «para estar ahí», en un contexto con potencial para cambiar las reglas del juego, son típicas del sector de la energía. Se conocen con el nombre de «renta de posición». La decisión económica de destinar grandes cantidades de dinero en inversiones relacionadas con la energía no se basa únicamente en la posibilidad de generar retornos fiables sobre la inversión, sino también de las oportunidades tecnológicas de obtener una revalorización de los activos y una posición estratégica de la empresa en un determinado país. De los miles de millones que se invierten cada año en el sector de la energía (750 000 millones de dólares a nivel mundial únicamente en petróleo y gas natural, y otros 600 000 millones de dólares en generación eléctrica, según las previsiones de McKinsey), entre un 5 y un 10 por ciento irán destinados a «oportunidades estratégicas» o «aseguramiento del suministro», según los comentarios de las propias compañías, situaciones en las que los retornos no están claros pero las compañías consideran que deben estar presentes. Estas cifras son más elevadas aún cuando examinamos compañías nacionales del calibre de Gazprom o Petrochina. Unas cifras muy importantes que de manera involuntaria contribuyen al proceso de aplanamiento.

Sin duda, todas estas decisiones estratégicas pueden tener una influencia importante en la competitividad y la solvencia futuras de estas compañías. Ya se trate de un boom inmobiliario, de internet o de la energía, tener que pagar demasiado dinero para mantenerse en primera línea puede ser el beso de la muerte para estas empresas. El cementerio empresarial está lleno de empresas que pagaron demasiado para mantenerse arriba de todo.

El incremento de la oferta propiciado por la «prima estratégica» y la «prima por riesgo geopolítico», resultado tanto de la generación de nueva capacidad como del desarrollo de nuevas tecnologías, está erosionando la capacidad de subir precios en demanda pico. A su vez, dicha erosión ha contribuido a mejorar la situación económica de los países, pues reduce los trastornos y los efectos indeseados derivados de la incertidumbre y la volatilidad de los precios.

Otro factor importante es el enfoque de las sociedades de «capital riesgo», que apoyan el desarrollo de nuevas tecnologías a través de una cartera diversificada.

Durante la revolución puntocom, estaba claro que muchas de las nuevas tecnologías y empresas que estaban surgiendo no saldrían adelante. Pero la mentalidad era la de «sólo necesitamos un ganador». Era imposible «adivinar» quién podía ser este ganador, de manera que los inversores diversificaban sus apuestas incluyendo un número mucho mayor de proyectos.

En el mundo del transporte, varias tecnologías luchan por romper el monopolio del petróleo. Además de los ejemplos más conocidos y aceptados del gas natural comprimido (GNC), el gas natural licuado (GNL, para camiones, trenes o barcos), los vehículos eléctricos (VE) o los vehículos híbridos (VH), en la Exposición del Motor de Tokio de 2013 Toyota sorprendió al mundo del transporte con el anuncio del lanzamiento comercial de un vehículo de pila de combustible (FCV, por sus siglas en inglés).

Los FCV están alimentados por una pila de combustible, que genera electricidad a partir de hidrógeno. No sólo son respetuosos con el medio ambiente sino también de gran eficiencia energética según Toyota, que tiene previsto lanzar en 2015 una pequeña flota (menos de 10 000 unidades) de vehículos caros (entre 50 000 y 100 000 dólares) para venderlos principalmente en California, donde Toyota asegura que una pequeña cadena de estaciones de servicio de hidrógeno cubrirá la demanda de combustible.

Sin embargo, hay fuerzas importantes que pueden retrasar el cambio.

En 2009, mi análisis «a contracorriente» indicaba que las expectativas de los gobiernos europeo y estadounidense para las ventas de los vehículos eléctricos eran totalmente irreales, simple y llanamente imposibles. Cinco años más tarde, el vehículo eléctrico ha resultado ser mucho menos viable como alternativa de lo que aquellos gobiernos habían anticipado. Irónicamente, lo que «mató» la penetración del coche eléctrico no fueron las compañías petroleras ni los lobbies de la energía, como piensa mucha gente. La lista de «sospechosos» para el retraso en la implantación del coche eléctrico es bastante larga, e incluye en un lugar destacado a los propios gobiernos que aparentemente trataban de promover los vehículos eléctricos.

Tomemos el caso de Norteamérica por ejemplo. La industria del «coche convencional» tenía problemas de exceso de capacidad y de adicción a las ayudas gubernamentales. La cuota de mercado de las «Tres Grandes» (Ford, General Motors y Chrysler) en Norteamérica había caído del 70 por ciento en 1998 al 53 por ciento en 2008 —aunque se compensó en parte por el aumento de ventas en Europa y Asia— por causa del aumento de la competencia y de la incapacidad de aquellas empresas de responder a la creciente demanda de vehículos respetuosos con el medio ambiente. Como resultado de este descenso en las ventas y de operar por debajo de su capacidad, se estima que tan sólo General Motors perdió 51 000 millones de dólares en tres años antes de la crisis financiera de 2008. En septiembre de 2008, las Tres Grandes solicitaron 50 000 millones de dólares para evitar la quiebra, cubrir las prestaciones sanitarias de sus empleados, y seguir con los despidos. El sector era considerado «demasiado grande para caer», y en diciembre de 2008 el Congreso tenía preparado un préstamo de 25 000 millones de dólares. El presidente Bush acordó un rescate de emergencia de 17 400 millones de dólares. El presidente Obama aprobó un plan adicional de 6000 millones y la compra del 61 por ciento de las acciones de General Motors por 40 000 millones.

En este contexto, no es extraño que los subsidios de Estados Unidos y de los gobiernos europeos para comprar un nuevo «vehículo de combustión convencional» (y contribuir de este modo a reducir los enormes stocks de vehículos por vender) superaban por seis a uno las cantidades destinadas al desarrollo de vehículos eléctricos. De manera anecdótica, 2010 resultó ser el mejor año de ventas para los todoterrenos desde 2006, animadas por subsidios gubernamentales dirigidos a absorber los stocks y acelerar la renovación de la flota de vehículos, lo que reduce de forma significativa el potencial de despliegue de los vehículos eléctricos en los próximos años.

La sobrecapacidad abarata el coste del producto, y destruye valor de los activos

Tras un período de extrema volatilidad, la burbuja puntocom estalló finalmente en 2001. Las valoraciones de un gran número de acciones se hundieron. Muchas empresas quebraron al ver reducido su valor literalmente a cero. Otras no valían mucho más que el efectivo que habían captado de los inversores. Pero si hablamos de internet y la banda ancha, la competencia y la sobrecapacidad hicieron que se ofrecieran a un precio muy inferior al anticipado. Malas noticias para las compañías de telecomunicaciones. Buenas noticias para los consumidores.

El futuro del mundo de la energía es muy incierto, pero no es impensable (de hecho, es nuestro escenario básico) que el desarrollo a gran escala de infraestructuras «paralelas» lleve a una situación parecida.

Los activos y los precios de las materias primas siguen los principios de la economía marginal. Los grandes desequilibrios entre la oferta y la demanda pueden dar como resultado grandes variaciones en las valoraciones, como bien saben los productores.

La actual revolución de la energía es un caso distinto. En buena medida, las crisis del petróleo sólo tenían que ver con el petróleo. Esta vez el impacto potencial sobre el petróleo puede ser más persistente, pues están en juego factores relacionados tanto con ésta como con otras materias primas. No se trata sólo de un combate entre la oferta y la demanda de petróleo. Esta vez entran en juego otras dimensiones, pues el gas natural y otros combustibles empiezan a amenazar seriamente la era del crudo. La disponibilidad de otras opciones erosiona el impacto de las oscilaciones de precios y de los picos de demanda, en beneficio de la estabilidad económica. La «carga del petróleo» (la cantidad de dinero destinada por los países de la OCDE a las importaciones de petróleo) puede mantenerse por debajo del «punto crítico» del 5,5 por ciento del PIB.[13] Al mismo tiempo, la OPEP puede cumplir con su famoso principio de «un precio adecuado para productores y consumidores» mediante una mayor diversificación de la oferta y una mejora de la tecnología y de la dinámica de mercado.

Las nuevas tecnologías desplazan a las viejas y más caras

La revolución de internet cambió las reglas del juego. Abrió todo un universo nuevo de oportunidades antes inimaginables (para la mayoría de las personas), incluso en el punto álgido del mercado en 2001.

El éxito de internet, Apple o Facebook ha dejado una larga lista de víctimas directas e indirectas en diversos sectores. Vean si no el caso de Blackberry o de Nokia, por ejemplo, antes líderes en su sector, hoy en peligro de desaparición. O vean si no los modelos de consumo en el sector de la música. Las tiendas de CD son historia. O piensen en el impacto que han tenido sobre el sector de la publicidad, cada vez más dominado por empresas como Google o Facebook. Muchos periódicos pasan por dificultades al ver caer los ingresos por publicidad debido al auge digital. ¡Quién lo hubiera dicho sólo diez años atrás!

Las necesidades de los consumidores encuentran servicios capaces de atenderlas y consolidarlas a través de tecnologías nuevas y superiores. Las tecnologías viejas y onerosas están muertas (aunque todavía no sean conscientes de ello), igual que Santiago Nasar en el maravilloso clásico de Gabriel García Márquez Crónica de una muerte anunciada.

El impacto es muy similar en la energía. Los grandes ganadores del pasado caen poco a poco con la transformación del mapa energético.

Las nuevas tecnologías aumentan la competencia y crean presiones deflacionarias

Gracias al desarrollo y la sobrecapacidad en las conexiones de banda ancha e inalámbrica, así como a servicios del tipo FaceTime o Skype, hoy puedo disfrutar de una videoconferencia en directo de alta definición (voz e imagen) con alguien situado al otro lado del Atlántico prácticamente «gratis». En cambio, una llamada telefónica (sólo voz) me costaría un ojo de la cara. «Esto va a recordarse en años futuros como un gran contrasentido. Puedo oler y comer el pastel por menos de lo que me cuesta olerlo solamente. Es un despropósito. Algo tiene que ceder», y no hace falta ser ningún genio para adivinar quiénes van a ser los perdedores en esta batalla: las tecnologías obsoletas.

En el mundo de la energía, la «revolución del shale, gas de esquisto»[14] o fracking ha tenido ya un gran impacto en Norteamérica, con efectos sobre numerosos sectores. Pero sus implicaciones no terminan ahí. Son globales y comienzan a dejarse sentir en el conjunto del sistema de la energía, contribuyendo así al aplanamiento del mundo.

Consideremos por ejemplo el caso del carbón en Estados Unidos. El gran incremento de la producción de gas natural en Estados Unidos y los bajos precios resultantes causaron un importante desplazamiento de la demanda de carbón. La generación eléctrica usaba ahora más gas natural y menos carbón. El desplazamiento del carbón no sólo tuvo el efecto de reducir sus precios en el mercado interior estadounidense, sino que también dejó una mayor cantidad de carbón disponible para la exportación, y a precios más bajos. Los productores de fuera de Norteamérica también sintieron sus efectos. En marzo de 2010, en el intento de acceder a nuevos mercados y en respuesta a fuertes incentivos y primas regionales, Colombia envió un cargamento de carbón hasta China, un trayecto de 16 000 kilómetros. Parte de este desplazamiento es muy «sensible al precio», y podría revertir al carbón cuando tenga sentido desde el punto de vista económico. Pero a largo plazo la mayor disponibilidad de gas natural, un combustible más respetuoso con el medio ambiente (grosso modo, el carbón contamina tres veces más que el gas natural por unidad de energía producida), puede llevar al cierre de las centrales eléctricas alimentadas con carbón. El impacto es por lo tanto más global y permanente de lo que cree la mayoría de la gente.

Otro ejemplo es el resurgimiento de las industrias petroquímicas y de fertilizantes en Norteamérica, en el marco del actual proceso de regreso de industrias bautizado como «relocalización» (lo inverso de la «deslocalización»).

A medio y largo plazo, tal vez sea más importante aún el potencial que posee la revolución de la energía para cambiar la industria del transporte y poner en cuestión el monopolio del crudo. Una electricidad y un gas más baratos son un gran incentivo para dejar el crudo. Este proceso ha comenzado ya y avanza más rápidamente de lo que muchos piensan. E igual que en el caso del carbón, el impacto será más global y permanente de lo que cree la mayoría de la gente.

Otro ejemplo es el impacto que ha tenido la energía solar sobre el mercado de la electricidad y sobre la capacidad pico en países como Alemania.

En 2010, una de las mayores compañías eléctricas convencionales alemanas presentó su visión del sector. De acuerdo con sus tesis, la energía solar y la eólica tendrían un impacto muy limitado sobre los precios y el mercado de la electricidad, pues los inversores no comprendían bien la situación del mercado en «capacidad pico». En 2013, los precios mayoristas de la electricidad en Alemania eran casi la mitad que los de 2009 y se habían tenido que introducir más de 10 000 millones de dólares de pérdidas contables en los balances de las compañías eléctricas tradicionales. Al mismo tiempo, los productores solares también estaban reduciendo capacidad, pues las expectativas de demanda habían sido demasiado optimistas. La tecnología también empieza a presionar por el otro lado del espectro. Así, consideren el coste de los paneles solares, que ha bajado un 80 por ciento desde 2007.

La acción de estas fuerzas y de la competencia produce ganadores y perdedores. Y en el conjunto del proceso, tal vez el mayor beneficiario del surgimiento de un mundo más plano de la energía sea el consumidor. Igual que ocurrió con la revolución de internet.

La burbuja acelera el impacto de la revolución

Tal como he explicado, la burbuja tuvo un papel importante en el desarrollo de las nuevas tecnologías, en la producción de la sobrecapacidad que las volvió accesibles a precios reducidos. Pero las burbujas son procesos complejos: cuándo entran en fase de aceleración, cuándo tocan techo, qué desencadena la caída… Cada proceso, ya sea vicioso o virtuoso, es diferente del anterior.

«Estamos bien. No necesitamos ningún rescate», dijo el ministro de Finanzas de Portugal en 2009. Y tal vez fuera cierto en aquel momento, cuando los diferenciales de crédito portugueses estaban en el 2 por ciento y el país podía financiarse por sí mismo. En esas condiciones de mercado, Portugal era solvente.

Pero no todo el mundo lo creía, y los inversores en deuda portuguesa comenzaron a pedir retornos cada vez más altos por el riesgo que estaban asumiendo. Las rebajas de las calificaciones de agencias como Standard & Poor’s, Moody’s o Fitch contribuyeron a agravar el problema. El coste de tomar dinero prestado aumentó, y el pago de la deuda comenzó a convertirse en un problema. Seguían siendo solventes, pero la dinámica de precios estaba causando un rápido deterioro de los «fundamentales» del país. El proceso comenzó a convertirse en un «círculo vicioso» que se alimentaba a sí mismo. Unos mayores diferenciales de crédito tenían como efecto un mayor coste de la deuda, el cual hacía que los diferenciales subieran aún más, hasta que el rendimiento del bono a diez años alcanzó el 8 por ciento, un nivel que muchos consideran el «punto de no retorno» a partir del cual las finanzas de un país se vuelven insostenibles. El precio de los bonos se vino abajo, al tiempo que su rendimiento se disparó hasta el 15 por ciento en apenas unas semanas. Los precios habían afectado a los fundamentales. Portugal ya no era solvente.

«Hemos acordado un paquete de rescate», dijo el mismo ministro de Finanzas. ¿Estaba entonces mintiendo unos meses antes cuando dijo que el país no necesitaba un rescate? No necesariamente. Portugal era solvente, pero vulnerable ante un incremento de los tipos y de las necesidades de refinanciación. Si la evolución de los precios hubiera sido distinta, tal vez Portugal no habría necesitado ningún rescate. Pero la realidad fue la que fue.

A continuación, el «efecto dominó» que había «tumbado» a Islandia, Grecia, Irlanda y Portugal, se repitió una vez más y puso a España y a Italia al borde del colapso. Hizo falta una intervención decisiva del presidente del Banco Central Europeo (BCE), Mario Draghi, diciendo que apoyaría el euro «por todos los medios que sean necesarios», y la creación del programa LTRO (Long Term Repurchase Obligation, «Operación de refinanciación a largo plazo») para contener la espiral negativa.

Una vez controlada la situación, el proceso se invirtió y el círculo virtuoso resultante hizo que el bono español a 10 años pasara de pagar el 7,5 por ciento en verano de 2012 al nivel más bajo de la serie histórica en 2014. Simplificando las matemáticas e ignorando la composición, supondría un ahorro del 40 por ciento sobre la deuda pendiente. Suficiente para que un gobierno reduzca drásticamente los riesgos de insolvencia.

Las mismas relaciones reflexivas se dan en los mercados de la energía.

La «revolución silenciosa» en Norteamérica, la crisis nuclear de Fukushima, las tensiones geopolíticas en el norte de África y en Oriente Medio y las políticas monetarias expansivas han contribuido a la creación de grandes divergencias de precios que funcionan como catalizadores del cambio e inciden sobre los fundamentales.

Consideremos la tremenda subida de precios del crudo que se registró en 2007. Al igual que en otras grandes subidas del pasado, se desató el pánico. Aun cuando exista el convencimiento de que los trastornos serán a corto plazo, una nueva actitud se impone tanto entre los gobiernos como entre los consumidores y, por supuesto, los medios de comunicación. La gente desempolva las teorías del pico de Hubbert (no importa cuántas veces hayan sido desautorizadas) y proliferan los subsidios y los incentivos para garantizar la seguridad de la oferta. En respuesta a la situación, la máquina de la inversión se pone en marcha. En Europa, entre 2007 y 2010 alrededor del 3 por ciento del PIB de la eurozona se destinó a grandes infraestructuras y proyectos energéticos orientados a la «seguridad de suministro». Paralelamente, los países productores de petróleo dedicaron otro 2 por ciento de su PIB a nuevas formas de generación. Combinando estos factores, la expansión da como resultado un exceso de capacidad y de generación eléctrica capaz de cubrir el crecimiento y las necesidades previstas hasta el año 2020.

¿Cuánta capacidad se va a desarrollar esta vez? ¿Dónde? ¿A qué velocidad? Las respuestas a estas preguntas definirán el futuro de los precios de la energía, no sólo desde un punto de vista «cíclico» sino a un nivel más estructural y permanente. Igual que la década de los setenta tuvo como resultado el desplazamiento del crudo de la generación eléctrica para siempre.

No existen las bolas de cristal

En las primeras fases de la crisis subprime en Norteamérica, mientras Greenspan y otros todavía negaban su impacto potencial, encontré un sondeo muy interesante que planteaba la siguiente pregunta a un grupo de gestores de fondos de inversión y hedge funds: «¿En qué entrada estamos?». Se trataba de una analogía tomada del mundo del béisbol y significaba: «¿Estamos cerca del principio, de la mitad o del final de la crisis?». Las respuestas estaban muy polarizadas. Algunos creían que estábamos en la octava entrada (cerca del final), mientras que muchos otros creían que estábamos en la segunda (cerca del comienzo).

Sin embargo, la crisis terminó por convertirse en una de las recesiones globales más importantes de la historia contemporánea, mucho mayor de lo que la mayoría había anticipado, demostrando hasta qué punto pueden discrepar los participantes en el mercado y los expertos acerca de cuestiones tan básicas como «¿En qué entrada estamos?». Con la ventaja que da la visión retrospectiva, todo el mundo conoce hoy la magnitud y las razones principales de la crisis. Pero en aquel momento no era tan evidente.

Si hoy se llevara a cabo otro sondeo sobre el impacto y los plazos de la revolución de la energía, es probable que obtuviéramos resultados muy polarizados. Muchos tienden a menospreciar su impacto. Otros creen que estamos asistiendo a un cambio estructural de gran envergadura. El tiempo lo dirá, pero lo más probable es que pasen años antes de que comprendamos todo el impacto de la revolución de la energía.

Usando ejemplos deportivos, mi opinión es que si esto fuera un partido de béisbol estaríamos cerca de la cuarta entrada, o hacia el final de la primera mitad si fuera uno de fútbol, o a finales de los años noventa en términos de la revolución puntocom. La revolución ha tenido ya un impacto innegable, en buena medida positiva para la recuperación económica en Norteamérica y también en el resto del mundo, a medida que el mundo de la energía respondía a las señales, los incentivos y los capitales que fluían hacia el desarrollo de nuevas infraestructuras en sectores y regiones clave para la energía.

Las oportunidades están ante nuestros ojos. El potencial es inmenso. Queda todavía mucho partido. E igual que se dice en deportes, «todo puede ocurrir».

Los inversores deben evitar el espejismo de crecimiento y las trampas de valor

Se considera que una acción es una «trampa de valor» (en inglés, value trap) cuando parece ser barata porque cotiza a múltiplos bajos respecto a sus beneficios, su flujo de caja o su valor contable, pero en realidad no lo es.

Las optimistas previsiones de crecimiento, márgenes de beneficio o flujos de caja en el sector de la energía pueden dar sorpresas desagradables, igual que ocurrió en la burbuja puntocom. Y cuando la realidad se impone y la burbuja estalla finalmente, a menudo surgen «trampas de valor» envueltas en un «espejismo de crecimiento» que tiende a justificar unos múltiplos elevados sobre la base de objetivos vagos y expectativas poco realistas.

Por supuesto, hay muy honrosas excepciones donde el equipo directivo ha tomado las riendas y ha priorizado la rentabilidad y la eficiencia sobre los planes de crecimiento de renta de posición «por estar ahí». Algunas de las mejores inversiones en el sector energético han sido las empresas que, tras años de errores, reactivan su potencial de generación de rentabilidad desinvirtiendo y enfocando su negocio. En el último capítulo discutiremos con más detalle la cuestión de las «trampas de valor», pero vayan con cuidado con las promesas de valor basadas en estimaciones de la «suma de las partes». Cuando los buenos negocios subsidian los malos negocios, estamos ante un ejemplo de manual de «trampa de valor». Deberían premiarse las estrategias focalizadas en el negocio. A fin de cuentas, una empresa no es una ONG. Su tarea consiste en «asignar capital» y debería hacerlo de forma implacable y con la mirada puesta en la rentabilidad. El tamaño no importa si no crea valor.

La revolución de la energía va camino de cambiar las reglas del juego. Y del mismo modo que la burbuja puntocom aceleró el impacto de la revolución de internet, y con ello el proceso de aplanamiento del mundo, la dinámica de mercado, las señales y los incentivos que pueden reconocerse actualmente en los mercados de la energía tienen la capacidad de acelerar el aplanamiento y la igualación del mundo de la energía.

Una vez examinados los paralelismos entre ambas revoluciones, en el próximo capítulo presentaré las diez fuerzas que están configurando el futuro del mundo de la energía.

El análisis identificará las oportunidades y los ganadores y perdedores esperables. No obstante, para ganar dinero con ellas será preciso implementar correctamente el análisis. Sobran los ejemplos de buenas ideas que se van al traste por culpa de una mala implementación. Es imposible exagerar la importancia de la implementación, y a lo largo del libro examinaremos muchos errores comunes y lecciones aprendidas. Algunas cuestiones podrán resultar algo técnicas, pero así es el juego. Nadie las puede pasar por alto.

Nuestra atención no estará centrada exclusivamente en los ganadores. Probablemente haya más valor en evitar los errores de los perdedores. En la inversión, al igual que en el golf, la mejor forma de mejorar tu resultado es evitar los dobles boggies (dos por encima del par del hoyo) más que en hacer más eagles (dos por debajo del par del hoyo).

Como en cualquier guerra, los estrategas deben aprender de la historia y de otras batallas para acometer un nuevo movimiento. En la madre de todas las batallas, la energética, muchos han olvidado el potente efecto desinflacionario de la tecnología. Es como olvidar el impacto del invierno al intentar invadir Rusia.

3

Las diez fuerzas que están aplanando el mundo de la energía

El crecimiento no es una casualidad, es el resultado de muchas fuerzas trabajando juntas.

J. C. PENNEY

En estos momentos estamos viviendo una etapa extraordinaria en el mundo de la energía.

Los libros de historia recordarán este período de transformación que dio paso a lo que será sin duda un nuevo orden mundial.

De modo parecido a lo que ocurrió con la revolución de internet y la burbuja del puntocom, la revolución de la energía y la respuesta a los incentivos y la continuada divergencia de precios, nos llevará a un mundo más globalizado, más nivelado, más plano, donde la energía será un factor facilitador y no limitador.

Hay mucho en juego. Las apuestas son inmensas. Las implicaciones son enormes. Esta vez no se trata de una subida o bajada de precios, sino de un nuevo orden mundial. Los mercados y el aplanamiento del mercado de la energía ofrecen atractivas oportunidades de inversión, pero las implicaciones van más allá de los mercados de la energía y tendrán implicaciones que no pueden ser ignoradas.

El aplanamiento del mundo de la energía dejará grandes «ganadores y perdedores» en un proceso de globalización energética y transformaciones imparables.

Las dinámicas en juego son muy complejas, fruto tanto de la «mano invisible» de los mercados, como de la «mano visible» de los gobiernos y la regulación.

El adagio latino, historia magistra vitae («la historia enseña a vivir»), es muy cierto para el mercado de la energía, y en este libro he identificado las principales fuerzas que en mi opinión están configurando el mundo de la energía:

La geopolítica.

Los recursos y reservas energéticas.

La tecnología.

La «banda ancha energética».

La sobrecapacidad.

La globalización, industrialización y urbanización.

La destrucción de demanda.

La batalla por la cuota de mercado… a cualquier precio.

La regulación y el intervencionismo gubernamental.

Factores fiscales, monetarios y macroeconómicos.

Estas fuerzas actúan conjuntamente, en paralelo, a menudo reforzándose entre sí. A lo largo del resto del libro examinaré cómo funcionan, cuándo actúan, y a quién impactan.

4

La geopolítica

Las dos caras de la moneda de la seguridad energética

No podemos caer en la trampa de depender de una sola calidad, de un solo proceso, de un solo origen, de una sola ruta, o una sola explotación. La seguridad del suministro de petróleo se basa en la diversidad, y nada más que en la diversidad —dijo Winston Churchill ante el Parlamento británico en julio de 1913,[15] muestra de la importancia estratégica que la seguridad energética ha tenido en nuestra historia.

El arma del petróleo

Tuve ocasión de visitar Bagdad en los años noventa, mientras Saddam estaba en el poder. Todos la presentaban como la ciudad más occidental del mundo árabe, y tenían razón. Sin embargo, cualquiera que pasara unos días allí y hablara con la gente se daba cuenta de que algo fallaba. «No queremos los valores occidentales, queremos nuestros propios valores», me dijo uno de mis guardaespaldas. «El petróleo es nuestra arma —prosiguió—, el arma del pueblo, no de un gobernante». Éste fue el mayor ejemplo de «libertad de expresión» de que fui testigo en mi viaje al Bagdad de Saddam. Recuerdo que en aquel momento pensé: «Esto no puede durar mucho».

El golfo Pérsico acumula en torno al 60 por ciento de las reservas probadas y produce más del 25 por ciento del crudo mundial. Esa extraordinaria concentración de reservas baratas ha dado a estos países una gran influencia sobre la economía y la política mundiales, algo que han utilizado como un «arma» en varias ocasiones.

Pero, curiosamente, la iniciativa de utilizar el «arma del petróleo» contra Israel y sus aliados occidentales surgió del norte de África, que aunque apenas representa el 5 por ciento de la producción mundial, aprovechó los estrechos lazos ideológicos con el mundo árabe para crear un conflicto que cambiaría el mundo de la energía para siempre.

Tras dos intentos fallidos, el arma del petróleo fue detonada con éxito en 1973 y llevó el escenario geopolítico a un nivel hasta entonces desconocido. La segunda crisis del petróleo de 1979 resultó en una subida estratosférica del precio de la energía que contribuyó a la inflación galopante y a la recesión global de los años ochenta.

Pero el mercado y los consumidores se defendieron.

Por un lado, la «mano invisible de la oferta». La primera crisis del petróleo de 1973, y el miedo a posibles carencias futuras, incentivó la exploración y el desarrollo de nuevos yacimientos, que a lo largo de los años ochenta resultó en un incremento importante de la capacidad de producción en todos los continentes, fuera de la Organización de los Países Exportadores del Petróleo (OPEP). Desde Alaska, pasando por México, el mar del Norte, Egipto, Angola, Malasia, e incluso China incrementaron de forma significativa su producción. El mar del Norte, que en 1975 no tenía producción, en 1983 suministraba más petróleo que Argelia, Libia y Nigeria juntos.

Las subidas de precio también incentivaron importantes desarrollos tecnológicos en los procesos de exploración, producción, y transporte, como por ejemplo un incremento de la capacidad de los oleoductos procedentes de Alaska, hasta alcanzar los 2,1 millones de barriles al día. La oferta respondía.

Por otro lado, la «mano invisible de la demanda». Los altos precios provocaron una reducción cíclica y temporal de demanda derivada de la recesión, pero también se produjeron pérdidas importantes y permanentes derivadas de la sustitución, en particular en el sector de la generación eléctrica. La cuota de mercado del petróleo crudo descendió del 53 por ciento en 1978 al 43 por ciento en 1985.[16] Como consecuencia de las dos crisis, el petróleo crudo perdió una cuota importante de mercado en el sector de la energía.

Por otro lado, la «seguridad energética» y la «independencia energética» pasaron a ser objetivos prioritarios en la agenda de los países consumidores. En Estados Unidos, la «mano visible de los gobiernos y la regulación» introdujo en 1975 una nueva legislación que exigía doblar la eficiencia media de combustible de los automóviles nuevos en Estados Unidos desde los 11,6 kilómetros por litro. Se estima que en 1985 el impacto combinado de estas medidas se tradujo en una reducción neta de 2 millones de barriles al día respecto a 1973, mejorando en un 25 por ciento la eficiencia del país en el consumo energético, y reduciendo en un 32 por ciento el consumo de petróleo. Y el caso de Estados Unidos no era único: a lo largo del mismo período Japón mejoró un 31 por ciento su eficiencia energética, y un 51 por ciento en relación con el petróleo.[17] El ahorro energético se convirtió en uno de los principales factores de destrucción de demanda.

La otra cara de la moneda geopolítica: los consumidores se defienden

En 1986, el efecto combinado de la mano invisible del mercado, de la mano visible del gobierno y de la regulación, fue una reducción de la demanda de 10 millones de barriles anuales.

Por primera vez en la historia la producción de los países de fuera de la OPEP superaba la producción de la OPEP.

Al igual que ocurrió en los años sesenta, el petróleo volvía a ser accesible y abundante. La sobrecapacidad excedía los 10 millones de barriles al día a nivel mundial, el equivalente al 20 por ciento del consumo mundial. Inicialmente, la OPEP respondió cortando los niveles de producción para defender el precio. Pero la presión se mantenía y los precios siguieron bajando. El coste de defender los precios empezó a ser demasiado alto para la OPEP, pues suponía un recorte de la producción, de los ingresos, y de su cuota de mercado.

Comenzaron a abrirse fracturas entre los países de la OPEP, y algunos, como Nigeria, introdujeron políticas de incremento de volúmenes aunque los precios fueran bajos, como «Nigeria primero», en el intento desesperado de mantener los ingresos totales.

Para empeorar aún más la situación, los países productores de petróleo se habían embarcado en ambiciosos programas de gasto y desarrollo, pero el descenso de los ingresos dejaba a los gobiernos en una situación de déficit presupuestario y descenso de las reservas de divisas.

La situación continuó deteriorándose hasta que Arabia Saudita dijo «basta» y pasó de una política de «defensa del precio» a una política de «defensa del volumen». En su punto más bajo, Arabia Saudita llegó a producir tan sólo 2,2 millones de barriles al día, apenas el 20 por ciento de lo que producía unos años antes. El país introdujo medidas agresivas para recuperar cuota de mercado y seguridad de la oferta, a costa de provocar una guerra de precios sin cuartel, en una política parecida a la de Rockefeller cuando «hacía sudar» a sus competidores en los años veinte. La creciente presión del coste marginal no bastó para contener una espiral negativa que hizo bajar el precio hasta los 10 dólares por barril.

Los exportadores competían entre ellos por cuota de mercado, «todos contra todos». El mundo parecía ahogarse en petróleo. Los consumidores disfrutaban de mayor flexibilidad y oferta de lo que los productores habían previsto. El problema de la «seguridad de la demanda» (encontrar mercados donde vender el petróleo) se convirtió en un problema tan importante (o más) para los productores como había sido el de la «seguridad de la oferta» (encontrar mercados para comprar petróleo) para los consumidores.

¡Cómo habían cambiado las cosas en tan sólo seis años!

Recuerdo un viaje a Venezuela en 2013 que coincidió con la muerte del presidente Chávez. La televisión estaba tomada por la propaganda y los mensajes de apoyo al líder, pero en medio de un «debate» entre jóvenes revolucionarios escuché una frase reveladora: «Nosotros, el pueblo revolucionario, debemos entender que el petróleo ya no es un arma para nosotros». Los tiempos en que un recorte de oferta tenía un impacto en los países consumidores habían quedado atrás. En aquel momento aún seguían los trastornos del suministro de Libia y otros países de Oriente Medio, pero su impacto sobre el mercado del petróleo era limitado. Las amenazas de Venezuela de «dejar de exportar a Estados Unidos» caían en saco roto. Por otro lado, en diez años se había disparado la dependencia de Venezuela de los ingresos del petróleo, del 70 al 90 por ciento de sus ingresos en dólares.[18] Y los productores necesitan ingresos del petróleo a buenos precios para equilibrar sus presupuestos. Ya no es un juego de una sola dirección. Los productores necesitan a los consumidores mucho más de lo que preveían cuando escuché decir aquello de «el petróleo es nuestra arma» en mis viajes a Bagdad.

El arma del petróleo va perdiendo pólvora. En agosto de 2014, los precios del Brent se situaban por debajo del precio mínimo requerido por la mayoría de productores para equilibrar sus presupuestos. Y eso en medio de enormes conflictos en Irak y Ucrania. La prueba de un mercado bien abastecido.

Venezuela necesita ahora importar crudo ligero, demostrando una vez más, el fracaso de la política energética bolivariana.

El arma del gas natural

La geopolítica no es sólo cosa del petróleo.

El 1 de enero de 2006, en mitad del frío invierno y tras meses de negociaciones frustradas, Rusia decidió cortar el suministro de gas natural a Ucrania. Se suponía que el corte debía afectar únicamente a Ucrania, pero también se dejó sentir por toda Europa central.

La crisis se resolvió en apenas unos días,[19] pero el impacto del «arma del gas natural» tendría repercusiones duraderas, que se tradujeron en una campaña de diversificación por ambas partes.

Por un lado, Rusia decidió rodear Ucrania y Polonia con una serie de gasoductos nuevos.

Por otro lado, Europa decidió incrementar sus fuentes de suministro de gas fuera de Rusia a través de nuevos gasoductos y capacidad de gas licuado.

Resulta evidente que en el actual enfrentamiento entre Rusia y Ucrania, incluida la anexión de Crimea en marzo de 2014, hay más en juego de lo que parece a primera vista. La «batalla de la energía» que se libra entre bastidores tiene importantes implicaciones económicas y estratégicas. Ucrania, Rusia y Estados Unidos lo saben mejor que nadie.

Y cuanto mayor es la crisis, mayor es también la reacción… por ambos lados.

Rusia ha empezado a expandirse agresivamente hacia el este, hacia China en particular.

Europa es ahora menos dependiente del gas de Rusia, y sin duda seguirá invirtiendo agresivamente en fuentes alternativas de gas y de energía.

El resultado será una mayor opcionalidad y sobrecapacidad por ambas partes. El impacto sobre los consumidores y los productores tiene el mismo efecto a largo plazo, ya que en ambos casos se trata de poderosas fuerzas aplanadoras.

El nacionalismo de las reservas crea barreras de entrada

La geopolítica también ha tenido un impacto estructural, en la medida en que los gobiernos de los países productores no han impedido de forma directa o indirecta el desarrollo de los recursos existentes y conocidos en Oriente Medio y el resto del mundo.

En algunos casos, el nacionalismo se traduce en guerras, terrorismo y trastornos causados por las diferentes facciones. No era mi intención, pero mis viajes y mi trabajo a menudo me han llevado cerca de algunas de estas zonas de conflicto. A pesar de los guardaespaldas y de los vehículos blindados, aún recuerdo escenas impactantes en Nigeria y Sierra Leona, o el sonido de disparos cercanos en Venezuela. En otra ocasión, durante la guerra del Líbano, me encontraba en viaje de negocios en Zahle cuando vi un gran grupo de tanques junto a la frontera siria. Me pregunté qué estarían haciendo aquellos tanques allí cuando de repente, abrieron fuego contra unos edificios lejanos. Era la destrucción por la destrucción. Unos años más tarde, estando de viaje en la frontera entre Colombia y Venezuela, pude ver lo que debían ser miles de soldados desplegados para vigilar los disputados yacimientos petrolíferos en la frontera.

Pero uno de los casos más extremos ha sido Irán e Irak. Sus considerables reservas de gas y petróleo son bien conocidas, pero se encuentran infradesarrolladas e infraexplotadas por varias razones. Para empezar, ambos países se han visto enzarzados en conflictos constantes: desde los problemas con los ductos en 1973, la revolución iraní de 1979, la guerra entre Irán e Irak en 1980, la invasión de Kuwait por Irak en 1991, la guerra del Golfo en Irak en 2003, o el embargo iraní de 2012 por la proliferación nuclear. Todos esos conflictos han causado daños en la infraestructura existente y han limitado la inversión y el desarrollo de nueva capacidad productiva. La curva de oferta actual podría ser muy distinta si Irán e Iraq no hubieran sufrido todos esos conflictos.

O pensemos en el caso de México, un país con enormes reservas energéticas donde la industria del gas y el petróleo ha estado literalmente cerrada a la inversión extranjera desde los años cuarenta, cuando el gobierno dio el mandato a Pemex de preservar las reservas para el consumo interno.

En parte por la política de impedir la inversión extranjera, y un claro problema burocrático, la producción de Pemex caía en 2014 hasta los 2,5 millones de barriles al día, el noveno año consecutivo de reducción de producción.

Por casualidad yo me encontraba en México D.F. cuando el nuevo gobierno mexicano presentó una propuesta de ley dirigida a poner fin a los setenta y cinco años de monopolio en el sector del petróleo y el gas.[20] Había anuncios sindicales en la televisión reclamando que «nuestro tesoro nacional» siguiera en manos del gobierno, pero la eficiencia y las iniciativas comerciales conjuntas se abrían paso de manera imparable. Era una respuesta a los cambios que se habían producido en todo el mundo tras la revolución de la energía en Norteamérica, una respuesta que viene a sumarse a las fuerzas aplanadoras y al mismo tiempo podría contribuir a incrementar de manera sustancial la inversión extranjera directa (IED), reforzar las balanzas fiscales y comerciales del país, y elevar su potencial de crecimiento y empleo.

Todas estas barreras nacionalistas han incentivado la exploración y el desarrollo de recursos externos a la OPEP, que se añaden así a los grandes recursos conocidos de la OPEP y refuerzan la capacidad aplanadora a largo plazo de la geopolítica.

5

Los recursos y reservas energéticas: sobra petróleo

Ni tú ni yo vamos a ver el fin del petróleo. La base de recursos es enorme y puede soportar tanto la demanda actual como la de futuras generaciones.

REX TILLERSON, consejero delegado de Exxon

¿Escasez energética?

El mundo necesita hidrocarburos. Desde el inicio de la revolución industrial, el crecimiento económico ha ido estrechamente ligado al crecimiento de la demanda energética. El carbón, el gas natural y el crudo han estado en la base de la globalización, la industrialización y la urbanización. Hasta que la economía ha pasado de un crecimiento basado en la industria a uno basado en la tecnología y el consumo. Por eso a algunos les sorprende que el PIB de Estados Unidos, Alemania o Reino Unido crezca con la demanda energética cayendo o estancada.

Otras fuentes de energía no basadas en los hidrocarburos, como la nuclear, la hidráulica, la solar o la eólica, han contribuido también al crecimiento, aunque a una escala mucho menor.

Los gobiernos consumidores de todo el mundo, a menudo influidos por consideraciones geopolíticas y de otro tipo, han generado una percepción de escasez de reservas energéticas.

Y ya sabemos que «la percepción es la realidad».

La realidad, sin embargo, es que los hidrocarburos son muy abundantes.

Las reservas de carbón exceden en más de cincuenta años la demanda actual.

Las reservas de gas natural exceden en más de cien años la demanda actual.

Incluso las reservas de crudo exceden en más de cincuenta años la demanda actual. Los recursos son incluso mayores y estarían disponibles cuando fuesen necesarios.

Y eso no es todo. Los hidratos de metano (también conocidos como «metano congelado» o «hielo ardiente») son cristales de hielo con gas metano natural encapsulado en su interior.[21] Se forman por una combinación de temperaturas bajas y presión elevada, y se encuentran principalmente en los bordes de las plataformas continentales, donde el lecho marino se hunde abruptamente hacia el profundo suelo oceánico.

«Las estimaciones sugieren que hay alrededor de la misma cantidad de carbono en los hidratos de metano que en todas las otras reservas de carbono orgánico del planeta», dice Chris Rochelle, del Servicio Geológico Británico.

En otras palabras, hay más energía en los hidratos de metano que en todo el petróleo, el carbón y el gas del mundo sumados.

La compañía estatal Japan Oil Gas and Metals National Corporation (JOGMEC) ha anunciado recientemente la extracción de hidratos de metano cerca de la costa japonesa, aunque es posible que su impacto no se deje sentir hasta más allá del año 2020, aun cuando la extracción de hidratos de metano fuera económicamente viable.

La capacidad de extraer dichos recursos con fines comerciales se examinará con más detalle en el apartado «La tecnología cambia el mundo», donde veremos cómo ha cambiado la situación desde que hace apenas unos años nadie prestara atención al gas y al petróleo de formaciones compactas. Con o sin metano congelado, si algo está claro en este punto es que no hay escasez de recursos de hidrocarburos en el planeta Tierra.

Vale la pena echar una rápida ojeada a la realidad de los recursos energéticos, y el mejor lugar para empezar es el crudo y la percepción de escasez.

Reservas y recursos

El mundo ha producido alrededor de un billón de barriles de petróleo desde el nacimiento de esta industria en el siglo XIX. La extracción se produjo a partir del momento en que los precios y la tecnología existente la hicieron comercialmente viable. El petróleo se habría quedado bajo tierra si no hubiera sido así.

El mundo alberga otro billón y medio de barriles en reservas probadas y probables, las cuales son técnica y económicamente recuperables hoy.

Y luego hay otros 5 billones de barriles de petróleo crudo cuya existencia es conocida, pero cuya extracción no es comercialmente viable con los precios actuales o con la tecnología actual.

La línea que separa las reservas y los recursos depende de los precios y la tecnología. No es una línea estática. A medida que suben los precios o mejora la tecnología, los recursos se convierten en reservas comerciales. Cuando los precios bajan, las reservas pueden convertirse en recursos económicamente inviables. La frontera cambia a cada momento.

Las nuevas tecnologías pueden lograr que las reservas den un «salto exponencial» independiente del precio. En 2003, la EIA revisó las reservas canadienses de 5000 millones a 180 000 millones de barriles (un incremento del 3600 por ciento) gracias a las mejoras en la tecnología de extracción de las arenas bituminosas. La revisión catapultó a Canadá hasta el tercer país del mundo por reservas, junto a Arabia Saudita y… Venezuela, otro productor de crudo pesado.[22]

Por otro lado, por supuesto, las reservas sufren una erosión constante a través del consumo. Pero cada barril de petróleo consumido no es estrictamente un barril menos disponible. Porque las reservas recuperables han aumentado.

La reposición de la producción y de las tasas de declino son unas de las tareas fundamentales en la industria del petróleo. Dicha reposición se consigue mediante una combinación de nuevos descubrimientos y adiciones a los yacimientos existentes, lo cual supone en ambos casos todo un desafío que requiere la inversión de ingentes cantidades de dinero… y tiempo.

Concentración, pero no escasez, de crudo

La mayoría de la gente admite que Oriente Medio posee vastos recursos de petróleo y gas convencionales. Digo «la mayoría de la gente» porque circulan algunas teorías de la conspiración que cuestionan el volumen real y el potencial de Oriente Medio en general, y de Arabia Saudita en particular. Pero supongo que también habrá teorías de la conspiración según las cuales no queda una onza de oro en Fort Knox. Supongo que eso podría valer como un empate, pues Estados Unidos han disfrutado durante décadas de la gran ventaja de ser la divisa de reserva del mundo. Y el valor del dólar estadounidense es un acto de «fe» (eso es lo que significa decir que es dinero fiduciario), por más que la gente encuentre un gran confort en la idea de la «gran cantidad de oro que guarda Estados Unidos». Pues bien, es cierto que el gobierno de Estados Unidos es el principal poseedor de oro del mundo, con 250 millones de onzas, pero debe subrayarse que el oro «sólo» vale 325 000 millones de dólares, asumiendo un precio de 1300 dólares/onza. Una cifra elevada, pero ciertamente insuficiente para atender una deuda total de 17 billones de dólares, o una tasa de expansión monetaria de 85 000 millones de dólares mensuales durante años.[23]

GRÁFICO 1. Reservas de combustibles fósiles, probadas

Fuente: BP Statistical Review 2013.

Más allá de la cuestión de Oriente Medio y demás controversias, la mayoría de la gente acepta que también hay enormes reservas convencionales y no convencionales en Estados Unidos, Canadá, México, Venezuela, Brasil, Rusia e incluso China.

Históricamente, el principal problema no ha sido el volumen ni la existencia de las reservas. El principal problema ha sido la distribución asimétrica de las reservas probadas convencionales («baratas»), pues más de la mitad del petróleo barato o de fácil acceso se encontraba en Oriente Medio.

La actual revolución energética ha comenzado ya a diluir el problema de la «concentración de las reservas», al reducir la dependencia del mundo respecto al petróleo y el gas de Oriente Medio. Las arenas y pizarras bituminosas son una realidad y están erosionando el impacto de los conflictos geopolíticos. Tan sólo Estados Unidos posee 24 000 millones de barriles de petróleo recuperable de pizarras bituminosas,[24] y va camino de conseguir la plena independencia energética. Muchos otros países, como Brasil, también están ampliando su capacidad productiva y se espera que a finales de esta década superen a muchos de los grandes exportadores de petróleo tradicionales.

Por otro lado, nadie niega que existan enormes reservas también a escala mundial de otros recursos energéticos, como el carbón y el gas natural. En este caso la concentración no es un problema. Hay gas natural un poco en todas partes. ¡Incluso en Chipre e Israel!

GRÁFICO 2. Países donde se encuentran las mayores reservas probadas de petróleo, enero de 2013

Fuente: Oil and Gas Journal.

La ¿todopoderosa? OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) fue creada en 1960[25] como una organización permanente, de carácter intergubernamental, dedicada a «coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros, con el fin de garantizar unos precios justos y estables para los productores de petróleo; el abastecimiento eficiente, económico y regular de petróleo a los países consumidores; y un rendimiento justo del capital de los inversores».

Resulta irónico que la OPEP naciera como un mecanismo de defensa de los productores contra la sobreproducción de petróleo. Su creación tuvo lugar en un momento de transición del escenario político y económico internacional, en el marco de la descolonización generalizada y el nacimiento de muchos Estados independientes nuevos en el mundo en desarrollo. El mercado internacional del petróleo estaba dominado por las «Siete Hermanas», un grupo de compañías multinacionales en buena medida ajenas a la antigua Unión Soviética y otras economías planificadas.

La gran concentración de reservas es, como se dice en matemáticas, una «condición necesaria pero no suficiente» para la constitución de un oligopolio, aunque los defensores del pico del petróleo a menudo olvidan que la OPEP es un cártel dirigido a proporcionar «unos ingresos constantes a los productores y un rendimiento justo del capital para aquellos que invierten en la industria del petróleo».[26] Parecen creer que la industria del petróleo es una ONG que necesita «garantizar» el crecimiento a los consumidores a cualquier precio o tasa de retorno.

La OPEP asumió el poder «de facto» en 1973, cuando utilizó por primera vez con éxito el «arma del petróleo» para lograr que sus miembros tomaran el control de sus industrias petroleras nacionales y consiguieran una posición determinante en el establecimiento del precio del crudo en los mercados mundiales. Desde entonces, la OPEP ha dirigido uno de los cárteles oligopolistas más exitosos de la historia, extrayendo con éxito una parte significativa de la renta económica de los consumidores y las refinadoras.

Sin embargo, tras las crisis petroleras de la década de los setenta, el crudo y los productos refinados fueron desplazados por otras fuentes energéticas más baratas y fiables, como el carbón, el gas natural o la energía nuclear, tanto del sector industrial como de la generación eléctrica. Desde entonces, el crudo se ha usado principalmente como combustible de transporte, además de otras aplicaciones importantes, pero residuales, de otras industrias como la petroquímica, al tiempo que se mantenía como «combustible de último recurso» para la generación eléctrica.

Desde 1999, la OPEP ha mantenido una cuota de producción media de 25-30 millones de barriles diarios, con moderadas alteraciones para adaptarse a variaciones en los precios.[27] A pesar de este sistema de cuotas, la OPEP ha producido de manera continuada por encima de la cuota total establecida, y no debemos olvidar que el sistema de cuotas permite evitar que los países excedan mucho más de un 20 por ciento su propia cuota.[28]

Y la OPEP podría estar a punto de perder el control en ambos extremos del espectro.

Cuando los precios son bajos, porque por defecto existe un exceso de oferta, están obligados a recortar su propia producción y los ingresos derivados de la misma. Lo han hecho en el pasado, pero hay un límite de cantidad y duración, tal como vimos en 1986 cuando Arabia Saudita «se plantó» y volvió a una política de maximización del volumen para recuperar cuota de mercado.

GRÁFICO 3. Reservas probadas de crudo de los miembros de la OPEP (Mm b)

Cuando los precios son excesivamente elevados, existe un poderoso incentivo para la destrucción de demanda, la sustitución y la exploración. La década de los setenta asistió al desplazamiento del crudo en el sector de la generación eléctrica. Una vez que se ponen en marcha estas fuerzas, la respuesta llega en forma de sobreproducción. Arabia Saudita conoce muy bien los límites y los riesgos.

El proteccionismo de las reservas

México es buen ejemplo de un país cuyo desarrollo se ha visto frenado por las barreras a la inversión, y que podría actuar como una importante fuerza aplanadora en el futuro.

Sin embargo, en diciembre de 2013, el gobierno mexicano aprobó una reforma dirigida a poner fin a setenta y cinco años de monopolio en el sector del petróleo y el gas.

México alberga importantes reservas energéticas, y los cambios propuestos en la constitución supondrían la apertura de los sectores de la energía y los hidrocarburos a la inversión extranjera, aun cuando el petróleo siguiera siendo propiedad del Estado de México. La propuesta también prevé que Pemex (petróleo) y CFE (electricidad) dejen de ser empresas exclusivamente públicas para convertirse en compañías más independientes. Su objetivo es abrir la producción de petróleo, generación y la comercialización de la electricidad al sector privado.[29]

Se ha demostrado en muchos países que el proteccionismo lleva al estancamiento y que sin inversión extranjera se pone en peligro el crecimiento, el empleo y el desarrollo.

El coste marginal de producción

¿Es posible que la presión del coste marginal mantenga los precios altos? Éste es un argumento que se escucha a menudo por parte de los economistas e ingenieros del lado de la oferta. «Sólo hay que ver lo cara que es la producción de las arenas bituminosas canadienses. Es imposible que los precios bajen». Pues bien, esto no tiene por qué ser así.

La conclusión sería correcta si los consumidores no tuvieran otra alternativa. Pero suponer que el crudo no tiene competencia o alternativa viable puede ser un error de cálculo fatal para los productores.

No hay que olvidar que los precios vienen determinados tanto por la oferta como por la demanda. No sólo por la presión de la oferta o del coste marginal. Si un producto es demasiado caro de producir, es posible que simplemente no se venda y los consumidores lo sustituyan por alternativas más baratas capaces de satisfacer sus necesidades.

Los costes no son estáticos. Las empresas de servicios petroleros, por ejemplo, bajaron sus precios un 25 por ciento cuando el sector redujo sus inversiones un 10 por ciento. Así, los costes totales de producción no se han incrementado de manera agresiva en los últimos años.

El crudo quedó excluido de la cesta de la producción eléctrica en los años setenta por su elevado precio. Si surgiera una alternativa fiable y más barata, es posible que el petróleo se viera excluido también del sector del transporte por causa de su precio.

El monopolio del crudo sobre el sector de los combustibles de transporte, que se ha mantenido desde la aplicación del motor de combustión al transporte a principios de 1900, encuentra cada vez más competencia por parte de los vehículos eléctricos, de gas natural comprimido, de etanol, de biodiésel o de energía solar. Es cierto que todavía siguen siendo una pequeña minoría, pero la dinámica está cambiando rápidamente.

La complacencia y la codicia pueden resultar peligrosas para los productores a largo plazo.

Los recursos «no convencionales»

Mi posición es muy sencilla: «Todo lo que va al depósito es convencional».

La industria tiende a diferenciar entre recursos «convencionales» y «no convencionales», donde la no convencionalidad tiene que ver con los métodos empleados para obtenerlos.

La excusa de que el petróleo no convencional «no cuenta», defendida por algunos teóricos del pico del petróleo, resulta infantil en el mejor de los casos. Partiendo de ese mismo razonamiento, ninguna producción petrolera cuenta a menos que proceda de la perforación de superficie en tierra.

Por otro lado, la distinción no es binaria. Hay muchos grados de «no convencionalidad». A lo largo de los años, las técnicas y las tecnologías han ido mejorando de forma continuada y los recursos no convencionales constituyen ahora una parte importante y fiable de la oferta global.

Ciertamente, las nuevas tecnologías han topado a menudo con problemas técnicos y medioambientales en un primer momento. Tomemos por ejemplo la perforación marina, que llegó a ser muy impopular tras una larga serie de accidentes con gran exposición mediática. Pero los accidentes sirven de lección. Y las lecciones se convierten en nuevas regulaciones y prácticas mejoradas, las cuales contribuyen a reducir la probabilidad y la gravedad de los accidentes. Al final la frontera sigue avanzando, una y otra vez.

La perforación en tierra, el método «convencional», fue el primer método fiable de producción de crudo. Era natural que la exploración y la producción se extendieran a aguas poco profundas. Al principio fue en lagos cercanos a los yacimientos existentes en lugares como Texas, Luisiana o el lago Maracaibo en Venezuela. La perforación en lagos se reveló relativamente fácil.

La siguiente frontera fue la perforación en aguas marinas, en el océano, bajo los efectos del oleaje, las mareas y el mal tiempo. Los esfuerzos en este sentido se iniciaron tras la segunda guerra mundial, y a finales de los años sesenta las aguas poco profundas empezaban a ser una fuente importante de petróleo.

La siguiente frontera eran las aguas profundas, y los esfuerzos se centraron en el «Triángulo de Oro» de Brasil, África occidental y el golfo de México. En 2009, la producción en aguas profundas y poco profundas en el golfo de México suponía el 30 por ciento de la producción nacional de petróleo de Estados Unidos, y contribuía a que ésta aumentara globalmente por primera vez en dos décadas.

Luego llegaron las aguas ultraprofundas. En Brasil, técnicas sísmicas mejoradas permitieron identificar un yacimiento supergigante, con unas reservas recuperables estimadas de entre 5000 y 8000 millones de barriles. Se trata del mayor descubrimiento después de que en el año 2000 se hallara el yacimiento de Kashagan, en Kazajistán. Se espera que en 2025 produzca 6 millones de barriles al día, el doble de la producción de Venezuela.

Pero también surgían oportunidades tierra adentro. Se trataba literalmente de «minería del petróleo». Hacía décadas que se conocía el volumen de las reservas de arenas bituminosas presentes en Canadá o en la Faja del Orinoco de Venezuela. El desarrollo de las técnicas y la tecnología ha permitido incrementar la producción en Alberta de 600 000 barriles al día en 2000 hasta casi 1,5 millones de barriles en 2010, y se espera que en 2020 hayan vuelto a doblar esa producción, hasta los 3 millones de barriles, por encima de la producción actual de Venezuela o Kuwait. La producción convencional y no convencional en Canadá podría alcanzar casi los 4 millones de barriles al día en 2020.

El avance más reciente es el petróleo de formaciones compactas, que se extrae de formaciones pizarrosas. Igual que en el caso de las arenas bituminosas, la existencia de grandes reservas era conocida desde hace tiempo, y el desarrollo del gas de esquisto mediante la perforación horizontal y la fracturación hidráulica ha hecho viable un potencial de producción de más de 20 000 millones de barriles tan sólo en Estados Unidos, el equivalente de añadir la mitad de Alaska, pero sin necesidad de trabajar en el Ártico Norte y construir un gran oleoducto. El petróleo de formaciones compactas produce ya actualmente 3 millones de barriles al día y se espera que esta cifra aumente hasta los 5 millones de barriles en Estados Unidos para el año 2020. La EIA estima las reservas técnicamente recuperables en Estados Unidos en 345 000 millones de barriles en petróleo de formaciones bituminosas y 218,97 billones de metros cúbicos de gas de esquisto.[30]

Tampoco hay que olvidar los líquidos del gas natural, que siguen siendo la fuente más importante de petróleo no convencional. Los condensados del gas son capturados a la salida del pozo. Los líquidos del gas natural son separados cuando el gas es procesado para su inyección en un ducto. Ambos son parecidos a los crudos ligeros de alta calidad. En 2010 estos líquidos derivados del gas aportaron casi 10 millones de barriles al día. Se estima que en 2030 podrían aportar 18 millones de barriles al día, gracias al crecimiento de la producción de gas natural en todo el mundo y a la construcción de nuevas instalaciones en Oriente Medio.

Descubrimientos o adiciones: ¿Podemos confiar en que encontraremos nuevos yacimientos de petróleo?

En contra de lo que piensa mucha gente, la mayor parte del incremento de la oferta procede de adiciones a las reservas existentes, no de nuevos descubrimientos.

Cuando se descubre un yacimiento por primera vez se sabe muy poco de él, y las estimaciones iniciales son limitadas y en general conservadoras. Cuando se desarrolla el yacimiento, se obtiene un mejor conocimiento de sus reservas y su producción. Se perforan más pozos, y con los nuevos conocimientos que éstos aportan a menudo se incrementan las reservas probadas.

Si se compara el volumen de los descubrimientos con el de las revisiones y adiciones se comprueba que existe una enorme diferencia entre ambos. Según un estudio realizado por el Servicio Geológico de Estados Unidos, el 86 por ciento de las reservas de petróleo en Estados Unidos no son el resultado de las estimaciones en el momento del descubrimiento sino de las revisiones y adiciones que se realizan durante el desarrollo posterior.

Examinemos en primer lugar los descubrimientos. Según la AIE, Goldman y CERA, entre 2003 y 2005 se descubrieron anualmente una media de 3000 millones de barriles de petróleo. La mayoría de los descubrimientos de los últimos cinco años han tenido lugar en aguas profundas, los más importantes por volumen en Brasil, seguidos por el golfo de México y Ghana. Los descubrimientos importantes en tierra han sido raros y en general limitados a Irak (Kurdistán) y Uganda, aunque el petróleo de formaciones compactas y el redesarrollo de yacimientos en Irak han supuesto adiciones muy sustanciales al apartado de los proyectos en tierra.[31]

Examinemos ahora las adiciones. Por alguna razón, el análisis de las adiciones de recursos tiende a centrarse únicamente en el petróleo convencional «tal como lo conocíamos a finales de los noventa». ¿Por qué? No está claro. Pero siguiendo el mismo criterio, ¿por qué no ignoramos también cualquier adición que no corresponda a un yacimiento en tierra en Arabia Saudita?, o ¿por qué no ignoramos cualquiera que no tenga una gravedad API perfecta? Por otro lado, y en consonancia con la mayoría de las teorías del pico del petróleo, el análisis de adiciones olvida totalmente los recursos no convencionales y los líquidos de planta como «inexistentes». Pero sólo la adición de los recursos de petróleo en pizarras bituminosas y el petróleo pesado de Venezuela e Irán sitúan la reposición de reservas por encima del 120 por ciento, por no hablar de los gigantescos descubrimientos efectuados en África occidental, que han incrementado la base de crudo bajo en azufre.

Ignorar hoy en día el petróleo no convencional, presalino y pesado, equivaldría a ignorar el petróleo de aguas profundas en los setenta o las arenas bituminosas en los ochenta.

El exceso de capacidad en refinerías de alta complejidad con una producción de 8 millones de barriles de petróleo al día ofrece más que suficiente capacidad de procesamiento a un precio barato. Los conductores y los motociclistas no distinguen entre convencional y no convencional. Sólo les interesa lo que va al depósito.

También vale la pena señalar el incremento experimentado por los volúmenes prometidos a lo largo de los últimos cinco años, desde el 75 por ciento histórico al 95 por ciento actual. Esto demuestra que el análisis «integral» de muchos defensores del pico del petróleo no es lineal y que la tecnología y la distribución han mejorado enormemente en el sector.

6

La tecnología cambia el mundo

Una tecnología suficientemente avanzada es muy parecida a la magia.

ARTHUR C. CLARKE

Si a un ingeniero le das tiempo y dinero suficientes, encontrará una solución.

La tecnología aplicada a la exploración y a la producción de recursos de energía ha conseguido expandir las fronteras de lo que se creía posible, tanto en términos de volumen como de precio.

Lo que antes se consideraba «ciencia ficción» es hoy una realidad. Hay una larga historia de «saltos adelante», o «antes y después». Desde la perforación marina, en aguas profundas y ultraprofundas, hasta la explotación de las arenas bituminosas del Canadá, o más recientemente la perforación horizontal y la fracturación hidráulica. Todos ellos han contribuido a retrasar el temido cenit del petróleo más y más lejos hacia el futuro.

Pensemos cómo el petróleo de formaciones compactas (tight oil, en inglés) ha cambiado el mercado del petróleo y ha contribuido a que Estados Unidos se convierta en el mayor productor mundial de petróleo en 2013, unos niveles que no se habían visto desde los años ochenta.

Pero a pesar del claro impacto positivo que han tenido las nuevas tecnologías en el pasado, siempre me asombra la tendencia a menospreciar el impacto potencial de nuevas y futuras tecnologías. «Lo creeré cuando lo vea» o «Pájaro en mano es mejor que ciento volando» son actitudes muy arraigadas en la naturaleza humana.

Esto explica por qué hoy en día existen muchos escépticos sobre la aplicación de las nuevas tecnologías fuera de Estados Unidos, o la capacidad de desarrollar otras «grandes reservas conocidas» como los hidratos de metano de Japón. Lo curioso es que nuestra perspectiva hoy probablemente no difiere mucho de la que teníamos sobre las formaciones de esquisto hace apenas diez años, o de la perforación en aguas ultraprofundas hace treinta años, y ya hemos visto dónde estamos hoy.

Nuevas tecnologías se traducen en mayores y más diversificadas reservas energéticas en todo el mundo, que con tiempo e inversión se convertirán en producción. Además de las grandes reservas demostradas de gas y petróleo en Norteamérica, la aplicación de estas tecnologías al resto del mundo tiene un enorme potencial. China, por ejemplo, posee grandes reservas de gas en su territorio nacional, más limpias que el carbón, que sin duda serán desarrolladas con el tiempo, tal vez antes de lo que esperamos, a pesar de su geología poco favorable y de otros factores en contra.

Las renovables

Las renovables, a su vez, han cambiado totalmente las reglas del mercado de generación eléctrica.

El sector de las renovables ha disfrutado de primas (FIT, por sus siglas en inglés) muy generosas. Las FIT son una herramienta de política energética diseñada para incentivar las inversiones y que consiste en ofrecer contratos a largo plazo con compensaciones en función de los costes, que proporcionan seguridad a las inversiones y contribuyen a financiarlas. Parte del problema es que estas primas están en gran medida desconectadas de los costes marginales, lo que ha contribuido a generar la sobrecapacidad actual del sector y sus costes.

Históricamente, la provisión de carga base (cantidad de electricidad disponible sin interrupción en un sistema) era predecible. Cualquier alteración del suministro debida a cortes en la generación o la distribución se resolvía en una reducción del suministro y un aumento del precio. Pero con las nuevas reglas, el suministro de carga base es intermitente y menos predecible. Las alteraciones del suministro debidas a una generación de carga base mayor que la prevista añaden una nueva dimensión al problema.

Eso fue lo que ocurrió el 16 de junio de 2013 en Alemania. Los períodos de fuerte generación eléctrica por parte de fuentes solares o eólicas pueden causar situaciones de exceso de oferta y reducción de precios. Y dado que el precio de la generación eléctrica no tiene suelo en cero, la probabilidad de que se den precios negativos se ha incrementado notablemente.

Como resultado de este desplazamiento, la generación tradicional a partir de gas y carbón se tiene que adaptar a la generación más volátil y dependiente de la meteorología propia de la energía solar y eólica.

Otra implicación importante es la erosión de los precios en picos de demanda (¡y los beneficios derivados!). En Alemania, no sólo los precios mayoristas de la electricidad han bajado una media del 50 por ciento desde 2008, sino que también ha bajado el precio en horas pico, lo que ha tenido un gran impacto sobre la rentabilidad y la capitalización del sector.

En la mayoría de los casos, los costes de las tarifas de alimentación han sido trasladados a los consumidores, por lo que el resultado ha sido un importante incremento de los precios minoristas de la electricidad. En Alemania, a pesar del colapso de los precios mayoristas, los minoristas permanecieron entre los más altos del mundo, alrededor de los 285 euros por MWh.

En conjunto, las energías renovables están siendo un poderoso factor de reducción de precios de la electricidad al por mayor, pero a costa de unos precios más elevados al consumidor y una mayor volatilidad y menor fiabilidad en el sector. Por lo tanto, se debe conseguir el efecto positivo para el consumidor final, si no será un error. No puede posponerse cada año al «año siguiente» la promesa de que bajen los precios minoristas.

7

La «banda ancha energética»

Comprar una lechuga me da el derecho, pero no la obligación, de hacerme una ensalada en los próximos días.

PROFESOR GRAHAM DAVIES

Los activos energéticos dan a su propietario la opción, pero no la obligación, de hacer algo con ellos.

Por ejemplo, los activos de almacenamiento, como los depósitos, dan a su propietario la opción pero no la obligación de almacenar alguna materia prima.

Las refinerías dan la opción, pero no la obligación, de comprar crudo y convertirlo en productos refinados.

Los ductos de petróleo o gas dan la opción, pero no la obligación, de transportar hidrocarburos a través de ellos.

Las plantas de licuado de GNL dan a su propietario la opción, pero no la obligación, de convertir el metano del estado gaseoso al líquido.

Y así sucesivamente, toda la cadena que va de la exploración a la distribución está llena de opciones reales.

Como comentaba antes, la revolución tecnológica de internet de los años noventa atrajo gran cantidad de capital e inversión que entre otros usos, desarrolló una red global de fibra óptica y banda ancha que literalmente conectaba el mundo y lo convertía en una red global a través de océanos y continentes.

Pero como suele ocurrir, unas perspectivas de demanda demasiado optimistas llevan a menudo a una situación de sobrecapacidad.

Así, cuando estalló la burbuja puntocom en el año 2001, la sobrecapacidad dio paso a una nueva fase de gran capacidad y precios bajos para los consumidores, que convirtieron a internet y la banda ancha en una poderosa fuerza aplanadora del mundo real.

De modo parecido, la combinación de la revolución de la energía, Fukushima, la geopolítica y otras fuerzas de mercado están generando importantes incentivos para el desarrollo de lo que llamo la «banda ancha energética», una gran red de almacenes y ductos, instalaciones de licuefacción y regasificación de GNL, transporte marítimo e infraestructura logística, que literalmente conectan e interconectan el mundo de la energía, fruto de la «mano invisible» y la continuada divergencia entre productos y regiones en el mercado de la energía.

Los oleoductos y gasoductos abren mercados

La capacidad de los oleoductos y gasoductos es un elemento clave de la «banda ancha energética».

La red de ductos se encuentra cada vez más interconectada a través de centros de comercialización que facilitan la redistribución del crudo, los productos refinados y el gas natural, y reducen los cuellos de botella.

Pero en algunas partes del mundo los ductos han sido también el «eslabón débil» de la cadena logística, sujetos a robos y atentados. En efecto, un gran ducto de importancia estratégica es algo muy visible. Aunque la mayor parte del ducto es subterráneo y de difícil acceso para los terroristas, hay grandes tramos en superficie que constituyen un blanco fácil. Nunca olvidaré un ataque con armas caseras contra un ducto que vi con mis propios ojos durante un viaje a Nigeria a mediados de los años noventa, cuando el suministro de petróleo en el país estaba racionado. O los ductos vigilados por tropas militares en el norte de Irak, Libia o Egipto que visité en mis viajes a Oriente Medio y el norte de África, muestra evidente de la importancia que se atribuía a la seguridad de la red. «Es un trabajo muy bien pagado —me dijo un amigo cuando vimos los depósitos y el personal militar protegiendo la infraestructura en la península del Sinaí—. Los ductos son vigilados las veinticuatro horas del día, siete días a la semana por los mejores soldados. No puede pasar nada».

Pero precisamente porque esos ductos son demasiado importantes para que pase algo, el sistema tiende a introducir garantías y niveles adicionales de seguridad en forma de sobrecapacidad y vías alternativas de suministro, que contribuyen al aplanamiento del mundo de la energía.

Norteamérica posee la red más desarrollada de oleoductos y gasoductos de todo el mundo, pero otros países y regiones están realizando grandes contribuciones a la construcción de la red global y a la interconexión de centros de producción y de importación con las regiones consumidoras clave.

Rusia ha confiado históricamente en Europa como su cliente principal, pero a lo largo de los últimos años se ha reorientado estratégicamente hacia el este. A principios del año 2000 Asia apenas representaba el 4 por ciento de las exportaciones de energía de Rusia. Hoy supone más del 17 por ciento. El objetivo, dadas las inciertas perspectivas de la demanda energética europea y las expectativas de crecimiento en Asia, es alcanzar el 30 por ciento en 2016.

Los «gasoductos flotantes» de GNL

A mediados de los setenta el gas natural era visto más como un coste que como un beneficio. Siempre que era posible se vendía o consumía, pero a menudo era simplemente quemado por la falta de demanda local o de gasoductos disponibles; todavía recuerdo las llamas gigantescas que se elevaban de los yacimientos petroleros durante mi visita a Nigeria en 1993. Pero la subida de los precios de los hidrocarburos y la tecnología del gas natural licuado (GNL) cambiaron este escenario para siempre.

El gas natural licuado puede verse como un «gasoducto flotante» que proporciona flexibilidad al transporte de gas hacia cualquier parte del mundo, y conecta al productor de gas y los trenes de licuefacción con las plantas de regasificación y la red de consumidores.

El coste teórico del transporte de GNL desde Estados Unidos a Japón es de aproximadamente 2 dólares/MMBtu según BG Group, uno de los mayores transportadores de GNL del mundo. Por tanto, en un mundo perfecto (sin barreras logísticas, regulatorias o fiscales), cuando el precio del gas japonés subiera por encima del coste de transporte, los llamados «arbitrajistas» podrían comprar gas en Estados Unidos, gastar 2 dólares en el transporte y venderlo en Japón con un margen de beneficio. En abril de 2012, este margen habría supuesto comprar gas natural en Estados Unidos a 2 dólares/MMBtu, transportarlo por 2 dólares/MMBtu más, y venderlo en Japón por encima de los 20 dólares/MMBtu. ¿Buen negocio, no?

En la práctica, sin embargo, los cuellos de botella en la infraestructura existente y los obstáculos a la concesión de licencias para licuar y exportar gas natural fuera de Estados Unidos limitan y eliminan la capacidad de arbitraje. Pero no sólo hay gas en Estados Unidos. Y los incentivos están ahí y con el tiempo aplanarán y globalizarán la infraestructura de precios del gas natural y de los mercados de la energía. Se trata de una cuestión de tiempo.

Y la «mano visible» de los gobiernos y la regulación también juega un papel importante.

En Europa, por ejemplo, la decisión de construir tres ductos (el Nordstream, el Southstream y el Nabucco) para reducir la dependencia de Rusia ha dado como resultado un exceso de capacidad, lo que invariablemente influye sobre los precios y el rendimiento de las inversiones.

Es importante entender que el tiempo y el dinero son barreras tanto de entrada como de salida. Una vez desarrolladas las infraestructuras, ahí se quedan, igual que ocurrió con la banda ancha de internet.

Por otro lado, la magnitud de las inversiones (el proyecto Gorgon LNG en Australia tenía un presupuesto de 45 000 millones de dólares)[32] y de los desfases temporales (la respuesta llega entre cinco y diez años después de ejecutada la inversión) dan como resultado oscilaciones mucho mayores. El «muro de la oferta» es imparable y a menudo arrastra el equilibrio de mercado de la escasez a la saturación.

En el caso del GNL, la política de la energía nuclear en Japón es crucial. En abril de 2014, tres años después de Fukushima, el gobierno japonés ha aprobado planes para volver a la energía nuclear, aunque la escalada de la tensión entre Rusia y Ucrania amenaza con pasar el testigo de la demanda de GNL a Europa.

De un modo u otro, la banda ancha de la energía crece de forma rápida y en múltiples planos al mismo tiempo, y constituye una de las fuerzas aplanadoras más importantes hacia la globalización de la energía.

Cuellos de botella en el almacenamiento

El almacenamiento es otro componente importante de la «banda ancha energética». Los cuellos de botella en la capacidad de almacenamiento pueden causar dislocaciones de precios, así como ser fuente de volatilidad y riesgo (e incluso generar retornos negativos en los índices y otros instrumentos de inversión como los ETF, como analizaremos más adelante).

El gas natural es muy susceptible a los cuellos de botella en el almacenamiento, pero también existen en otras materias primas, como el petróleo. El crudo West Texas Intermediate, por ejemplo, ha sufrido una dinámica parecida. A pesar de tener una composición química casi idéntica al Brent, el diferencial de precio entre ambos crudos llegó a superar los 25 dólares por barril en 2011 por los cuellos de botella en la infraestructura de transporte y almacenamiento de Cushing, Oklahoma, que aislaron el WTI de otras referencias mundiales.

Por otro lado, más allá de las limitaciones logísticas de Cushing, la prohibición de exportar crudo vigente en Estados Unidos, sumada al incremento esperado de producción nacional y canadiense, y a los cuellos de botella en la capacidad de refino y almacenamiento en todo el país, pueden dar como resultado nuevas divergencias entre los crudos norteamericanos en el futuro.

Las plantas de licuado y regasificación como opciones reales

La capacidad de licuefacción y regasificación es otro componente clave de la «banda ancha energética».

En condiciones estándar de temperatura y presión, el metano se encuentra en estado gaseoso. Pero cuando es ligeramente comprimido y puesto a una temperatura de -163° C, se convierte en un líquido con un volumen de apenas 1/600 de su volumen en estado gaseoso.

Históricamente, las instalaciones de licuefacción y regasificación del gas natural se construyeron para dar respuesta a los desequilibrios estructurales entre demanda y oferta.

La infraestructura de GNL (licuefacción, transporte y regasificación) es extremadamente cara e históricamente se ha construido de modo que más o menos por cada unidad de capacidad de licuefacción había otra unidad de capacidad de regasificación por el lado receptor. No había muchas instalaciones «solteras» o capacidad sobrante en el sistema, en particular de los trenes de licuefacción más caros de construir. ¿Por qué iba a construir alguien capacidad de licuefacción sobrante sin tener garantizada una salida para la producción? Ésta es la razón de que históricamente los productores entraran en contratos a largo plazo, de treinta años, en un modelo de «pague lo contratado» (aunque el comprador ya no quiera el gas, debe seguir pagando por él).

Tras las carencias energéticas de los años setenta, Norteamérica puso en marcha una política energética que incluía el desarrollo de plantas de regasificación para importar gas desde diferentes lugares del mundo, incluido Oriente Medio.

En cuanto opción real que es, la capacidad de regasificación de GNL proporciona la opción, pero no la obligación, de comprar GNL de los mercados internacionales, regasificarlo y venderlo en el mercado interno. Si los precios internos son más bajos que los internacionales, la planta de regasificación se queda sin operar. Es como si fuera una opción de compra sobre el diferencial entre los precios nacionales e internacionales, para proteger al consumidor nacional.

Pero la revolución del gas de esquisto ha dado como resultado una situación en la que Norteamérica «nada» literalmente en gas natural. ¿Por qué importar gas de Oriente Medio, cuando en Norteamérica hay sobreproducción?

Tras el accidente de Fukushima, Japón ofrece grandes incentivos para el desarrollo de la capacidad de licuefacción y transporte de GNL en todo el mundo. Los incentivos son particularmente fuertes en Norteamérica, donde el gas de esquisto ha generado una prima negativa para los precios internos del gas, pero hay muchos otros países que también están respondiendo.

Pensemos en Australia, que ha invertido más de 500 000 millones de dólares en nueva capacidad[33] de licuefacción, con el fin de desarrollar y exportar sus importantes reservas de gas natural, aprovechando la proximidad geográfica con los mercados del noreste asiático.

Pero tampoco Australia está sola en esto. Por todo el mundo hay ambiciosos planes de expansión para exportar GNL a Asia.

Y como acostumbra a suceder, todos estos productores se esfuerzan en incrementar su capacidad partiendo de la premisa de que «son los únicos que lo están haciendo».

El mercado del GNL está aumentando su capacidad por ambos lados. Y de modo parecido a como ocurre con «las dos caras de la moneda de la seguridad energética», el incremento de la oferta necesitará encontrar mercados. A fecha de hoy, disfrutan de las ventajas de la existencia de una fuerte competencia por su gas, pero pronto deberán enfrentarse a una creciente competencia de otros exportadores de GNL… así como del gas de gasoducto, que es significativamente más barato y por tanto se está desarrollando a gran velocidad.

Todas estas expansiones se basan en la extendida percepción de que «Asia es una fuente ilimitada de demanda de gas natural, y sin límite de precio». Ninguna de las dos ideas es cierta. Invertir sin contar con la seguridad de la demanda o de los precios puede ser letal.

Pero los consumidores están invirtiendo en el desarrollo de tantas opciones como tienen a su alcance, con el objetivo de obtener volúmenes cada vez más elevados y fiables, a precios cada vez más baratos. China, por ejemplo, está desarrollando una importante red de unidades de regasificación de GNL a la vez que importa gas por gasoductos desde Rusia, Mongolia o las antiguas repúblicas soviéticas. ¡Y no olvidemos el potencial de crecimiento de la oferta interna!

Los gasoductos y el GNL compiten entre sí, y cada uno tiene sus propias ventajas y desventajas.

La globalización del mercado de gas natural

Históricamente, los precios del gas natural han sido regionales y han estado dominados por tres grandes regiones consumidoras en gran medida independientes entre sí: Asia, Europa y Norteamérica.

Norteamérica cubre actualmente sus necesidades con el suministro interno, pero antes de la revolución del gas de esquisto era un importador neto de gas. Europa consume gas interno, gas importado por gasoducto y algo de GNL. Y Asia se abastece principalmente de GNL.

Aunque son exactamente de las mismas moléculas en todas las regiones, siempre han existido divergencias en los precios a causa de la gran inversión de capital requerida y la falta de masa crítica. El precio del gas natural del Henry Hub (HH) de Estados Unidos fluctuaba de manera totalmente independiente de los precios del National Balancing Point (NBP) Hub del Reino Unido o en el Japan Korea Marker (JKM).

A principios de la década, el desarrollo de GNL en Qatar comenzó a romper la estructura regional. La escala del proyecto hizo que se introdujera un mecanismo para que el gas fuera a la mejor oferta entre las tres regiones. Muchos pensaban entonces que los precios del gas iban a subir, pero la realidad ha resultado ser bien distinta.

Recuerdo que en 2012 muchos hedge funds se habían fijado en los grandes diferenciales de precios que existían entre el gas estadounidense y británico. HH cotizaba a 2 dólares/MMBtu, mientras que NBP cotizaba al equivalente a 8 dólares/MMBtu. La idea era comprar HH y vender NBP, con la perspectiva de que con el tiempo el diferencial se iría estrechando. Se trataba de una operación por «valor relativo», no de «arbitraje». La diferencia es importante. Un arbitraje es una transacción con riesgo cero, que requiere la capacidad de realizar el traslado físico del gas desde el HH hasta el NBP. Dicha operación tal vez habría sido factible, pero a un coste que prácticamente «se comería» el diferencial de precio y hasta lo superaría. La oportunidad de arbitraje sólo existía para quienes dispusieran de la infraestructura física para ello. Los hedge funds simplemente «apostaban» a la convergencia de precios. Y como dicha convergencia no se produjo, sino que se amplió aún más como resultado de dinámicas locales como la meteorología, los hedge funds tuvieron que asumir pérdidas importantes.

A fecha de hoy, las diferencias regionales se encuentran en máximos históricos. En 2013, la media en Estados Unidos eran 4 dólares/MMBtu. En Japón, 15 dólares/MMBtu. Eso es un diferencial escandaloso, resultado de la coincidencia de sobreproducción en Norteamérica por efecto de la revolución del gas de esquisto, y la escasez de gas en Japón como consecuencia del accidente nuclear de Fukushima y el subsiguiente cierre de los reactores nucleares.

Y estos diferenciales enormes se mantienen desde hace ya varios años. Puede parecer una situación estable, pero el mercado ha comenzado a defenderse. Como siempre, hay un «retraso» entre los estímulos de precio y las respuestas de la oferta y la demanda.

Pero que nadie se engañe. La respuesta va a llegar, y será sonada.

GRÁFICO 4. Tabla sobre el equilibrio mundial del GNL. Previsión anual hasta 2023 en BCM/año, salvo que se indique otra cosa

Obsérvese que nuestras proyecciones en cuanto a la demanda están limitadas por la oferta disponible hasta 2014. A partir de 2015, las cifras de demanda indicadas arriba deberían interpretarse en un contexto de demanda no limitada, mientras que los volúmenes de consumo actuales están determinados en último término por el equilibrio entre oferta y demanda de cada momento.

Fuente: Goldman Sachs Global Investment Research.

La «banda ancha de GNL» es un componente clave de la «banda ancha energética», que incluye también las conducciones de petróleo y gas y otros factores.

Y las implicaciones para los precios y la valoración de los activos son enormes.

Para comprender este futuro, vale la pena examinar las lecciones aprendidas del pasado.

El peligro de una gran depreciación de los activos

La combinación del incremento de la producción nacional, la importación de gas tanto vía gasoducto como vía GNL y el almacenamiento podría alterar el equilibrio de fuerzas en beneficio de los consumidores, a través del aumento de la competencia y de los márgenes de seguridad, y crear un «mercado de compradores».

Igual que ocurrió en el caso de la banda ancha de internet a finales de los noventa y principios de 2000, cabe la posibilidad de que la sobrecapacidad termine por reducir los márgenes y que los precios converjan hacia los costes variables empujados por el transporte del gas.

El elevado coste de inversiones funciona como barrera de entrada. Pero una vez construida la capacidad, actúa como barrera de salida. Y dada la naturaleza de la estructura de costes, dichas plantas de gas licuado seguirán funcionando mientras puedan cubrir su coste variable marginal de producción.

Los grandes ganadores de la revolución de la energía podrían muy bien ser los consumidores, que obtendrían acceso a energía más barata y abundante.

A partir del año 2000 se desplegó una extensa red de banda ancha de fibra óptica que conectaba literalmente océanos y continentes. El capital acudió atraído por el valor intrínseco y el valor tiempo de los activos, pero la sobreproducción llevó al estallido de la burbuja puntocom, y dejó los activos en precios muy accesibles para los consumidores. La banda ancha de internet se ha convertido en una poderosa fuerza aplanadora del mundo.

De modo parecido, en la actualidad se está desplegando una extensa red de infraestructuras de almacenamiento, conducción, licuefacción de gas, transporte marítimo y regasificación que comienza a funcionar como una auténtica «banda ancha del gas natural», que viene a sumarse a una «banda ancha de la energía» ya instalada y en pleno proceso de crecimiento. Dicha red es muy cara de construir, pero los incentivos están ahí, y con el tiempo harán posible la producción de gas a buen precio para los consumidores. Al igual que la banda ancha de internet, la banda ancha energética tiene el potencial de convertirse en una poderosa fuerza aplanadora del mundo.

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La sobrecapacidad

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RICHARD BRANSON

Déjà vu

En 1995, la compañía petrolera para la que yo trabajaba decidió ampliar sus operaciones de refino. En aquel momento, la sobrecapacidad a escala mundial excedía los 7 millones de barriles al día, pero nuestra alta dirección se guiaba por una «visión a largo plazo» del sector. Fui a visitar varias refinerías por toda Europa, en busca de los activos adecuados para comprar, e incluso consideramos la posibilidad de construir una totalmente nueva en China (hasta que conocimos las exigencias del gobierno chino, incluido el número mínimo de trabajadores, la producción mínima o la necesidad de aprobación de los proveedores, por mencionar sólo algunas). Al final, ni compramos ni construimos ninguna refinería nueva, pero comprobamos que todas las estimaciones de investigadores, brókers, consultores y expertos en el sector coincidían en que la demanda habría absorbido totalmente la sobrecapacidad en el refino antes de 2000.

En 2013, durante una visita a algunos activos importantes de producción y refino de petróleo en Latinoamérica, encontré una frase interesante hojeando algunas notas de investigación: «La sobrecapacidad mundial de refino es de unos 7 millones de barriles al día. Sin embargo, estimamos que será totalmente absorbida por el crecimiento de la demanda para el año 2020». Encendí mi Ipod y puse Déjà vu, de Crosby, Stills, Nash & Young.

Además de padecer largos períodos de sobrecapacidad, las compañías refinadoras también han sufrido la doble presión de los productores (y su capacidad de limitar la producción) y los consumidores (y su capacidad para poner el precio que pueden y quieren pagar).

La «venganza de la vieja economía» fue especialmente dura en el refino. El aumento de la demanda procedente de los mercados emergentes superó las previsiones más optimistas, y los cuellos de botella en el refino jugaron un papel crucial en la carrera hacia la superación de los 140 dólares por barril en 2008.

Por primera vez en décadas, el refino tenía la sartén por el mango frente a la OPEP.

Lamentablemente para las refinadoras, la fiesta no duró mucho. Pronto llegó la respuesta al incentivo de los elevados márgenes del refino, en forma de capacidad nueva y mejorada.

Desde entonces, el refino es la historia de dos regiones: las refinerías norteamericanas disfrutan de los beneficios del crudo nacional, barato y sin salida al mar, mientras que las refinerías europeas y asiáticas sufren más que nunca los efectos de la sobrecapacidad y la presión combinada de productores y consumidores.

El refino como opción real

El crudo en bruto, tal como se encuentra en la naturaleza, no es muy útil.

Las refinerías desempeñan una función crucial al convertir el crudo inútil en productos refinados útiles, como la gasolina, el crudo o el combustible de aviación. Las refinerías compran crudo, lo procesan y venden una cesta de productos refinados, quedándose con un «margen de refino».

La refinería más simple se conoce como unidad de destilación de crudo (CDU, por sus siglas en inglés) y parece una «gran tetera» que calienta el crudo y lo separa en partes de acuerdo con sus diferentes temperaturas de ebullición. Partiendo del más volátil gas licuado del petróleo (LPG, por sus siglas en inglés), pasando por la gasolina, la nafta, el queroseno y el diésel, hasta el fueloil, entre otros. Dicho de la manera más simple, en una CDU «todo lo que entra por un lado, sale por el otro».

Las refinerías más complejas tienen la capacidad y la flexibilidad para optimizar los productos resultantes y maximizar el rendimiento económico. A lo largo de los años, los ingenieros del refino han aprendido a incrementar el rendimiento de los productosdealtovalorrespetandolascrecientesexigenciasmedioambientales, mediante una combinación de procesos térmicos y catalíticos, como la destilación al vacío, el reformado catalítico, el hidrotratamiento, el craqueo catalítico, la coquización, la isotermización y muchos otros.

Gracias a la mejora y la flexibilización de los procesos tecnológicos, hoy disfrutamos de mayores volúmenes de productos más limpios que antes.

Pero ni las refinerías ni los consumidores se han beneficiado de ello en términos económicos.

La mayor parte de los rendimientos económicos han ido a parar a los productores y a los gobiernos de los países consumidores.

Y toda la culpa es de las propias refinadoras.

El enfoque diplomático de las estimaciones de demanda

Parte de la culpa corresponde seguramente a la actitud optimista del sector, siempre convencido de que «la demanda absorberá la sobrecapacidad en x años», pero también hay otras fuerzas aplanadoras y deflacionarias que han contribuido de forma importante.

Históricamente, algunas de las mayores refinerías del mundo se encuentran localizadas en los propios países productores, los cuales exportan luego los productos ya refinados a los consumidores.

La refinería Abadan, en Irán, fue la mayor refinería del mundo durante la mayor parte del siglo XX, pero sufrió importantes daños durante la guerra Irán-Irak de los años ochenta. Otras refinerías importantes son Ras Tanura de Arabia Saudita, la mayor refinería del mundo en aquel momento, o Paraguaná en Venezuela, la tercera más grande del mundo a día de hoy, con una capacidad de 956 000 barriles al día.

Pero en los últimos tiempos la situación ha cambiado. La mayor refinería del mundo es el complejo Jamnagar, en la India, con una capacidad de 1 240 000 barriles al día. La segunda, la cuarta y la quinta más grandes se encuentran en Corea del Sur, y su capacidad combinada es de 2 690 000 barriles al día. Y la sexta más grande se encuentra en Singapur, con una capacidad de 605 000 barriles al día.

¿Es mejor que las refinerías estén cerca de los consumidores o de los productores?

Los productores tienen sus propias necesidades internas de consumo, las cuales han ido creciendo de forma descontrolada gracias a los precios subvencionados. Irónicamente, Irán cuenta con las segundas reservas más grandes de petróleo del mundo y es el tercer mayor exportador de crudo, pero es un gran importador de productos refinados. Según fuentes parlamentarias, las importaciones de combustible costaron al gobierno 4000 millones de dólares tan sólo en 2007. Cerca del 40 por ciento del petróleo refinado consumido en Irán es importado de la India.

Por otro lado, los productores de petróleo pesado como Arabia Saudita o Venezuela tienen un importante incentivo para desarrollar capacidad compleja de refino a escala nacional. Una lección que aprendieron de forma dolorosa en 2008, y que explicaré con más detalle más adelante.

Además, los consumidores tienen también incentivos para construir capacidad doméstica, en parte para protegerse contra el riesgo de posibles crisis de oferta.

Cualquiera que sea la razón, el hecho es que el incremento de capacidad tanto entre los productores como entre los consumidores ha derivado en una situación de sobrecapacidad estructural.

Barreras de entrada y de salida

El refino es un negocio muy intensivo en capital. Los nuevos activos requieren grandes inversiones. Pero una vez construidos, su vida media ronda los treinta años. Esto ha creado barreras de entrada —por el gran coste— y de salida —una vez gastado—, los gobiernos no quieren que se desmantele una refinería.

Productos limpios

Las refinadoras han debido ajustarse a unas reglamentaciones medioambientales cada vez más exigentes, lo que ha concedido una rentabilidad extra a las refinerías más complejas y flexibles, aunque los precios han tendido a revertir rápidamente hacia el coste marginal.

Atrapados entre los productores y los consumidores

Además de la sobrecapacidad estructural, las refinadoras han padecido históricamente la doble presión de los productores y los consumidores, así como la implacable competencia derivada de la sobrecapacidad estructural.

Los consumidores de productos refinados son muy sensibles al precio. Si los precios en gasolinera son demasiado elevados consumirán menos, pero no tienen capacidad de fijar el precio.

Por otro lado, los productores han podido fijar precios en el pasado, y los gobiernos se llevan una cuota fija en forma de impuestos. Eso deja en una situación muy precaria al resto de la cadena, esto es, a las refinadoras y las distribuidoras.

Localización, localización, localización

La localización de las refinerías se ha convertido en un factor crucial de su rentabilidad.

En Norteamérica, el incremento de la producción doméstica, combinada con las restricciones regulatorias a la exportación de crudo, han aumentado enormemente los márgenes del refino e incrementado su rentabilidad. Los cuellos de botella de Cushing que vimos en el capítulo anterior permitieron a las refinerías de la región comprar crudo a precios muy descontados, para luego convertirlo en productos refinados de más valor. Las refinadoras norteamericanas están disfrutando de un período de bonanza, pero a costa de los productores y consumidores norteamericanos.

En Europa y Asia, por otro lado, las refinadoras están pasando por apuros. La elevada prima del precio del Brent y otros crudos importantes ha llevado a una situación de sobrecapacidad en el sector, la cual ha generado una competencia extrema y estrechado los márgenes. Fuera de Norteamérica, los productores siguen gozando de la bonanza, en buena medida a expensas de las refinadoras y los consumidores.

Comportamiento procíclico

La sobrecapacidad es también el resultado de la naturaleza procíclica del sector energético, que resulta particularmente evidente en los sectores del refino y la generación eléctrica. El optimismo estructural respecto al crecimiento de la demanda ha dado como resultado una sobrecapacidad estructural y en consecuencia la destrucción de rentabilidad.

«La industria invierte siempre a partir de la falsa creencia de que nadie más va a hacer lo mismo que ella está haciendo», me dijo una vez un compañero de trabajo con mucha experiencia. Cuánta razón tenía.

Transporte marítimo. Ductos y almacenes flotantes

El transporte marítimo es otro componente importante de la sobrecapacidad.

Los cuellos de botella en la capacidad de transporte pueden dar lugar a divergencias de precios y a volatilidad.

Históricamente, estos períodos de contracción han ido seguidos por grandes respuestas de la oferta y largos períodos de sobrecapacidad y precios deprimidos.

El auge y la caída del coste de fletes marítimos

La razón por la que he identificado el transporte marítimo como una de las fuerzas aplanadoras clave es por su potencial de crear cuellos de botella en la banda ancha energética.

La historia económica muestra que aquellos sectores que han sufrido largos períodos de sobrecapacidad y bajo rendimiento tienden a ser los más explosivos cuando cambian las tornas. Son los candidatos perfectos para dar la sorpresa, como ocurrió en el caso del superciclo del transporte de carga seca.

Pensemos por ejemplo en el mercado de fletes marítimos. El índice de referencia más conocido es el Baltic Dry Index (BDI), que realiza un seguimiento del coste de transporte de las principales materias primas sólidas a granel, como el carbón, el mineral de hierro y el grano.

Después de que el Baltic Dry Index se mantuviera en una media de 1000 puntos durante más de veinte años, no había mucho incentivo para invertir en capacidad de transporte de carga seca. Pero el crecimiento continuado de la demanda procedente de China y de los mercados emergentes hizo que en 2003 el precio se disparara hasta los 6000 puntos para destruir la demanda suficiente que equilibrara el mercado. Los elevados precios dieron la señal y aportaron el incentivo necesario para crear más oferta, la cual no tardó mucho en llegar. Tras un período de dieciocho meses de extraordinaria volatilidad, la nueva capacidad de transporte llegó al mercado.

A lo largo del invierno de 2006 tuve la oportunidad de visitar Stavanger, en Noruega, en el marco de una visita muy completa a los principales yacimientos de petróleo de aguas profundas y su industria de servicios. Hacia el final del viaje, tuve el placer de conocer en persona al propietario de uno de los mayores astilleros del mundo. Hacía muchísimo frío, al menos para mí. Llevaba encima tantas capas de ropa que me sentía como una cebolla (por supuesto, él iba en camiseta). El jefe de ingenieros nos enseñó las impresionantes instalaciones y elogió el extraordinario nivel tanto de la plantilla como de la tecnología. Pero cuando pregunté por Corea, las sonrisas se convirtieron en ceños fruncidos. Estaba claro que las heridas dejadas por esos veinte años de precios bajos y sobrecapacidad seguían todavía muy frescas en su memoria. La competencia de otros astilleros y la capacidad aplanadora de la sobrecapacidad eran muy poderosas y sin apenas darte cuenta podían hundir los precios de los fletes y complicar las condiciones financieras. Ya lo habían visto otras veces. Pero aquella vez el libro de pedidos estaba más lleno que nunca. Las tarifas diarias no paraban de batir récords, aunque en un contexto de gran volatilidad, como sólo la conocen quienes negocian fletes y energía. El escenario estaba listo para que ocurriera algo.

En 2007, el mercado ya había absorbido toda la nueva capacidad y los precios tocaron techo en un máximo histórico de 12 000 puntos, el doble del pico anterior y doce veces el precio medio. La respuesta de la oferta había sido inmensa. Como acostumbra a ocurrir, la nueva oleada de oferta llegó en el peor momento, justo cuando la demanda se retiraba. Y los precios se desplomaron.

A finales de 2013, el BDI había vuelto a su media de 1000 puntos. Había descrito un círculo completo. Y quién sabe cuánto tiempo se va a quedar ahí.

Vale la pena señalar que la sobrecapacidad en el transporte marítimo puede servir también como «almacén flotante», y así ha sido en el caso del crudo, cuando el descuento de los precios de contado ha sido tan grande que resultaba rentable comprar y almacenar el crudo en un petrolero, aun pagando los derechos de estadía y otros costes, y revenderlo en el mercado de futuros para beneficiarse del contango. Tal es la flexibilidad del mercado.

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Globalización, industrialización y urbanización

Ir en contra de la globalización es como ir en contra de la ley de la gravedad.

KOFI ANNAN

Globalización, industrialización y urbanización

Recuerdo mi primer viaje a China como si fuera ayer. Yo tenía veintipocos años, vivía y trabajaba en Londres y comenzaba a viajar regularmente por trabajo. Resultaba fácil dejarse llevar por la rutina del vuelo: trabajar un poco, ver una película, tomar un vaso de vino y dormir tanto como fuera posible, pero aquél era un viaje especial. Recuerdo que pensé: «Dentro de diez horas seré el primer miembro de mi familia en poner el pie en China». Tenía una sensación de orgullo y responsabilidad, y no dejaba de pensar en mis padres, sus padres y los padres de sus padres, en lo orgullosos que estarían de que yo pudiera ver partes del mundo que ellos probablemente nunca verían con sus propios ojos.

Diez horas en un avión puede ser mucho tiempo, pero para mí, aquel día, no fueron suficientes. Mientras surcábamos el aire yo no dejaba de recordarme que el mismo viaje me habría llevado diez días en tren y varias semanas en barco. Pensé en Marco Polo y en su caballo, y en lo que debían ser sus viajes a China en el siglo XIII. La aventura de visitar culturas lejanas, aquel extraordinario esfuerzo físico sometido a las inclemencias del tiempo y a los peligros de lo desconocido. Pero ahí estaba yo, cómodamente sentado en un avión, contemplando las heladas estepas rusas que se extendían debajo de mí, a apenas unas horas del aeropuerto de Pekín, donde un coche me estaría esperando para llevarme a un lujoso hotel en el centro. Resultaba fácil perder la perspectiva de cuánto había «encogido» el mundo con el transporte aéreo. En mi empresa, tomar el último avión de la noche de Londres a Pekín, Nueva York o Johannesburgo y volver a la noche siguiente era bastante común. Eso sí que es globalización.

Pero esta vez me obligué a tomármelo de otro modo. Quería asegurarme de que no perdía la perspectiva sobre lo que estaba haciendo. Dediqué buena parte del viaje a leer sobre China y a mirar por la ventana, hipnotizado por las vastas llanuras y cadenas montañosas que desfilaban por debajo de nosotros al cruzar Europa oriental, Rusia, Kazajistán, Mongolia y finalmente China. «El mundo está casi vacío», recuerdo que pensé. A excepción de unas pocas ciudades repartidas por el camino, el paisaje estaba casi totalmente desnudo. «Quién sabe cuánto petróleo, gas o carbón nos está esperando debajo de estos campos», pensé. Uno se sentía muy pequeño, dedicando su vida a ir del superpoblado «punto A» al superpoblado «punto B», sin darse plena cuenta de las dimensiones del mundo. El mundo no era tan pequeño ni estaba tan poblado después de todo.

De modo que ahí estaba yo, dividido entre la perspectiva de un mundo pequeño y superpoblado fruto de los viajes y la globalización, y la perspectiva de un mundo inmenso y vacío.

Y entonces aterrizamos. Estaba en China. Por fin. Pero la excitación dio paso rápidamente a la cruda realidad. Lo primero que me golpeó fue la contaminación y los fuertes olores. Luego los miles de bicicletas, autobuses y coches atrapados en infinitos atascos que se extendían en todas direcciones, hasta donde me alcanzaba la vista. Nada parecido a la postal idílica que esperaba poder describirle por teléfono a mi abuelo.

El mundo vacío que había visto desde el avión parecía muy lejano ahora. Pekín tenía ya cerca de 15 millones de habitantes por entonces, y ha alcanzado los 21 millones en 2014.

En marzo de 2014, el gobierno chino anunció su intención de desplazar a 100 millones de personas de zonas rurales a urbanas durante los siete años siguientes. En la actualidad, alrededor del 54 por ciento de los chinos viven en ciudades, a diferencia del 80 por ciento de los países desarrollados y el 60 por ciento aproximado de otros países en desarrollo con unos ingresos per cápita parecidos a los de China. El «Nuevo Plan de Urbanización Nacional» tiene por objetivo acercarse al 60 por ciento para el año 2020, mediante la construcción a gran escala de vías de transporte, infraestructuras urbanas y zonas residenciales, bajo la égida de la promesa gubernamental de que la urbanización china estará más «centrada en el ser humano» y será «respetuosa con el medio ambiente».

Se trata de una operación altamente controlada. El gobierno lleva un estricto sistema hukou de registro familiar, y las personas nacidas en el campo que emigran a una ciudad sin obtener un permiso hukou para hacerlo pierden en general su derecho a los servicios sociales, incluida la sanidad, la vivienda, la educación o las pensiones en sus nuevos hogares urbanos.

En la actualidad, unos 270 millones de residentes urbanos chinos son inmigrantes rurales sin permiso hukou. Eso significa que la urbanización en China es en cierto modo controlada y reversible, pues estos ciudadanos tenderán a regresar a sus pueblos si pierden sus empleos en la ciudad. El nuevo plan del gobierno pretende resolver este problema mediante la concesión de hukous permanentes a 100 millones de estos trabajadores inmigrantes de forma gradual hasta el año 2020.[34]

En el marco de la nueva oleada de desarrollo de infraestructuras, el plan del gobierno incluye garantizar que todas las ciudades chinas con más de 200 000 residentes estén interconectadas mediante ferrocarril y vías rápidas para el año 2020, mientras que todas las ciudades de más de 500 000 habitantes estarán conectadas por ferrocarril de alta velocidad. También se construirán nuevos aeropuertos para garantizar que la red de aviación civil llega hasta el 90 por ciento de la población.

Las tendencias de globalización, industrialización y urbanización apuntan hacia un crecimiento continuado de la demanda china, y la oferta se prepara actualmente para responder a este crecimiento. Pero tales expectativas podrían verse frustradas.

La hipótesis del «crecimiento eterno» de la demanda

Nuestro cerebro parece tener una inclinación inconsciente por la idea del «crecimiento sostenido de la población», el «crecimiento sostenido de la demanda de energía» y el «crecimiento sostenido de la contaminación», con el consiguiente fatalismo en cuanto al futuro del mundo.

No cabe duda de que hay mucha verdad en algunas de estas premisas, pero nuestro cerebro tiende a pasar por alto otros factores importantes que también entran en juego —fruto tanto de la «mano invisible» de los mercados como de la «mano visible» de la regulación y la intervención del gobierno— y que apoyan una perspectiva más optimista y sostenible del mundo.

Esta clase de sesgos inconscientes y proyecciones pesimistas responden a ciertas tendencias demográficas y de consumo energético. Examinaré por separado ambos tipos de tendencias y proyecciones.

En primer lugar, la demografía. Sin pretender simplificar en exceso la situación, puede decirse que la población mundial se divide en dos grandes grupos: los mercados desarrollados y los mercados emergentes, los cuales siguen tendencias claramente divergentes.

En segundo lugar, el consumo energético per cápita. También en este caso, sin pretender simplificar en exceso la situación, encontramos dos grandes sectores: la demanda relacionada con el transporte y la no relacionada con el mismo. La demanda de transporte es actualmente un monopolio del crudo y los productos refinados como la gasolina, el diésel o el queroseno. La demanda no relacionada con el transporte, como la generación eléctrica, industrial y residencial, encuentra una competencia abierta e intensa entre el gas natural, el carbón, la energía nuclear, la hidráulica, la solar, la eólica o la biomasa, por mencionar sólo algunas.

El resultado es una matriz de «dos por dos», compuesta por las tendencias de la demanda energética en los mercados desarrollados y emergentes, y de la demanda de combustibles para el transporte y no relacionados con el transporte. Todos estos sectores funcionan, en gran medida, de manera independiente en la actualidad, pero están en juego importantes fuerzas aplanadoras, tal como expondré en las próximas secciones y capítulos.

Y el mejor lugar para empezar a «desmontar» la proyección de un crecimiento sostenido de la demanda es la premisa fundamental del «crecimiento sostenido de la población».

La población global crece, pero a un ritmo cada vez más lento

En el año 1900, la población mundial estaba en torno a los 1700 millones de personas. Antes de eso, el crecimiento de la población mundial había sido lento. La estructura de edad de la población era en gran medida constante, y pocas personas vivían más allá de los sesenta y cinco.

Durante la primera mitad del siglo XX, el aumento de la esperanza de vida disparó el crecimiento de la población. En 1950, la población mundial era de 2650 millones de personas.

Pero durante la segunda mitad del siglo XX, las tasas de fertilidad se han reducido enormemente, casi hasta la mitad, lo que ha frenado el ritmo de crecimiento de la población y aumentado el peso de la gente mayor dentro de ella.

En 2013, la población mundial había superado los 7000 millones de personas. Un incremento de 5300 millones desde principios del siglo XX.

La ONU prevé que en 2050 la población mundial habrá alcanzado los 9000 millones de personas.

Para el año 2100, la ONU prevé que alcance los 11 000 millones de personas.

Vale la pena observar que detrás de estas proyecciones de crecimiento de la población hay una reducción de la tasa de crecimiento, desde el 1,25 por ciento anual actual hacia un 0,25 por ciento anual.

Es más, se espera que a lo largo de los próximos cincuenta años la población descienda en algunos países y regiones: hasta un 30 por ciento en la Europa central y oriental, un 22 por ciento en Italia o un 14 por ciento en Japón.

En conjunto, pues, se espera que la población mundial continúe creciendo, pero a un ritmo más lento.

La estructura de edad está cambiando

Otro hecho fundamental de la demografía a nivel mundial es que está cambiando la estructura de edades, la «pirámide de la población».

La población mundial está envejeciendo en su conjunto. Aumenta la proporción de la población de mayor de edad, aunque esta situación varía mucho entre distintas regiones.

Esta tendencia es importante, pues se espera que tenga efectos negativos sobre la economía global en forma de menor crecimiento económico y dificultades de financiación para los sistemas de pensiones y de sanidad.

También plantea el interrogante de cuál va a ser su impacto sobre el consumo energético, en la medida en que diferentes regiones y grupos de edad siguen patrones obviamente diferentes de consumo.

Crecimiento de la población, crecimiento económico y crecimiento de la demanda energética

El crecimiento económico está estrechamente relacionado con la demografía, pero la relación entre la tasa de crecimiento de la población y la tasa de crecimiento económico ha sido objeto de debate desde hace siglos.

En 1798, Thomas Malthus sostuvo en su Ensayo sobre el principio de la población que «la tasa de crecimiento de la población se mantenía en equilibrio por efecto de la tasa de crecimiento económico».[35] Sin embargo, la dinámica actual parece ser exactamente la inversa. A medida que aumenta la prosperidad económica en todo el mundo, las tasas de fertilidad han ido descendiendo y la esperanza de vida ha aumentado, con el resultado de un menor crecimiento de la población y un progresivo envejecimiento.

Dejando de lado las tendencias del pasado, la cuestión crucial ahora es: «¿Cuán intensivo en energía será el crecimiento económico del futuro?». Las tendencias recientes indican que el crecimiento económico se está volviendo en conjunto menos intensivo en energía. También en este caso la tendencia varía mucho entre unas y otras regiones, pues las economías en desarrollo son más intensivas en energía y materias primas que el mundo desarrollado.

A medida que los mercados desarrollados se vuelven menos intensivos en energía, su cuota dentro de la demanda mundial irá decreciendo. A fecha de hoy, por ejemplo, los norteamericanos son sólo el 5 por ciento de la población mundial, pero consumen el 24 por ciento de la energía mundial, una proporción claramente insostenible.

En cuanto al crecimiento económico, el FMI estima que el PIB real mundial crecerá en conjunto un 411 por ciento (es decir, una media del 3,6 por ciento anual) entre 2010 y 2040, aunque siguiendo patrones distintos por regiones: 4,7 por ciento anual fuera de la OCDE y 2,1 por ciento anual en la OCDE.

En cuanto al crecimiento de la demanda de energía, la AIE estima que el consumo mundial de energía crecerá un 56 por ciento (es decir, un 1,1 por ciento anual) durante el mismo período, también siguiendo patrones distintos por regiones: 90 por ciento de crecimiento fuera de la OCDE y 17 por ciento de incremento en la OCDE. En 2040, el consumo energético de China doblará el de Estados Unidos y cuadruplicará el de la India.

En este punto es importante diferenciar el origen de la demanda energética. Tendemos a distinguir entre dos grandes categorías. Por un lado, la generación eléctrica y la demanda industrial. Por el otro, la demanda de transporte. Estos sectores se encuentran hoy en día muy fragmentados, pero a medida que se aplane el mundo de la energía estarán cada vez más nivelados e interrelacionados.

Si comparamos las estimaciones de la ONU sobre el crecimiento de la población, las del FMI sobre el crecimiento económico y las de la AIE sobre el crecimiento de la demanda, resulta que un crecimiento de la población del 0,7 por ciento anual a escala mundial podría generar un crecimiento económico en términos de PIB real de 3,6 por ciento anual, al tiempo que incrementaría el consumo energético un 1,5 por ciento anual.

Dichas tendencias encajan con las conclusiones de Laherrere, según el cual el pico del consumo y la producción mundial per cápita de petróleo tuvo lugar en 1979.[36]

Cualquiera que trabaje en el mundo de las previsiones sabe lo difícil que es hacer proyecciones a esta distancia en el futuro. Cuanto mayor es el plazo de la predicción, mayor el margen de error. Los cambios que puedan producirse en diferentes variables pueden combinarse entre sí, y alterar a su vez la evolución de otras variables. Predecir el crecimiento de la población mundial, de la actividad económica y del consumo energético es todo un reto, muy sensible además a variables como la fertilidad y la mortalidad.

Por otro lado, resulta aún más difícil convertir esas proyecciones en predicciones sobre los precios, pues la demanda interactúa necesariamente con la oferta. Cuando dirigimos la mirada hacia el futuro, el abanico de precios posibles parece mucho más abierto que nunca. Incluso los expertos del sector discrepan de forma importante sobre la futura evolución de los precios.

Por esa razón no voy a realizar predicciones sobre precios futuros, sino que centraré mi atención en los factores que influyen sobre su evolución, la dirección más probable en la que van a ejercer su influencia y su interrelación en procesos «virtuosos», «viciosos» o de «reversión a la media».

Un grave error de asignación de capital

Vilfredo Pareto fue un economista italiano nacido en 1848. Su trabajo se centró en la eficiencia económica y la distribución de ingresos. Desarrolló el concepto de «eficiencia paretiana», que en el mundo de la energía se traduciría en que los sectores más intensivos en energía deberían localizarse en los lugares donde la energía fuera más barata.

Nunca he comprendido por qué un importador de energía como China decidió construir la instalación de fundido de aluminio más grande del mundo. A fin de cuentas, China importa la bauxita de Brasil, el carbón coquizable de Australia y consume grandes cantidades de electricidad durante el proceso de refino, que obtiene gracias a la importación de carbón para calderas. Todo ello para producir lingotes de aluminio. ¿No sería más eficiente que China importara el aluminio y destinara a mejores usos sus limitados recursos energéticos? El fundido de aluminio puede hacerse en cualquier lugar, y puede aprovechar recursos eléctricos más baratos, como la energía hidráulica o la térmica. Justamente por eso Islandia ocupa un lugar destacado en el mapa del fundido de aluminio.

Los grandes desarrollos de infraestructuras en China reflejan en mi opinión el deseo de «crecer a cualquier precio», pero también la dinámica que describe Michael Lewis en El póquer del mentiroso, una lectura muy entretenida. «En todas las partidas hay un primo. Si no sabes cuál es el primo en tu partida, lo más probable es que seas tú». En mi opinión, los primos de la partida ecológica son los países con grandes industrias de tratamiento de acero, cemento o aluminio. Los países que importan y queman carbón para producir «energía sólida» en forma de acero, cemento o aluminio juegan la partida creyendo que están ganando «cuota de mercado» a otros participantes, sin darse cuenta de que en el proceso están contaminando sus bosques, sus aguas y a su población. Sólo cuando comprendan que son los primos de la partida tratarán de pasarle el testigo al siguiente primo, obsesionado por el «crecimiento a cualquier precio» y sin tener en cuenta las consecuencias a largo plazo.

Y no se trata ni siquiera de negocios rentables, lo que vuelve aún más absurda la situación. Alguna de estas industrias funciona en un contexto de gran exceso de capacidad.

Estos «errores de asignación de capital» son constantes. El proceso de optimización es obviamente más complejo que ver simplemente dónde están las fuentes más baratas de energía, pero la regla 80/20 nos dice que ése debería ser el principal factor en el proceso de asignación.

La cuestión del «crecimiento sostenido de la demanda de electricidad» debe considerarse en este marco general de errores de asignación por parte de los grandes consumidores de energía: un mundo complejo, pero fascinante, donde las «manos visibles» de los gobiernos y la regulación juegan un papel más importante que las «manos invisibles» de los mercados, como hemos comprobado también en otros sectores altamente subvencionados.

Si consolidamos las estimaciones de la ONU sobre el crecimiento de la población, las del FMI sobre el crecimiento económico y las de la AIE sobre el crecimiento de la demanda energética para el año 2040, resulta que un crecimiento de la población del 0,7 por ciento anual a escala mundial podría generar un crecimiento económico en términos de PIB real del 3,6 por ciento anual, al tiempo que incrementaría el consumo energético un 1,5 por ciento anual. La conclusión es que las relaciones tradicionales entre el crecimiento demográfico, el crecimiento económico y el crecimiento de la demanda energética cambian a medida que el mundo se vuelve más eficiente y menos intensivo en energía.[37]

Pero hay otro factor que contribuye al exceso de capacidad, y es el hecho que ya he comentado, y merece siempre repetirse, de que las estimaciones de la demanda tienden a ser «diplomáticas». Por ejemplo, las previsiones de demanda de la AIE se basan en las estimaciones del PIB de los propios países, las cuales tienden a ser «demasiado optimistas» acerca de su crecimiento económico. ¿Qué país se «pegaría un tiro en su propio pie» presentando unas previsiones excesivamente negativas que pudieran influir sobre el consumo y la inversión?

Por otro lado, estas proyecciones también tienden a ignorar el impacto del ahorro y la eficiencia, que tienen un poderoso efecto deflacionario sobre la demanda. Aunque el impacto de la eficiencia resulta más evidente en los países de la OCDE, se traslada también de forma natural a los mercados emergentes a través de la tecnología.

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La destrucción de demanda

La eficiencia y el ahorro energético: David contra Goliat

El interés compuesto es la fuerza más poderosa del mundo.

ALBERT EINSTEIN

La eficiencia consiste en «hacer más con menos». Consiste en producir, refinar, transportar y consumir los recursos de forma más inteligente.

En «La tecnología cambia el mundo» nos hemos referido a los grandes avances tecnológicos que han abierto nuevas fronteras y liberado un potencial cuya existencia era conocida, pero no se podía desarrollar por problemas de tecnología y/o coste. Los grandes saltos marcan una línea, «un antes y un después».

Esta fuerza aplanadora, la «eficiencia», trata de «pequeños pasos» en los que la tecnología, la experiencia y las mejores prácticas nos permiten hacer más con menos. La «curva de aprendizaje» realiza una contribución continuada en todos los sectores de la industria energética: exploración, producción, refino, distribución y consumo.

La eficiencia tiende a considerarse un factor menor y a menudo pasa incluso desapercibido, pero sus efectos se suman y componen de manera exponencial. A largo plazo, el impacto de la eficiencia puede ser comparable o incluso mayor que el de cualquier gran avance tecnológico.

Acabamos de leer la cita de Albert Einstein, pues bien, el interés compuesto consiste en «obtener intereses sobre los intereses», y tiene mucho en común con las mejoras de eficiencia, donde la acumulación de pequeños incrementos puede dar resultados importantes.

¿Qué ocurre si ponemos 100 dólares a un interés del 2 por ciento anual durante cien años? Pues bien, al cabo de un año los 100 dólares se han convertido en 102. Luego, asumiendo que reinvertimos los 102 nuevamente al 2 por ciento, al término del año 2 tendremos 104,04 dólares, y no los 104 que uno habría calculado a bulto. Ese 0,04 es el «interés del interés». Y si seguimos reinvirtiendo las ganancias, año tras año, al cabo de cien años tendríamos más de 724 dólares gracias a la composición geométrica del interés, en lugar de los 300 dólares que nos hubiera dado un interés más lineal. La composición de pequeñas ganancias de eficiencia «estilo David» puede suponer un gran salto adelante a largo plazo y derrotar las expectativas de crecimiento de la demanda «estilo Goliat».

Los gobiernos de todo el mundo son muy conscientes de la importancia de la eficiencia. No por cuestiones de escasez, sino de competitividad y eficacia en el control de las importaciones, ya que el sector exterior —exportaciones menos importaciones— es una parte creciente del crecimiento del PIB de la OCDE.

Estados Unidos ha estado al frente, desde que se aprobó la Ley de ahorro y política energética de 1975. En febrero de 2014, la administración Obama impuso a los fabricantes de automóviles la obligación de doblar prácticamente (otra vez) la eficiencia media de combustible de los coches y camiones nuevos para el año 2025,[38] al establecer para dicho año una eficiencia media de combustible de 23,17 km/l. «Estas normas de eficiencia de combustible suponen el paso más importante que hemos dado para reducir nuestra dependencia del petróleo extranjero», dijo Obama.

Algo parecido ha ocurrido también en el resto del mundo. China ha situado la eficiencia energética en lo más alto de su agenda, y se ha fijado el objetivo de doblar su eficiencia a lo largo de la próxima década. La Unión Europea se ha fijado el objetivo legalmente vinculante de una mejora del 20 por ciento de la eficiencia energética para el año 2020. En Rusia, el presidente Dimitri Medvedev ha fijado el objetivo de reducir un 40 por ciento la intensidad energética de la economía rusa para el mismo año.[39]

La AIE estima que «se puede recortar a la mitad la demanda global de energía con mejoras en la eficiencia energética obtenidas a partir de medidas plenamente justificadas en términos económicos. El pico de la demanda mundial de petróleo se produciría antes del año 2020, y en el año 2035 estaría en torno a los 13 millones de barriles al día».[40]

Conducir más con menos

Los gobiernos no han dejado de fijar objetivos ambiciosos a la industria. Tal como dijo el presidente Obama en febrero de 2014, al anunciar otra campaña para incrementar la eficiencia energética: «La ambición en la eficiencia energética nos ha ido bien en el pasado, y seguiremos demostrando que quienes piensan que es imposible se equivocan».

Los nuevos límites establecidos por la administración Obama en Estados Unidos exigen a los fabricantes de automóviles prácticamente doblar la economía media de combustible de sus coches y camiones nuevos para 2025, con el mandato de alcanzar una economía media de combustible de 5,2 litros por 100 kilómetros.

Volar más con menos

Desde la década de los setenta, la eficiencia de combustible de los aviones se ha más que duplicado. Pero la principal fuente de eficiencia no han sido las turbinas, sino la reducción de peso y el diseño del fuselaje, con el cambio del aluminio por materiales más resistentes y ligeros llamados compuestos o carbono laminado.

Según algunas estimaciones del sector, el número de aviones comerciales en funcionamiento se duplicará a lo largo de la próxima década como resultado de la globalización y del incremento de los ingresos. Considerando que la aviación civil produce entre el 2 y el 3 por ciento del CO₂ a escala global, la eficiencia de combustible es alta en relación con las prioridades de ahorro energético y medioambientales.

Calentar más con menos

El Programa de Conservación de Energía de 1975 atribuyó al Departamento de Energía «la autoridad para desarrollar, revisar e implementar estándares mínimos de ahorro de energía en los electrodomésticos y la maquinaria».[41] El departamento se encarga actualmente de la realización de pruebas y de la implementación de unos estándares mínimos sobre más de cinquenta productos con aplicaciones en la vivienda, el comercio, la industria, la iluminación y la fontanería. Los controles de aislamiento y calefacción de las nuevas viviendas son mucho más eficaces en la actualidad que en décadas anteriores.

Buena parte de la atención se centra también en la contaminación. Según un estudio de la EIA, el sector industrial podría reducir un 25 por ciento su consumo a escala mundial usando «tecnología y prácticas ya probadas». El impacto sería inmenso teniendo en cuenta que el sector industrial consume más de un tercio de la energía y el carbón a escala mundial, y es por tanto responsable de la contaminación resultante.

¿Podemos confiar en la eficiencia?

Cuando uno mira hacia la historia, se da cuenta de que la eficiencia siempre ha tenido un papel crucial. Considerando los objetivos fijados por los gobiernos de cara al futuro, así como su evolución reciente, es muy probable que la eficiencia siga desempeñando un destacado papel como fuerza aplanadora, de acuerdo con el principio de que las pequeñas diferencias compuestas a largo plazo pueden dar grandes resultados. Como siempre digo, «veinte años ya no son lo que eran».

Lo que está claro es que de cara al futuro, y sean cuales sean las circunstancias, las mejoras de la eficiencia serán sin duda un componente importante de la demanda a largo plazo.

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La batalla por la cuota de mercado… a cualquier precio

Ser poderoso es como ser una dama, si tienes que recordárselo a la gente, no lo eres.

MARGARET THATCHER

La batalla en el sector del transporte es crucial para el futuro del monopolio del crudo y de la OPEP.

Por supuesto que el petróleo no va a desaparecer totalmente del sector del transporte, y muy probablemente seguirá dominando el sector durante décadas. Es cierto que a fecha de hoy, la cuota de mercado de los vehículos de gas natural, eléctricos o híbridos es casi desdeñable, pero pequeños cambios en las cuotas de mercado y otros factores pueden tener un gran impacto sobre la capacidad de fijar precios, como ya descubrieron los productores en 1986 y 1998.

Pero también existen barreras para el éxito y la adopción de las nuevas alternativas.

En Europa, el mayor precio del gas natural (dos veces superior al de Estados Unidos) limitará el desarrollo de los vehículos de gas natural con respecto a Estados Unidos. Todavía sigue existiendo una gran inercia en el sistema para seguir usando «coches convencionales de gasolina y diésel», pero las barreras de entrada y salida son cada vez menores y hay importantes incentivos para desarrollar una cesta más variada de tecnologías. También está la fiscalidad, pues si los gobiernos europeos trasladan al gas natural un impuesto comparable al de la gasolina o el diésel (el precio minorista incluye entre un 55 y un 60 por ciento de impuestos)[42] desaparecerían las ventajas de la conversión. Pero el riesgo de que los gobiernos intervengan y metan mano en el bolsillo del consumidor está presente en cualquier tecnología, incluida la generación eléctrica.

En mi opinión, el fin del monopolio del crudo en el sector del transporte es una cuestión de tiempo.

La batalla por la demanda eléctrica e industrial

En la actualidad, la cesta de combustibles para generación eléctrica en Estados Unidos, Europa y Japón se reparte más o menos a partes iguales entre el carbón, el gas natural y la nuclear, con una cuota menor para la hidráulica y una participación creciente de las renovables.

La situación es muy distinta en los mercados emergentes, donde el carbón ocupa un lugar mucho más destacado.

El dilema es cómo satisfacer las necesidades de la demanda de la forma más económica, segura y respetuosa con el medio ambiente.

En Estados Unidos, el gas natural es la solución ideal, pues se encuentra en grandes cantidades a bajo precio, y deja una huella de carbono mucho menor que el carbón.

El carbón es barato y abundante, pero es probable que su huella de carbono en el medio ambiente lo vaya relegando y sufra una pérdida continuada de cuota de mercado. En mi opinión, el carbón seguirá teniendo un papel importante, pero más por necesidad que por elección. El riesgo es que no se cumplan las expectativas de la demanda, lo que podría generar pérdidas importantes y presiones deflacionarias.

Las energías renovables son una importante fuerza aplanadora a medida que muestran ser competitivas. Sin embargo, a día de hoy, siguen sin responder a la necesidad que cubrió el petróleo sustituyendo al aceite de ballena: abundante, barato y de fácil almacenamiento.

Desde una óptica más positiva, la caída de la importancia del carbón incentivará las tecnologías limpias, que comienzan a atraer volúmenes importantes de capital tanto por efecto de la «mano invisible» del mercado como de la «mano visible» de la regulación. Potentes fuerzas aplanadoras.

El «dominó» de la energía

En igualdad de condiciones, los consumidores siempre comprarán la alternativa más barata. Las explicaciones sobre «será más barata en x años» o «es barata si quitamos las subvenciones» no convencen.

Pensemos en los «motores flexibles» de Brasil, por ejemplo, diseñados para funcionar con cualquier proporción de etanol y gasolina. La decisión que debe tomar el consumidor en la estación de servicio es muy sencilla: se trata de comprar el combustible más barato. El motor se encargará del resto.

O pensemos en el reemplazo y sustitución de demanda de diésel por demanda de gas natural en el sector del transporte.

Es importante entender que los grandes consumidores serán los primeros en hacer el cambio. Tienen los incentivos para construirse sus propias estaciones de reabastecimiento, gracias a su volumen y a las economías de escala. Estamos hablando de flotas importantes, como la de TNT, FedEx, etc. No las pierdan de vista, porque incluso un cambio parcial de su flota podría suponer un cambio radical en la demanda (a la baja para el petróleo, al alza para el gas natural), y tal vez no dejarían otra opción a sus competidores directos que seguir sus pasos.

Y eso no ocurre únicamente en el ferrocarril. El crudo encuentra cada vez más competencia en el sector de los combustibles de transporte. Los coches de gas natural, eléctricos, híbridos, la tecnología de carbón a líquidos, de gas a líquidos, los biocombustibles, las pilas de combustible: la lista de nuevas tecnologías es larga. No está claro quién se va a llevar el gato al agua, pero es obvio que el crudo ya no goza del monopolio de otros tiempos. El «dominó» de la energía y la posibilidad de que los productos del crudo queden desplazados de la demanda del sector del transporte pueden tener enormes implicaciones para su precio.

Y también en el sector de la generación eléctrica, donde la caída del precio del gas natural en Estados Unidos llevó a que se sustituyera el carbón en las centrales de ciclo combinado, que pueden funcionar tanto con gas como con carbón. Además, las compañías eléctricas comenzaron a utilizar su capacidad de generación con gas, normalmente reservada para los picos de demanda, para la carga base, desplazando al carbón.

Por otro lado, la combinación de precios, preocupaciones medioambientales y la regulación hará que las nuevas centrales eléctricas opten por las unidades alimentadas con gas en sustitución de otras más viejas y menos eficientes alimentadas con carbón, con el resultado de un desplazamiento más permanente de la demanda.

En conjunto, según la EIA el consumo de gas natural estadounidense para la generación eléctrica aumentó un 34 por ciento en 2012, casi totalmente a expensas del carbón.

También hay casos en los que las energías renovables desplazan al gas natural. La caída de los precios de la energía en Alemania son un claro reflejo de la nueva dinámica de desplazamiento del gas natural y el carbón tanto en carga pico como base, como analizaremos en mayor detalle en el capítulo de las energías renovables.

Sin ser exhaustivo, consideremos también la sustitución del crudo por energía solar en el sector de la generación eléctrica en países como Arabia Saudita, uno de los pocos países del mundo que sigue produciendo electricidad a partir de crudo, o en el extraordinario crecimiento de la demanda en relación con la producción, signo de que se está reduciendo el margen exportable.

El impacto del «dominó» en la energía es muy importante, donde pequeños cambios en la sustitución pueden dar lugar a grandes cambios en precios. El petróleo tiene claramente mucho que perder en este proceso.

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La regulación y el intervencionismo gubernamental

Si podemos evitar que el gobierno malgaste la labor de la gente bajo la pretensión de ayudarla, el pueblo será feliz.

JEFFERSON

La «mano visible» de la regulación

Durante una reciente entrevista en televisión con ocasión del lanzamiento de mi libro Viaje a la libertad económica. Por qué el gasto esclaviza y la austeridad libera, me bombardearon con preguntas sobre asuntos tales como «el gobierno no está haciendo suficiente», «deberían contratar a más gente para crear empleo», etcétera, como si fuera obligación del gobierno contratar a gente para reducir el desempleo. No parecía que se hubieran planteado la cuestión de cómo iba a pagar el gobierno a estas personas.

Mi respuesta fue: «La función del gobierno es promover un entorno adecuado para la creación de trabajo en el sector privado. La función del gobierno no es el de contratante de último recurso». Algunos pueden considerar que mis opiniones están sesgadas políticamente, pero no es el caso. Soy un creyente convencido en la libertad económica, y apoyo las medidas de austeridad adoptadas por los gobiernos, pero no comparto muchas otras de las medidas adoptadas, como el aumento de los impuestos o las pesadas cargas impuestas a los emprendedores.

Como liberal, creo que el gobierno tiene un pequeño, pero importante papel que jugar, pero siempre orientado al fortalecimiento de la iniciativa privada y no a una imprudente asignación de recursos con cargo a una deuda cada vez mayor.

Sí, una buena regulación es vital para los mercados libres. La regulación no es mala. No es un obstáculo. En la historia económica y en el sector de la energía, existen numerosos ejemplos de regulaciones ponderadas y bien diseñadas que han aportado un entorno favorable al crecimiento económico. Pensemos por ejemplo en apoyo al «monopolio natural» dentro del libre mercado y la competencia del sector de la producción energética en Estados Unidos.

El problema no es la regulación en sí misma. El problema surge cuando la regulación se enreda con objetivos políticos a corto plazo que pretenden imponerse a las fuerzas del mercado, y se implementa a través de políticas mal diseñadas.

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Factores fiscales, monetarios y macroeconómicos

Las mejores cosas de la vida son gratis, dáselas a los pájaros y abejas, a mí dame dinero.

BERRY GORDY JR.

El precio del petróleo ajustado por la inflación alcanzó su máximo en 1979. Excepto durante un breve período en 2008, jamás ha recuperado ese nivel. La devaluación de la moneda tiene también un efecto brutal. El precio del petróleo medido en onzas de oro, en vez de en dólares, se ha mantenido prácticamente constante en los últimos diez años.[43] ¿Curioso, verdad?

La impresión de dinero y más de una década de rebajas de los tipos de interés han creado presiones inflacionarias en los precios de las materias primas denominados en dólares, compensando en parte las presiones deflacionarias de la tecnología y la curva de aprendizaje.

Desde 2001, los principales bancos centrales han aportado el equivalente a 10 billones de dólares a la oferta monetaria. En el período comprendido entre 2009 y 2013, la Reserva Federal de Estados Unidos generó la mitad de la oferta monetaria de su historia.[44]

Y la política monetaria es «contagiosa». Los bancos centrales de Japón, Europa, Suiza, Reino Unido y muchos otros bancos centrales del mundo están aportando estímulos monetarios sin precedentes a través de todos los canales posibles.

Como resultado, los bancos centrales de todo el mundo se hallan en plena carrera hacia el abismo, alterando la base monetaria en el intento de superar sus problemas económicos por la vía de la depreciación, en auténticas «guerras de divisas».

«Es un error borrar la política monetaria y los estímulos de la ecuación de la energía». Recuerdo que escuché estas palabras mientras contemplaba las ciudades fantasma de China, sus interminables calles de edificios vacíos. «La política monetaria produce trastornos y las medidas expansionistas envían señales incorrectas de demanda, que como seres humanos tendemos a confundir con cambios de paradigma.»[45] Mi amigo me recordó un dato: casi el 75 por ciento del crecimiento de la demanda mundial entre 2000 y 2007 fue el resultado del exceso de crédito global.

En este contexto, los precios de los activos y de las materias primas ya no eran únicamente el resultado del equilibrio entre la oferta y la demanda. Un tercer factor, la política monetaria, ha estado ejerciendo una presión inflacionaria sobre los precios de las mercancías en dólares estadounidenses. Es lo que yo llamaría el «efecto Monopoly», en referencia al famoso juego de mesa donde los jugadores reciben más y más dinero para gastar en el mismo número limitado de casas. Las presiones monetarias y los incrementos de precios han diluido nuestra percepción de la mejora del equilibrio entre oferta y demanda que se estaba produciendo ante nuestros ojos.

China introdujo incentivos para el consumo interno de energía, que se sumaban al refuerzo indirecto que suponía la debilidad del dólar para el país, en virtud de la indexación de su moneda. En primer lugar introdujo precios fijos para los combustibles, lo que significaba que los consumidores chinos estaban protegidos ante la subida de los precios internacionales, pues seguían pagando los mismos precios dentro del país y era el gobierno el que pagaba la diferencia. En segundo lugar, en 2008 introdujo un paquete de estímulo que se tradujo en un incremento de la demanda de infraestructura. Todas estas medidas han tenido como resultado un incremento de la demanda de China, lo que supone más presión sobre el sistema energético y contribuye a la subida de los precios de las materias primas.

Los países productores se han acostumbrado a los precios altos del petróleo y se han vuelto muy ambiciosos y complacientes.

Recuerdo como, en 2005, el ministro del Petróleo saudí, AlNaimi, se refería al precio de 50 dólares por barril como «demasiado alto, y contrario a los fundamentales», acusando del mismo, implícitamente, a los especuladores. Hace poco, los saudíes han comentado que 100 dólares por barril sería un precio razonable. El secretario general de la OPEP, Abdalla El-Badri, dijo en 2014 que «la oferta coincide con la demanda y los precios han sido estables».[46]

Este cambio de perspectiva muestra como en general los gobiernos de los países productores han ido incrementado sus presupuestos de forma sustancial, algo que puede ser muy peligroso a medio plazo.

Basta con pasear por las calles de Teherán, Riad, Caracas o Lagos para darse cuenta de por qué los países de la OPEP necesitan precios muy altos para equilibrar sus presupuestos. Las ayudas y subsidios masivos y el elevado nivel de gasto político y social son evidentes para cualquier observador, tanto en el alto porcentaje de jóvenes desempleados que viven del dinero público, como en las incontables iniciativas gubernamentales financiadas con los ingresos del petróleo, o en el precio absurdamente bajo de la gasolina y los servicios.

Un estudio de la Corporación para la Inversión del Petróleo Árabe (APIC, por sus siglas en inglés) concluye que el break-even de la OPEP, es decir, el precio del petróleo que necesita para equilibrar los presupuestos nacionales, ha aumentado desde los 77 dólares por barril en 2010 hasta 100 dólares por barril en 2013.[47] En Irán, el precio al que debe venderse el barril de Brent para que equilibre su presupuesto es de 127 dólares, el más alto de todos los países de la OPEP; veinte dólares más que en 2010.[48]

En Arabia Saudita, los ingresos derivados del petróleo representan el 90 por ciento de los ingresos totales, y suponen el 40 por ciento del PIB. No obstante, una parte cada vez más importante de estos ingresos van destinados a cubrir subsidios para la electricidad, la alimentación, la gasolina, la vivienda y el agua. De hecho, Arabia Saudita ofrece el subsidio per cápita más alto del mundo del combustible de uso doméstico, y el segundo en términos absolutos (43 000 millones de dólares en 2012), sólo superado por Irán (61 000 millones de dólares en 2012), con una población tres veces mayor.

En estas condiciones no es extraño que el consumo doméstico de Arabia Saudita se haya incrementado un 8 por ciento de media en los últimos años, un crecimiento mucho más rápido de la demanda que de la oferta, de modo que su capacidad exportadora neta ha decrecido notablemente.

De forma similar, en Venezuela, la dependencia de los ingresos del petróleo se ha disparado del 70 al 90 por ciento de los ingresos en dólares en un período de diez años. La situación puede ponerse muy complicada para estos países cuando el petróleo baje. Algo tendrá que ceder. El mercado busca y encuentra los puntos débiles, y los productores son un objetivo claro. Ya no es un juego de una sola dirección.

La tendencia de crecimiento de la demanda, subsidios y grandes programas sociales no es sostenible, y el punto muerto necesario para equilibrar el presupuesto ha ido subiendo poco a poco.

Irónicamente, estas cargas autoimpuestas suponen un riesgo añadido para la OPEP, pues un descenso de precios puede obligarles a vender mayores volúmenes para mantener sus presupuestos, lo cual no hará sino empujar aún más abajo los precios, un círculo vicioso que puede llegar a convertirse en «la caloría que colmó el vaso de la OPEP».

Los gobiernos consumidores rehenes de los subsidios del petróleo

China, la India, Indonesia y muchos otros importadores netos y consumidores de los mercados emergentes han subsidiado históricamente el consumo doméstico de petróleo mediante precios regulados.

Eso significa que cuando los precios internacionales del petróleo son más bajos que el precio fijo nacional, el mecanismo funciona como un impuesto normal (los consumidores pagan al gobierno). Pero por otro lado, cuando los precios internacionales son más elevados que el precio fijo nacional, el mecanismo funciona como un «impuesto negativo» (el gobierno paga a los consumidores).

A menudo ocurre que los precios regulados son tan bajos que el mecanismo se convierte en un «impuesto negativo unidireccional», en virtud del cual los gobiernos subvencionan a los consumidores, lo que puede suponer una carga financiera muy importante con grandes riesgos a largo plazo.

La idea original del subsidio y los precios fijos era «proteger» a los consumidores contra la volatilidad y la inflación. Pero como acostumbra a ocurrir, los efectos de segundo orden son devastadores. Los subsidios vuelven a los consumidores totalmente insensibles a los incrementos de los precios internacionales, incentivan el fraude y el contrabando, son malos para el medio ambiente y pueden desequilibrar la balanza por cuenta corriente, lo que a su vez devaluará la moneda e incrementará de este modo el coste de los subsidios y las importaciones energéticas, en una espiral negativa que se retroalimenta a sí misma.

Pero existe una gran diferencia entre los casos de China y la India.

En el caso de China, los subsidios se pagan con excedentes fiscales. Para China, los impuestos del petróleo son una forma de «redistribución de la riqueza». No es una buena práctica, pero es más asumible.

En el caso de la India, los subsidios se pagan con deuda, mediante déficits fiscales. Es una política que no tiene justificación alguna, todos sus efectos son negativos. Esta clase de subsidios son suicidas. Los gobiernos consumidores son muy conscientes de ello y están tratando de retirar poco a poco esta clase de subsidios, pero a menudo se encuentran atrapados en su propia trampa de inflación y protesta social.

La inflación y las revueltas sociales

Retirar subsidios y programas sociales puede ser extremadamente complicado.

Los consumidores se sienten «con derecho» a estos subsidios. No son conscientes de los auténticos costes de la energía y de su impacto sobre la economía y los presupuestos gubernamentales. Pensemos en el caso de la India, Indonesia, Nigeria, Malasia o muchos otros, donde las protestas y exigencias populistas obligaron a retirar las propuestas de cambio.

En el caso de Venezuela, el precio de la gasolina está muy subsidiado, hasta el punto de resultar casi gratuito. Además, el bolívar se ha devaluado como resultado de múltiples políticas fallidas y mientras escribo estas líneas cotiza apenas al 7 por ciento de su tasa oficial de cambio, con las consiguientes presiones inflacionarias para la economía. Imaginen lo que le ocurriría a la inflación si tuvieran que retirar esos subsidios y dejar que el precio de la gasolina «flotara» realmente. La inflación se dispararía aún más, y aumentaría con ello la revuelta social. Una bomba de relojería.

El problema creado por estas medidas autoimpuestas me recuerda una técnica para cazar monos en la selva donde los cazadores ponen cacahuetes en un pequeño agujero de un árbol. El agujero es lo bastante grande para que los monos metan la mano, pero no lo suficiente para que la saquen llena de cacahuetes. Créanlo o no, los monos no sueltan los cacahuetes y quedan de este modo maniatados al árbol hasta que llega el cazador para llevárselos. Pues bien, algo parecido ocurre con los subsidios.

Los presupuestos de defensa de los gobiernos

Estados Unidos tiene el mayor presupuesto militar del mundo, y con mucha diferencia.

En términos absolutos, el presupuesto militar de Estados Unidos asciende a 730 000 millones de dólares, más que los trece países siguientes en la lista juntos. Un dato que llama la atención.[49]

El presupuesto militar estadounidense también es el mayor del mundo en términos relativos, como porcentaje de su PIB, por delante de Israel, China o Rusia. Otro dato que llama la atención.[50]

No cabe duda de que el sector militar es importante para Estados Unidos, pues no sólo le ha dado una posición militarmente dominante en el mundo, sino que también ha sido un motor para la investigación y el desarrollo tecnológico.

Es obvio que disponer de un gran ejército es un poderoso instrumento de disuasión ante posibles ataques. Pero el ejército estadounidense también ha sido un poderoso instrumento «ofensivo». Episodios oscuros como Vietnam o Afganistán tienen su origen en posiciones «ideológicas». En otras ocasiones, como en Irak (dos veces), el motivo iba más ligado a intereses económicos. Estados Unidos ejercía de «policía del petróleo».

Pero un Estados Unidos independiente energéticamente es menos vulnerable a las crisis geopolíticas. Como superpotencia del petróleo y el gas, Estados Unidos tiene menos incentivos para defender sus intereses en conflictos ligados al petróleo, lo que abre la puerta a una importante reducción del gasto militar público para equilibrar el presupuesto y reducir su déficit fiscal.

Pero la desmilitarización de Estados Unidos podría dejar un vacío importante. ¿Habrá otros países dispuestos a defender sus intereses petroleros inmediatos librando guerras en Oriente Medio? ¿Qué hará China? Por otro lado, una China más poderosa militarmente supone una amenaza aún mayor para Estados Unidos a largo plazo.

Los recientes acontecimientos entre Rusia y Ucrania han vuelto a situar a Estados Unidos en primera línea por su liderazgo de la OTAN. No cabe duda de que la geopolítica seguirá desempeñando un papel importante en la política y la economía mundiales. El aplanamiento, nivelación y globalización del mundo de la energía vuelve a los consumidores menos vulnerables a las crisis geopolíticas, pero no les vuelve indiferentes a ellas ni los aísla totalmente de sus efectos.

Pero cada uno de estos pequeños cambios supone un enorme paso en la madre de todas las batallas. Cuanto más riesgo, mayor es la respuesta aplanadora.

Esta primera parte ha proporcionado una visión general de la problemática y oportunidades de esta etapa extraordinaria en el mundo de la energía que los libros de historia recordarán como un período de transformación que dio paso a un nuevo orden mundial.

La revolución energética tiene el potencial de crear un mundo energético más plano, más globalizado, más nivelado, donde la energía será un factor facilitador, y no limitador.

Hay mucho en juego. Las apuestas son inmensas. El proceso es imparable y dejará grandes «ganadores y perdedores» fruto de una compleja dinámica, fruto tanto de la «mano invisible» de los mercados, como de la «mano visible» de los gobiernos y la regulación.

Parte II

El fin del monopolio de la OPEP

Esto no es el final, no es ni siquiera el principio del final, es el final del principio.

WINSTON CHURCHILL

El malo de la película es el bueno de su propia película.

MIKE MYERS

Los consumidores se defienden

Los grandes conflictos geopolíticos han tenido siempre un detonante inesperado.

A las 8.46 de la mañana del 11 de septiembre de 2001 sonó el teléfono. Mi colega Linda estaba cruzando Brooklyn Bridge de camino a la oficina cuando vio un avión que impactaba en una de las torres… Todo ocurrió muy deprisa y ella no estaba segura de si era un avión comercial o un avión privado más pequeño. Poco después empezaron a salir las imágenes por televisión. Un avión se había incrustado en la Torre Norte, entre los pisos 93 y 99. Se esperaba un elevado número de víctimas. En la parte trasera de la sala una de mis colegas estaba sufriendo una crisis nerviosa: su marido estaba en una de las torres. La red telefónica estaba saturada, frustrando cualquier intento de contactar con amigos o familiares, pero las noticias seguían llegando a través de las televisiones y de las pantallas de nuestros ordenadores. Los mercados estaban cayendo agresivamente mientras nosotros tratábamos de asimilar la auténtica dimensión de la tragedia que se estaba desplegando a apenas unos centenares de metros de donde nos encontrábamos. Entonces, a las 9.03 de la mañana, la Torre Sur recibió otro impacto. Ya no quedaba ninguna duda. Era un ataque terrorista. Luego, a las 10.28, la primera torre se vino abajo.

«Dios mío, los van a matar a todos», le dije a mi madre por teléfono. «Esto va a ser igual que Pearl Harbour.»[51] La posibilidad de un conflicto global era muy grande.

Los ataques terroristas hicieron que Estados Unidos y sus aliados declararan la «Guerra contra el Terror» y llevaran a otro plano los conflictos geopolíticos estructurales que llevaban décadas afectando a los mercados de la energía.

En marzo de 2003, apenas dieciocho meses después de los ataques terroristas, Estados Unidos y sus aliados iniciaron una invasión de Irak que apartaría definitivamente a Saddam Hussein del poder.

Saddam había participado en el golpe de Estado en Irak de 1968, pero no se hizo formalmente con el poder hasta 1979, once años más tarde. Sus ambiciones de convertir Irak en la potencia dominante en la región tendrían una gran impacto sobre el mundo de la energía, y en consecuencia sobre el mundo. En 1980 Saddam lanzó una gran ofensiva contra Irán, un conflicto que duraría siete años y destruiría infraestructuras y medios de producción básicos en ambos países. Posteriormente, en 1991, y a pesar de la difícil situación por la que pasaba su país, Saddam invadió Kuwait, lo que supuso una gran amenaza no sólo para los consumidores de crudo sino también para Arabia Saudita, y desencadenó la operación Tormenta del Desierto para derrotarle. Pero de algún modo, a pesar de las derrotas, Saddam logró mantenerse en el poder durante otros doce años. Hasta 2003, cuando una nueva iniciativa liderada por Estados Unidos, inspirada por la Guerra contra el Terror y justificada por la presunta amenaza de las «armas de destrucción masiva», derrocó finalmente y para siempre al dictador. Sin embargo, esta rápida victoria fue seguida por una larga fase de conflictos entre el recién creado gobierno iraquí y la insurgencia que surgió para oponerse a las fuerzas ocupantes. A pesar de todo ello, Irak ha alcanzado una producción de 3 millones de barriles al día en 2013, muy superior al máximo de 1980 (2,51 millones).

Los conflictos geopolíticos han sido un problema estructural para los mercados de la energía durante muchas décadas, hasta que la revolución del fracking ha reducido la dependencia de países inestables. Los países consumidores siempre han dependido de los países productores, y a la inversa, pero esta dinámica ha alcanzado una nueva dimensión en el mercado del crudo, en particular a lo largo de los últimos cincuenta años, en que los conflictos geopolíticos de Oriente Medio y el norte de África han sido un factor determinante para la evolución de los mercados del crudo y la energía. El «arma del petróleo» y las crisis del petróleo de los años setenta tuvieron como resultado situaciones graves de escasez, grandes subidas de precio y mucha volatilidad. Las ambiciones de Saddam y los conflictos de los años ochenta y noventa también contribuyeron a la inestabilidad de la región. En lo que va de siglo, los atentados terroristas, la caída de dictadores y la inestabilidad de diversos regímenes y gobiernos han supuesto una amenaza real y constante para la oferta.

Los consumidores podían acumular existencias de crudo y productos refinados para «amortiguar» el impacto de estas crisis, pero cada vez que los trastornos se hacían más graves y/o prolongados el resultado no eran sólo situaciones de escasez, subida de precios y volatilidad, sino también pánico, especulación y acaparamiento, los cuales no hacían sino exacerbar los desequilibrios. Los consumidores, temiendo futuras situaciones de escasez, compraban más de lo que necesitaban a modo de «seguro» contra futuros desequilibrios y conflictos prolongados. En los años setenta, el efecto combinado de los trastornos de la oferta y el pánico de la demanda resultó en precios aún más elevados, más inflación y una recesión a nivel mundial en los años ochenta.

Pero el mercado sabe cómo defenderse. Los países consumidores de petróleo han desarrollado objetivos estratégicos de «seguridad energética» e «independencia energética» en respuesta a estos riesgos geopolíticos.

Además de la «mano invisible» del mercado, los países y los gobiernos consumidores han usado su «mano visible» para crear «mecanismos de defensa» adicionales para protegerse ante posibles trastornos. Algunos ejemplos de medidas adoptadas por los países consumidores para alcanzar la «seguridad energética» y la «independencia energética» son las prospecciones agresivas, la diversificación de la oferta, las reservas estratégicas, los combustibles alternativos y renovables, o las políticas conservacionistas y de eficiencia.

Como resultado, los períodos de escasez van a menudo seguidos de períodos de saturación del mercado. En efecto, las medidas adoptadas por los países consumidores tuvieron un importante efecto deflacionario sobre el mercado. El período de escasez de los años setenta fue seguido por otro de sobreabundancia sólo unos años después, a mediados de los ochenta. La oferta había aumentado y la demanda se había reducido. Los desequilibrios habían trasladado el riesgo de los consumidores a los productores.

Se cerraba así el círculo. Al exceso de oferta de los años sesenta siguió la escasez de los setenta, y nuevamente el exceso en los ochenta. El ciclo se ha repetido una y otra vez, aunque cada vez los perdedores y los ganadores son distintos.[52]

Los vaivenes de exceso a escasez muestran las «dos caras de la moneda de la seguridad energética». En los períodos de exceso de oferta, los productores compiten por encontrar mercados para sus productos. A menudo, como ocurrió por ejemplo en 1998, el exceso de oferta va acompañado de una reducción del volumen de venta y una reducción de los precios, lo que multiplica el impacto sobre las finanzas de los gobiernos en un momento especialmente delicado.

Más importante aún, la gran volatilidad y las oscilaciones entre exceso y escasez han obligado a productores y consumidores por igual a adoptar medidas preventivas para protegerse. En contra de lo que piensan muchas personas, la seguridad energética es tan importante para los consumidores como para los productores.

Invariablemente, las medidas adoptadas tanto por los consumidores como por los productores tienen un efecto deflacionario sobre los precios y la volatilidad. En otras palabras, a largo plazo, las presiones geopolíticas tienen un efecto aplanador. Contribuyen a reducir los desequilibrios añadiendo márgenes de seguridad que funcionan como igualadores entre productores y consumidores.

El nacionalismo de los recursos naturales

Tal vez una de las consecuencias más perdurables de la geopolítica haya sido el «nacionalismo de los recursos» y las múltiples barreras de entrada a las que se enfrenta tanto la exploración como la producción. La lista de países productores con barreras de entrada incluye a la mayoría de principales productores del mundo. En ella figuran Arabia Saudita, Irán, Irak o Venezuela, por mencionar sólo unos pocos.

En las décadas de los ochenta y noventa la enorme mayoría de países nacionalizaron sus recursos naturales. Según la consultora PFC Energy, sólo el 7 por ciento de las reservas mundiales estimadas de petróleo y gas están disponibles para los inversores internacionales y las compañías extranjeras. El 65 por ciento se hallan en manos de compañías de propiedad estatal, y el resto en países de difícil acceso para las compañías occidentales.

Como hemos comentado, en algunos casos el nacionalismo lleva también a guerras, terrorismo y enfrentamientos entre facciones.

Pero frente a estas políticas de «acaparamiento del productor», la revolución de la energía y la tecnología está abriendo una «nueva economía del petróleo», donde nuevos actores como Estados Unidos, Canadá o Brasil (los «chicos nuevos del barrio») toman el lugar de otros actores más tradicionales y establecidos como Venezuela o Irak. El futuro de la producción de petróleo está más abierto que nunca, y ya no se encuentra limitada a los «sospechosos habituales».

Esa decisión de diversificar fuentes de suministro la dicta además la percepción de coste de capital. Si el coste —riesgos incluidos— para una empresa de producir en Eagleford, Texas, es menor que el de hacerlo en Angola, la producción se mueve en ese sentido.

¿Quién hubiera dicho, hace sólo unos años, que Chipre o Israel estarían en el mapa de la energía en calidad de productores? Pero ahí están, gracias al descubrimiento del yacimiento Leviatán.

¿Quién hubiera dicho hace sólo unos años que hacia el final de esta década Estados Unidos se convertiría en un país energéticamente independiente, y posiblemente exportador?

Las nuevas tecnologías y descubrimientos están abriendo grandes recursos de petróleo y gas en regiones distintas de Oriente Medio y del norte de África. Este hecho contribuirá sin duda a aumentar la producción, así como a hacer caer todas aquellas barreras de entrada, a medida que los productores comprendan la amenaza que supone para ellos todos estos nuevos actores y tecnologías.

La historia del crudo es fascinante, y una buena maestra para el futuro.

Desarrollar una mejor comprensión de algunos hechos históricos fundamentales, de las motivaciones que había detrás, de las acciones y de las reacciones de sus protagonistas y del mercado, puede ser muy valioso para navegar las aguas del futuro.

A lo largo de las próximas secciones, nos embarcaremos en un análisis histórico detallado de la historia moderna del crudo, poniendo un acento especial en la geopolítica.

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El arma del petróleo. Una pólvora cada vez menos efectiva

La seguridad del suministro de petróleo se basa en la diversidad, y nada más que en la diversidad.

WINSTON CHURCHILL

El arma del petróleo

Según el dicho inglés, «el poder requiere responsabilidad», algo que es muy cierto en el caso del golfo Pérsico, la región que alberga un 60 por ciento de las reservas probadas y representa más del 25 por ciento de la producción mundial.

Esa extraordinaria concentración de reservas baratas le ha conferido a Oriente Medio una gran influencia sobre la economía y la política mundiales.

La era del petróleo empieza a principios del siglo XX. Durante la primera etapa (entre 1900 y 1960), que llamaré «colonialismo», Estados Unidos y los países occidentales se valían del petróleo abundante y barato para desarrollar sus economías domésticas, ejerciendo el control político sobre los países productores, fuera a través de regímenes «manejables» o control colonial directo. La creación de la Anglo-Persian Oil Company (Irán, 1908) y el descubrimiento del mayor campo del mundo Gawar, en Arabia Saudita, son hitos históricos que propulsaron la dependencia del petróleo barato extranjero en las economías occidentales. Pero la política de extraer recursos de un país para generar prosperidad en otro dio lugar a la semilla del nacionalismo de los recursos y de la independencia política.

Los países productores dijeron «basta» y en una segunda etapa acabaron con el colonialismo energético. Aunque el proceso de nacionalizaciones se estrechó hasta los años ochenta, empezó de manera relevante a finales de la segunda guerra mundial. Conscientes de su poder, los grandes productores de petróleo fundaron la OPEP en 1960. Ahora, los precios no los dictarían los consumidores, sino los productores.

El arma del petróleo se convirtió en una poderosa forma de influencia y se utilizó de manera contundente en 1973 con el embargo de petróleo, generando conflictos entre consumidores, productores y regímenes autoritarios. Tras la revolución iraní de 1979, la guerra Irán-Irak, instigada por Saddam Hussein, lider de Irak y aliado de Occidente en ese momento, se extendió durante años, generando problemas que sacudieron a toda la región y daños permanentes en las infraestructuras de los dos países.

En el mundo era evidente la «maldición del Petro-Estado». Disfrutar de enormes ingresos petroleros sin llevar a cabo una política de desarrollo, inversión y transición a la democracia y libertad económica.

Los shocks de la era poscolonial de los años setenta pillaron desprevenidos a un mundo occidental acostumbrado a «ordenar y mandar», pero generaron una fuerte respuesta por parte de los países consumidores. El desarrollo tecnológico en exploración y producción permitió abrir nuevas áreas como el mar del Norte o el golfo de México, las políticas gubernamentales empezaron a promover la eficiencia y ahorro energético, mientras que la creación de la EIA (Agencia Internacional de la Energía) y de las reservas estratégicas generaron nuevas líneas de defensa ante conflictos de suministro. Esas fuerzas combinadas llevaron a un cambio de dinámica, de escasez a exceso de petróleo, que llevaron a los precios a desplomarse a mínimos en 1986. El mundo parecía «inundado de petróleo» y los países consumidores retrasaron sus proyectos de continuar desarrollando sus alternativas domésticas.

Sin embargo, en 1991, Saddam Hussein, líder de Irak, volvía a la carga. Pero esta vez era contra un aliado tradicional de Occidente, Kuwait. Hussein había pasado de amigo a enemigo de Occidente en pocos años. Si hubiese invadido el país, acumularía unas de las mayores reservas de petróleo del mundo. Estados Unidos reaccionó lanzando la famosa Tormenta del Desierto contra su exaliado y en apoyo de Kuwait. El ejército de Saddam se retiraba, pero el dictador se mantuvo en el poder. Nada volvería a ser igual en las relaciones Estados Unidos-Oriente Medio.

De la misma manera que en los primeros setenta, el arma del petróleo en los primeros noventa hizo que el precio subiera demasiado, y demasiado rápido. La economía mundial se enfrentaba a la estanflación —estancamiento con inflación—, los países asiáticos se enfrentaban a una enorme crisis, y los precios se desplomaron hasta $10/barril, llevando a unos de los grandes productores, Rusia, a hacer impago de su deuda.

Recuerdo el pesimismo en la industria del petróleo. Había auténtico miedo y las empresas tuvieron que reducir el tamaño de las inversiones para sobrevivir.

En los años siguientes, pocas empresas se atrevían a creer en un precio alto del petróleo, y las inversiones se resintieron, añadidas al miedo geopolítico. Con la recuperación de las economías y de la demanda global, se plantaba la semilla de la tercera etapa. Los países consumidores esta vez sí reaccionarían distanciándose de la dependencia de la OPEP. Buscar nuevas fronteras con tecnología e innovación.

La venganza de la vieja economía

En 2005, cuando el crudo estaba superando la línea de los 50 dólares por barril, el analista especializado de Goldman Sachs planteó la posibilidad de que el precio llegara hasta un superpico de 105 dólares por barril. Recibió tantas críticas que Hank Paulson, entonces consejero delegado de Goldman, tuvo que salir en su defensa. Lo que entonces parecía una predicción de locos a ojos de muchas personas, resultaría correcta sólo dos años más tarde. La realidad había superado una vez más a la ficción.

Los cuellos de botella del refino

En julio de 2008 el crudo cotizaba brevemente por encima de los 140 dólares por barril. El combustible de aviación (también conocido como queroseno) cotizaba por encima de los 200 dólares por barril.

Por primera vez en décadas, la subida de los precios del petróleo no obedecía a razones geopolíticas sino a una falta de capacidad de refino por un «chute» de demanda agresivo desde China. No había escasez de crudo. De hecho, los precios de futuros del petróleo estaban en «contango» (los precios para la entrega inmediata eran más bajos que los precios para la entrega futura), clara señal de que no había escasez de crudo. Las reservas disponibles en aquel momento eran adecuadas, y la producción global alcanzaba un récord histórico, pero había inquietud por el futuro.

Al fin las refinadoras estaban en el «asiento del conductor». Los consumidores querían comprar productos limpios y refinados (como gasolina, diésel o queroseno), pero la capacidad de refino existente en ese momento no podía atender a la demanda. Las refinerías operaban a capacidad máxima.

Los productores bombeaban tanto petróleo como podían. ¿Quién no lo haría a 140 dólares por barril?… Bueno, de hecho los saudíes no lo hacían. Y no porque no quisieran, o porque físicamente no pudieran hacerlo. El problema era que su sistema de refino no podía procesar el excedente de petróleo pesado y agrio saudí en los productos limpios que querían los consumidores. El crudo saudí había saturado el sistema de refino. Los cuellos de botella limitaban la capacidad de procesar el crudo pesado y agrio, y cualquier incremento de producción saudí tendría como resultado una mayor saturación del mercado de fueloil residual y una rebaja del precio del crudo saudí. Para sorpresa de algunos, esta dinámica llevó a Arabia Saudita a «recortar la producción», lo que llevó a una subida de precios años más tarde. Sí, Arabia Saudita estaba actuando en interés propio. ¿Debemos sorprendernos?

El equilibrio de poder se había desplazado de los productores a los consumidores, pero no por mucho tiempo.

El gran diferencial de precio entre los crudos pesados y los ligeros constituía un poderoso incentivo para desarrollar unidades de refino capaces de convertir crudo pesado en productos limpios. No tardaron mucho en estar construidas. Las partes más interesadas eran los propios productores de petróleo pesado. Pensemos si no en el caso de Arabia Saudita, con siete refinerías nacionales y una capacidad combinada de 2,1 millones de barriles al día, pero operando muy por debajo de su capacidad.

Otro factor que contribuyó de forma importante a la subida fueron los precios subvencionados de los mercados emergentes, como China, la India o Indonesia, por mencionar sólo algunos. Estos tres países por sí solos suponen la tercera parte de la población mundial.

La intención original de estos precios subvencionados era controlar la inflación y proteger a los consumidores de la volatilidad de los precios de la energía. Pero, como he comentado antes, un precio fijo significaba en la práctica que cuando los precios fueran altos el gobierno «pagaría la diferencia» en beneficio de los consumidores. A la inversa, cuando los precios fueran bajos el gobierno acumularía un cojín para hacer frente a futuras subidas. El sistema parecía tener sentido, pero por desgracia mandaba el mensaje equivocado a los consumidores: «No te preocupes por el precio del petróleo. Puedes permitirte una moto o un coche. Nosotros nos ocuparemos del precio».

Esta clase de políticas crearon graves problemas a largo plazo. Los consumidores de los mercados emergentes estaban «enganchados» a los precios baratos del petróleo. Se compraban enormes cantidades de crudo sólo para almacenarlo y llevarse la diferencia con las subvenciones (hoarding). Eliminar esos subsidios podía causar un «shock inflacionario» e inestabilidad social.

Los países exportadores también estaban subvencionando a sus consumidores internos mediante el «coste de oportunidad» de renunciar a los precios más altos que obtendrían en el extranjero, pero en el caso de los países consumidores se trataba de aumentar la deuda efectiva para subvencionar el consumo de petróleo. El volumen de estas subvenciones creció de forma descontrolada hasta volverse inasumible para los gobiernos, pero su eliminación generaba malestar social. Los gobiernos consumidores se encontraban en una posición difícil.

En la práctica, las subvenciones volvían rígida la demanda marginal. Los precios internacionales subían rápidamente, pero los compradores no lo sentían. Ellos seguían pagando el mismo precio fijo. Seguían protegidos por sus gobiernos. Los chinos estaban pasando «de las bicicletas a las motos y los coches», pero no había suficientes productos refinados para cubrir su demanda. Como en el juego de las sillas, era como si hubiera unos cuantos jugadores más pero el mismo número de sillas. El problema venía agravado por el hecho de que el yuan chino (CNY) estaba indexado al dólar estadounidense. El aumento de la demanda china se traducía en destrucción de demanda en otros lugares del mundo.

En el mundo occidental no hay subvenciones, pero sí unos impuestos elevados. Y estos impuestos también tienen el efecto perverso de volver al consumidor más insensible a los precios. A fin de cuentas, la mayor parte del precio que pagan en la gasolinera son impuestos, por lo que el incremento de los precios del petróleo tiene un impacto porcentual más pequeño. El consumo se vuelve más rígido.

A todos estos factores por el lado de la demanda hay que sumar los que influían por el lado de la oferta. La teoría del pico del petróleo, muy popular en los medios en esos días, se encontraba cerca de su propio «pico».

Pero por supuesto la culpa fue atribuida ante todo a los especuladores. La vía de entrada de dinero en el sector, desde los fondos de pensiones hasta los hedge funds, pasando por los inversores privados, se llevaba la culpa por el incremento de los precios.

Sin embargo, como comentábamos antes, los precios del petróleo alcanzaron su máximo en 1978 si ajustamos el precio por el efecto de la inflación y devaluación. Puede parecernos sorprendente, pero olvidar el impacto de la inflación y las devaluaciones de las monedas nos lleva a veces a pensar en los precios de manera incorrecta.[53]

«¿Qué ha cambiado en estos dos últimos años para justificar esta variación de precios?», me preguntaba la gente. «No ha habido ningún cambio importante ni en la demanda ni en la oferta en el último año. ¡Sólo pueden ser los especuladores!». Sin embargo, la mayoría de mis conocidos no habían cambiado sus hábitos de consumo a causa de la subida de precios. Entretanto, China, la India y otros mercados emergentes estaban adoptando medidas agresivas para conducir más. Algo tenía que ceder. E inicialmente ese algo fueron los precios, que subieron mucho para tratar de destruir demanda e incentivar la oferta.

La crisis financiera global

Sin embargo, los elevados precios del petróleo empezaban a pesar sobre la economía mundial.

Buena parte de la culpa por la crisis financiera global (CFG) se ha achacado a la burbuja crediticia creada por la titulización de hipotecas y el excesivo endeudamiento público y privado. Pero la burbuja crediticia fue alimentada en buena medida por el dinero barato procedente de los propios mercados emergentes, como resultado de la acumulación de reservas de divisas, las cuales eran «aparcadas» en bonos del Tesoro de Estados Unidos. Sí, fueron los mercados emergentes los que alimentaron la bestia del crédito. Los ahorros invertidos en bonos del Tesoro tuvieron un efecto de transferencia claro hacia el sistema financiero estadounidense y mundial y hacia los mercados inmobiliarios.

Los mercados emergentes, los más necesitados de materias primas, habían estado invirtiendo sus ahorros en bonos en lugar de hacerlo en las infraestructuras necesarias para obtener dichas materias primas. El estallido de la burbuja fue parcialmente el resultado de un ciclo multianual de desequilibrios a escala mundial, iniciado con las políticas expansivas de tipos bajos y, como un bumerán, volviendo a impactar en los países de la OCDE a través del exceso de deuda. Las políticas expansivas artificiales crean esos efectos colaterales que luego, invariablemente, achacamos al «libre mercado». Subvenciones, tipos de interés bajos… ¿Libre mercado?

El efecto burbuja fue brutal. Los precios del crudo cayeron de 140 a 30 dólares por barril. Los precios del gas natural siguieron una evolución parecida, y se precipitaron de 15 a 3 dólares/ MMBtu.

El crudo se estabilizó posteriormente gracias a los agresivos recortes de producción de la OPEP, pero el gas natural siguió deprimido porque el shock de demanda coincidió con el boom del gas de esquisto (shale gas, fracking).

La expansión monetaria propiciada por los bancos centrales añadió presiones inflacionarias al mercado de las materias primas, pero el sistema todavía tenía un buen margen de contracción en los sectores productivo, laboral e inmobiliario.

Por otro lado, la geopolítica iba a hacer nuevamente su aparición, como parece ser la norma a lo largo de las últimas décadas, aunque esta vez sería a través de guerras civiles derivadas de la nueva dimensión que la revolución de internet había introducido en los conflictos geopolíticos.

La primavera árabe

Las subvenciones y gasto de los países productores, como hemos comentado, se sustentaban en altos precios del petróleo. Cuando los precios del crudo cayeron, también se disminuyeron las subvenciones a la población de los países productores. De la noche a la mañana, los jóvenes y familias veían cómo los alimentos y precios de productos básicos se disparaban… Pero ya no estaban protegidos por el dinero estatal.

En diciembre de 2010, un joven tunecino llamado Mohamed Bouazizi se prendió fuego y murió en protesta contra el régimen gobernante en su país. Las imágenes y las protestas posteriores fueron colgadas en Facebook y prendieron una llama que se extendió por todo el país. Las manifestaciones masivas terminaron por derrocar un régimen que llevaba largo tiempo en el poder en Túnez.

Las protestas siguieron extendiéndose por todo el norte de África y el mundo árabe, alimentadas por la difusión viral de las imágenes a través de internet y de las redes sociales. El movimiento era incontenible.

En el vecino Egipto, cientos de miles de personas se dieron cita en la plaza Tahrir de El Cairo para exigir la dimisión del presidente Hosni Mubarak, que llevaba treinta años gobernando el país. Con 80 millones de habitantes, un cuarto de toda la población árabe, y un ejército importante, Egipto ocupaba una posición crucial en la región, tanto a nivel ideológico como militar. Los acontecimientos de El Cairo eran por lo tanto claves en el destino del equilibrio geopolítico de la región.

Finalmente, el 11 de febrero de 2011, Mubarak abandonó el poder.

Yo estaba en Baréin cuando vi las filas de tanques apoyados por el régimen saudí para contener las protestas. Tras devaluaciones y políticas inflacionistas, el pan y el arroz habían subido un 78 por ciento ese año.

Los acontecimientos del norte de África generaron protestas y manifestaciones en buena parte de Oriente Medio. Las protestas en Siria contra el gobierno de Assad recibieron balas como respuesta y dieron paso a una guerra civil de varios años. El malestar se extendió hacia Irán, Baréin y Yemen, y cada caso conllevaba una problemática propia que podía poner en riesgo la estabilidad de Arabia Saudita y el conjunto de la región.

En Libia las protestas contra Gadafi dieron paso a una guerra civil. Cuando las fuerzas de Gadafi avanzaban sobre Bengasi en lo que parecía que iba a convertirse en un baño de sangre, las fuerzas de Estados Unidos y la Unión Europa, con autorización de la ONU y de la OTAN, intervinieron en favor de los rebeldes.

En marzo de 2011, prácticamente toda la producción de petróleo de Libia se había interrumpido, lo que suponía retirar alrededor del 1,5 por ciento de la oferta de petróleo del mercado.

El malestar y la agitación social siguieron vivos en Oriente Medio. La inquietud por posibles trastornos empujó los precios del crudo Brent hasta los 130 dólares por barril, lo que activó la liberación de 60 millones de barriles de las reservas estratégicas mundiales de petróleo.

La primavera árabe pone al descubierto el vínculo que une la «Revolución de Internet» y la «Revolución de la Energía», cuyo resultado es un mundo plano, interconectado por internet y las redes sociales, que ha marcado la caída de varios regímenes autoritarios y la creación al mismo tiempo de una poderosa fuerza en el mundo de la energía.

Pero la respuesta de los consumidores ya estaba en marcha y todos esos problemas geopolíticos no conseguían lanzar los precios del crudo y el gas a los niveles de «espiral inflacionaria» que algunos predecían. La factura petrolera de la OCDE[54] no subió de un 5 por ciento del PIB. Las fuerzas aplanadoras eran evidentes.

La primavera venezolana

En los primeros meses de 2014, tras años de inflación masiva, devaluaciones constantes y empobrecimiento general durante el régimen de Chávez, el pueblo de Venezuela se ha echado a la calle para levantar la voz y decir «basta».

La represión alcanzó niveles sin precedentes y generó diariamente titulares en todo el mundo. En sólo dos meses, se registraron más de 2000 homicidios en Venezuela a manos de los paramilitares, mientras que la Guardia Nacional causaba oficialmente 21 muertes durante el mismo período.

Milton Friedman dijo una vez que «si dejamos al gobierno a cargo del desierto, en unos años nos quedaríamos sin arena». El historial del régimen de Chávez no se aleja demasiado de esa observación. Venezuela dejó escapar la oportunidad que le ofrecían sus recursos naturales y construyó un sistema nepotista y subvencionado en lugar de una economía desarrollada moderna.

En 2014, Venezuela padece una inflación del 56 por ciento y escasez de comida y materias primas, a pesar de contar con las mayores reservas mundiales probadas de crudo pesado, por delante de Arabia Saudita, y ser el quinto mayor exportador de petróleo del mundo.

Al analizar los supuestos «éxitos» del régimen Chávez-Maduro, es importante tener presente que el país se ha beneficiado de un incremento del precio del crudo de 18 a 108 dólares por barril. Sin embargo, los extraordinarios ingresos generados por el petróleo han sido derrochados por una política económica irresponsable marcada por ingentes subsidios, donaciones políticas y subvenciones a países amigos.

El caso de Petróleos de Venezuela (PdVSA), la compañía petrolera estatal, merece atención especial. Antes de la llegada de Chávez, la compañía era considerada en general como una de las más avanzadas y eficientes del sector, pero a lo largo de este último período ha visto cómo su masa de empleados subía de 40 000 a 121 000 empleados, al tiempo que su producción se reducía un 16 por ciento y su deuda experimentaba un incremento superior a los 110 000 millones de dólares, de 7100 en 1998 a 43 300 en 2013.

Lejos de avanzar hacia una menor dependencia del petróleo, como prometió el gobierno, Venezuela es hoy casi enteramente dependiente de sus ingresos derivados del petróleo (de cada 100 dólares recibidos por el país, 94 proceden de las exportaciones de petróleo), a medida que las demás industrias entran en declive o en pérdidas como resultado del excesivo intervencionismo.

Como resultado, el gobierno venezolano es, junto con el de Irán, uno de los que necesita un precio del petróleo más elevado para equilibrar su presupuesto (superior a 100 dólares por barril).

A lo largo de los últimos catorce años, el crecimiento económico de Perú, Chile y Brasil expresado en términos reales (excluyendo la inflación, que en Venezuela se mantiene en niveles de dos dígitos) ha sido tres veces superior al de Venezuela.

El país ha sufrido siete devaluaciones en diez años, y ha destinado más de 380 000 millones de dólares en ingresos a la «distribución revolucionaria». Ello no ha impedido, sin embargo, que el porcentaje de la población que vive en la pobreza se mantenga por encima del 24 por ciento, una cifra, como la del paro, que muchos ponen en entredicho, y que se sitúa muy por encima de las estadísticas oficiales,[55] lo que no es sorprendente si tenemos en cuenta que la tasa de escasez es del 30 por ciento y la de inflación superior al 50 por ciento.

En los últimos tiempos, tras la agresiva devaluación de Maduro, el PIB per cápita ha caído de 13 000 a 9000 dólares, lo que supone volver a los niveles de principios de la década de los dos mil.

Los ingentes ingresos derivados del petróleo han enmascarado los resultados más que decepcionantes de la política de «redistribución revolucionaria». Por desgracia, este proceso ha contado con la connivencia y la renuncia a la libertad de muchos ciudadanos que esperaban a cambio dádivas del gobierno y hoy descubren su cara más oscura: la represión. Apostar por un Estado represivo a cambio de una supuesta prosperidad lleva a ninguna prosperidad y la imposibilidad de poner fin al sueño redistributivo convertido en pesadilla.[56]

«Lo que no perdonaremos jamás es la división que ha introducido ese señor en el país —me dijo un alto cargo del Banco Central de Venezuela durante una visita a Caracas en 2003—. Venezuela cuenta con las bendiciones del petróleo, el gas, los metales y la agricultura, y a lo largo de las generaciones hemos sido más ricos o más pobres, igual que muchos de nuestros primos latinoamericanos, pero el pueblo siempre ha estado unido. Hoy estamos divididos y es algo que nunca le perdonaremos». No cabe duda de que la situación ha empeorado mucho desde entonces.

Y, además, el arma del petróleo que anunciaba Chávez contra el «demonio americano» se desmembraba a medida que Estados Unidos avanzaba hacia la independencia energética.

Irak… El conflicto que ¡bajó! los precios del petróleo

Estados Unidos, tras gastar un billón de dólares en eliminar el régimen de Saddam Hussein, dejaba tras de sí un problema de seguridad global que podía ser mayor a lo imaginado cuando decidió retirarse. No es sólo el petróleo. Cualquiera que conociese el Bagdad de Saddam Hussein entiende que el régimen era un peligro global. De igual manera, es esencial entender que el peligro no era sólo el personaje, sino las múltiples facciones enfrentadas que ya existían antes y durante la dictadura Baath, y que hoy se desarrollan.

¿Por qué abandonó Estados Unidos Irak?

¿Por amor y paz? No. Porque se encuentra al borde de ser independiente energéticamente. La necesidad de defender sus intereses en la zona es, hoy, infinitamente menor.

Estados Unidos es ya independiente en producción de gas y produce 11,3 millones de barriles al día de petróleo gracias a la revolución del fracking, convirtiéndose en el mayor productor por encima de Arabia Saudita y superando el máximo alcanzado en los años setenta.

Sin embargo, retirar las tropas dejando detrás un polvorín de facciones enfrentadas terminaba volviéndose contra los propios Estados Unidos y la OCDE, al generarse enormes riesgos de multiplicar las amenazas terroristas. No es un problema energético. Es un problema cultural. Y es una locura pensar que todo iba a ir fenomenal dejando a su libre albedrío a países diezmados por enfrentamientos tribales con ambiciones invasoras, como hemos visto en Libia o Egipto. Les recomiendo leer El choque de civilizaciones (Paidós, 2005) de Samuel Huntington y El mal menor. Ética política en una era de terror (Taurus, 2005) de Michael Ignatieff. No queremos entender la cultura y costumbres de esos países, que distan mucho de nuestra idea de democracia. Aceptar el mal menor de mantener una presencia militar es mucho más lógico que cerrar los ojos y esperar que el mundo se mueva de acuerdo a nuestros deseos.

¿Afecta la crisis de Irak a sus exportaciones de petróleo?

La OCDE confiaba, demasiado, en el inestable gobierno de Al-Maliki. Las tropas norteamericanas fueron desapareciendo y la industria se recuperaba. Parecía que todo iba por el buen camino, sin embargo, el riesgo no había desaparecido, de hecho aumentaba con la equivocada decisión estratégica de Estados Unidos de sacar las tropas del país sin dejar un contingente de seguridad.

Y se equivocaron. De nuevo. El riesgo iraquí se disparaba ante los ataques terroristas en la zona norte por parte del ISIS (Estado Islámico de Irak y el Levante), un grupo yihadista que incluso tiene un informe anual de sus logros sangrientos, como si fuese una empresa de objeto social macabro publicando su memoria anual.[57]

Cuando yo viajaba a Irak me decían: «Bagdad es una ciudad cubierta de oro, pero en el sur es donde está el verdadero oro» (petróleo).

Los terroristas tomaron Mosul, la segunda ciudad en importancia de Irak, Tikrit, Tal Afar, Dhiluiya y Yathrib. Sin embargo, no tomaron los grandes pozos del norte del país, en especial el gigante Kirkuk, en la región de Kurdistán, al que mis conocidos de la zona llaman «el pasaporte de la independencia kurda», y que hoy produce 260 000 barriles al día.

La mayoría de la producción de Irak, el 80 por ciento, se exporta y más del 77 por ciento viene de los pozos del sur del país, donde los terroristas del ISIS no podían medirse con las fuerzas locales ni los contingentes de seguridad privados, que llegan desde Kuwait City al sur y en muchas ocasiones ni pasan por Bagdad. No hubo impacto significativo en las exportaciones, que se hacen en su gran mayoría a través de buques desde el sur.

¿Una crisis por recuperar el control de las manos de las multinacionales?

Al contrario de lo que mucha gente piensa, el petróleo en Irak no pertenece a empresas internacionales, ni mucho menos americanas. Todos los grandes pozos son propiedad del Estado donde las empresas internacionales, norteamericanas, rusas, italianas, chinas o británicas, trabajan con contratos de servicio técnico, y se les remunera por mantener o aumentar la producción. Es decir, el Estado, sea quien sea, se beneficia de su experiencia en mejorar la productividad, y por tanto no tiene interés en que estas empresas se vayan. Este tipo de contrato es el que ha llevado a que la producción de Irak haya recuperado máximos históricos en tan poco tiempo.

¿Es todo culpa de Bush o de Obama o de Saddam?

Las luchas y ataques entre suníes y chiítas no son una novedad culpa de Bush o de Obama. En la época de Saddam Hussein ya era una auténtica locura organizar la seguridad para viajar de Bagdad a la frontera con Kurdistán. De hecho, el acceso estaba vetado incluso para muchos posibles contratistas por los constantes ataques. Pero no salía en la prensa internacional.

George W. Bush cometió un enorme error al pensar, como le comentaba Paul Wolfowitz, que al tomar el país iban a ser recibidos como héroes. En el momento en el que la represión del régimen cesó, las distintas facciones empezaron a luchar enconadamente. Un gobierno débil de intereses cruzados sólo redujo la impresión de riesgo. El mismo error que ha cometido la OCDE en Libia y Egipto.

La administración de Obama cometió un enorme error al reducir hasta tres veces la cifra de tropas de contingencia que iban a apoyar al débil gobierno de Al-Maliki. Al reducir la cifra prometida de 50 000 soldados a 25 000 y luego a 3000, convirtió la ayuda en testimonial, y por lo tanto, rechazada por el gobierno local.

La desvinculación del resto de países de la OTAN del problema de Oriente Medio fue parte del problema. Mientras pensábamos que en Irak, Libia o Egipto iban a abrazar el modelo socialdemócrata, un Al-Assad crecido por la falta de acción de la OCDE en Siria se convertía en la plataforma de lanzamiento de un ISIS fortalecido. Así, aumentaba el riesgo de que la zona bajo control del ISIS se convirtiese en un enorme campo de entrenamiento de terroristas internacionales.

Las propuestas de dividir Irak en tres (Kurdistán, un norte suní y un sur chiíta) reforzarían ese riesgo de otro enorme centro de entrenamiento de yihadistas global.

¿Era la crisis por la escasez de petróleo?

Los suníes y los chiítas llevan peleándose décadas. El problema es más que petróleo… Porque en el mercado de crudo no hay grandes riesgos.

El 11 de junio de 2014 se reunía en Viena la OPEP. Los análisis independientes (BP Statistical Review) confirmaban que hay petróleo de sobra. Las reservas globales probadas de petróleo aumentaron hasta 1687,9 millones de barriles en 2013, suficiente para cubrir 53,3 años de producción global.

Los mensajes de los principales exportadores de petróleo mostraban por qué muchos se equivocaban a la hora de evaluar el riesgo geopolítico y no exagerarlo:

Un mercado adecuadamente suministrado y los inventarios almacenados de la OCDE en términos de demanda cubierta a niveles «muy confortables» (2548 millones de barriles, 55 días, nivel similar a los 55-60 días de media desde hace años).

La capacidad excedentaria, es decir, lo que la OPEP puede producir por encima de la cuota establecida de 30 millones de barriles al día, se situaba en 3,5 millones de barriles al día.

Irak alcanzaba una producción de 3,3 millones de barriles al día, llegando a máximos históricos.

¿Por qué la crisis de Irak no disparaba el petróleo a 200 dólares por barril?

La capacidad excedentaria de la OPEP era equivalente al ciento por ciento de la producción de Irak. Con Estados Unidos produciendo a máximos y la producción no-OPEP creciendo en 1,2 millones de barriles al día en 2014, el mercado seguiría adecuadamente suministrado incluso si Irak dejase de exportar.

Libia, por ejemplo, hundió sus exportaciones a casi cero desde un millón de barriles al día tras la caída de Gadafi y el petróleo no subió agresivamente. Incluso con las crisis de Libia, de Ucrania y de Irak el petróleo solamente había subido a 110 por barril…

El petróleo no crea crisis. El exceso de crédito y masa monetaria que dispara los precios de las materias primas muy por encima de los fundamentales son los que la genera. El precio del petróleo es una consecuencia, no una causa. En cualquier caso, la factura petrolera de la OCDE no llega al 5,5 por ciento del PIB, muy lejos de los niveles que se suponen de «crisis». El exceso de suministro también ayuda a mitigarlo.

El mundo lleva funcionando con crisis de este tipo en países productores desde hace décadas. Y el mercado siempre se adapta.

Al final, como decía Ignatieff, nunca existe una solución ideal. Pensar que Estados Unidos va a terminar con un problema de siglos desde el dominio militar es optimista. Creer que Estados Unidos va a poder desvincularse de la seguridad en Oriente Medio y retirarse sin terribles consecuencias para su propio país es suicida.

Entre enero y agosto de 2014, a pesar de amenazas geopolíticas y conflictos globales, el precio del petróleo caía un 5 por ciento. Año tras año, respuesta tras respuesta, la pólvora del arma petrolera es cada vez menos efectiva.

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El arma del gas: Rusia contra Ucrania y Occidente

Nadie quiere competidores poderosos. La actividad internacional es una batalla competitiva. La nuestra no es diferente.

VLADIMIR PUTIN

La geopolítica no sólo afecta el petróleo.

Rusia y Ucrania mantienen una relación extremadamente compleja en la que se mezclan intereses históricos, políticos y económicos alrededor del gas natural.

Ucrania ha sido parte del Imperio ruso desde su fundación en 1648, en Kiev, actual capital de Ucrania. La lengua de uso cotidiano en la Ucrania soviética era el ruso, no el ucraniano. Sin embargo, después de conseguir la independencia en 1991, el país se ha dividido en la Ucrania oriental, de tendencia prorrusa, y la Ucrania occidental, de tendencia proeuropea, y ha gravitado progresivamente hacia Europa. Los principales elementos en disputa, sin embargo, han seguido siendo el suministro de gas natural, las tarifas y el control del crucial gasoducto hacia Europa.

En diciembre de 2005, la Revolución Naranja liderada por Viktor Yuschenko (quien acababa de sobrevivir a un misterioso envenenamiento con dioxinas) logró imponerse en las elecciones presidenciales. El nuevo gobierno era declaradamente prooccidental y tenía entre sus objetivos reducir la influencia rusa.[58]

Sin embargo, Ucrania estaba enganchada al gas barato ruso. A lo largo de los años, Ucrania se había convertido en la economía más intensiva en energía del mundo, aprovechando el suministro de gas a precios muy descontados por parte de Rusia, como forma de mantener su influencia.

Más allá de la influencia política, Ucrania ocupa una posición estratégica en la medida en que el 80 por ciento de las exportaciones de gas rusas a Europa pasan por Ucrania a través de un gasoducto. Es más, Ucrania debía a Rusia miles de millones de dólares en facturas impagadas de gas, que debían sumarse a los 3000 millones de dólares anuales que obtenía gracias a los precios subvencionados del gas.[59] Rusia parecía llevar ventaja, pues una subida de los precios del gas tendría sin duda un efecto desestabilizador sobre la economía ucraniana.[60]

El impacto de la crisis se tradujo en una nueva campaña de diversificación por ambas partes.

Como resultado, Rusia decidió rodear Ucrania y Polonia con una serie de gasoductos nuevos. Gazprom y ENI ya habían construido el BlueStream, el ducto submarino más profundo del mundo, que cruzaba el mar Negro desde Rusia hasta Turquía. Rusia se planteó entonces la construcción del SouthStream, que cruzaría el mar Negro desde Rusia hasta Bulgaria, camino de Italia. Y también el NordStream, por debajo del mar Báltico desde cerca de San Petersburgo hasta el norte de Alemania.

Europa por su parte centró su atención en la obtención de nuevas fuentes de suministro a través del Cuarto Corredor, que recogería en Turquía el gas procedente de Turkmenistán, Azerbaiyán o Kurdistán y lo llevaría hasta Alemania a través del gasoducto Nabucco.[61]

Por otro lado, Europa se benefició de la nueva capacidad de gas licuado desarrollada en todo el mundo y del vacío dejado por Estados Unidos, que estaba experimentando un gran incremento de la producción interna gracias al gas de esquisto.

Además, en un hallazgo geológico inesperado, resultó que Ucrania poseía las terceras reservas de gas de esquisto más importantes de Europa, después de Rusia y Noruega, y rápidamente llegó a acuerdos estratégicos con compañías estadounidenses para desarrollar sus vastas reservas.

Una Ucrania independiente desde el punto de vista energético significa menos gas importado de Rusia, por lo que ésta se verá obligada a encontrar nuevos mercados para compensar la demanda ucraniana perdida. Malas noticias para Rusia.

Por otro lado, Ucrania tiene potencial para convertirse en exportador neto por sí misma, gracias a sus grandes reservas de gas pizarra y a la proximidad regional con mercados consumidores clave en Europa. Cuanto más se acerque Ucrania a la OTAN y a Europa, más fiable será el suministro de gas. Peores noticias aún para Rusia.

La crisis subió de nivel en febrero de 2014, cuando tanto Rusia como Europa luchaban por atraerse a Ucrania con incentivos financieros y políticos. El conflicto causó centenares de muertos por ambos bandos, hasta que el Parlamento votó la destitución del presidente, en un claro movimiento hacia Europa. Eso deja, sin embargo, a Ucrania en una situación financiera muy difícil y en la necesidad de buscar asistencia externa para evitar la quiebra.

La cuestión del gas ruso tenía dos componentes. Primero, el componente ucraniano. La deuda de Ucrania con Gazprom asciende a casi 4000 millones de dólares. Kiev tenía sobre la mesa la oferta de un precio descontado de 256 dólares/mcm a cambio de mantener sus importaciones. El Kremlin ya ha dejado caer que el precio podría subir hasta los 400 dólares/mcm. Ucrania es absolutamente dependiente del gas ruso; ha tratado de desarrollar sus reservas de gas de esquisto pero es un proyecto que se halla todavía en fase exploratoria, no una realidad. El segundo componente es que la mayor parte de los ductos que van de Rusia a Europa pasan por Ucrania. Como resultado, Ucrania recibe una compensación por dicho tránsito. Si esta compensación dejara de pagarse sería un golpe duro para Ucrania. Al mismo tiempo, supondría una interrupción de las exportaciones a Europa.

Ucrania no es un gran productor de gas natural y no produce petróleo. Rusia cuenta con el 12 por ciento de la producción mundial de petróleo y más el 18 por ciento de la producción mundial de gas. Ucrania, por otro lado, es una de las principales rutas de tránsito del gas natural y el petróleo rusos a Europa.

En 2013, el 25 por ciento del crudo consumido en Europa procedía de Rusia: 3,8 millones de barriles al día, de los que 0,5 millones de barriles al día llegaba a través de Ucrania. Rusia también aportó el 33 por ciento del gas consumido en Europa, de los cuales 80 bcm (alrededor del 50 por ciento) llegaron a través de Ucrania.[62]

Los países con mayor dependencia de las importaciones de gas ruso vía gasoducto son Finlandia (100%), la República Checa (81%), Eslovaquia (63%), Ucrania (60%), Polonia (54%), Turquía (53%), Austria (52%), Hungría (49%), Bélgica (43%) y Alemania (40%) (datos de BP World Energy del año 2013).[63]

La puesta en servicio del NordStream (septiembre de 2011), que se extiende desde Vyborg, en Rusia, hasta Greifswald, en Alemania, ha sido clave para reducir el riesgo de suministro. Tras la finalización de un segundo gasoducto (octubre de 2012), su máxima capacidad de descarga es de 55 bcm anuales o casi el 15 por ciento de la demanda de los países de la UE.

GRÁFICO 5. Países con mayor volumen de producción de gas natural en 2011

Fuente: National Oceanic and Atmospheric Administration.

Se trata de una importante alternativa de suministro que no entra en territorio ucraniano y que no existía en 2008-2009.

Gazprom llegó a exportar 161 bcm anuales a Europa, una cifra que lleva varios años reduciéndose a medida que se ha ido renegociando el precio de los contratos a largo plazo con clientes como Italia, Francia y Alemania.

Es importante comprender que la posición de Rusia es la de una dependencia comercial bilateral con Europa. Rusia no puede hacer demasiado sin Europa, porque su demanda de gas interna no es demasiado elevada. Por otro lado, la amenaza del gas de esquisto en Ucrania o Polonia, sumada al lignito y las energías renovables, reduce enormemente la dependencia de la otra parte. Es importante comprender que la dependencia respecto al gas ruso se está reduciendo. Si analizamos quién necesita más a quién, la situación es bastante equilibrada. Moscú necesita más a Europa de lo que creemos.[64]

Qatar, Rusia, Argelia… todos los países productores de gas han tenido que negociar los contratos a largo plazo por la debilidad de la demanda y la sobreoferta existente como consecuencia del uso de energías renovables y carbón, así como de la diversificación de las fuentes de gas natural gracias al desarrollo del GNL.

UBS estima que las importaciones europeas de GNL ascendieron a 52 MT en 2013, o algo más del 20 por ciento del consumo mundial. Dos países están a uno o dos años de abrir su primera terminal de importación de GNL: Polonia y Lituania. Otros seis países están considerando la construcción de su primera terminal de importación: Croacia, Estonia, Finlandia, Alemania, Eslovenia y Ucrania.

Si desarrollara sus recursos propios de gas natural, Ucrania conquistaría de forma definitiva su independencia respecto a Rusia.

Hay más factores implicados en el conflicto que la mera batalla «política» que ocupa el centro del escenario. La batalla «energética» se desarrolla entre bastidores, con importantes implicaciones económicas y estratégicas. Ucrania, Rusia, Europa y Estados Unidos son muy conscientes de ello.

En marzo de 2014 la crisis subió a otro nivel cuando Rusia se anexionó la península de Crimea y el importante puerto de Sebastopol.

Sin embargo… en el mundo de la energía no ha ocurrido nada realmente importante. En agosto de 2014 el precio del gas había caído un 39 por ciento desde enero… y el precio del petróleo Brent un 5 por ciento. Tal como se ha observado antes, el nacionalismo de los recursos y el uso del gas como amenaza han estimulado el desarrollo de suficientes alternativas para mantener el suministro.

A pesar de su importante efecto aplanador a largo plazo, las fuerzas geopolíticas, el nacionalismo de los recursos, así como la amenaza de trastornos y volatilidad del suministro han creado una impresión general de escasez energética que no se corresponde con la realidad. ¡El mundo goza de abundantes recursos energéticos, incluido el petróleo crudo!

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Desmontando el mito del pico del petróleo

En el mundo tenemos todo el petróleo y gas que necesitamos. Lo siento por los que quieren que nos quedemos sin nada.

CHRISTOPHE DE MARGERIE, The Guardian[65]

A lo largo de los años he mantenido numerosos debates con defensores incondicionales del «pico del petróleo», algunos a través de la televisión o de la prensa. Y siempre recuerdo la conferencia Oil & Money recientemente, donde la presidenta de la AIE, Maria Van der Hoeven, comentaba: «En 1979, en una columna del Herald Tribune, el presidente Jimmy Carter anunciaba que la producción de petróleo caería inexorablemente, así como los defensores del pico del petróleo, que predecían que la producción de la OPEP colapsaría hasta 15 millones de barriles al día. Pero aquí estamos, la producción global está a niveles récord y la OPEP produce 30 millones».[66]

Argumentos tales como «la población y la demanda seguirán creciendo», «los estándares de vida suben en los mercados emergentes» o «cada barril de petróleo que consumimos es un barril que ya no volverá» son innegablemente ciertos, pero las conclusiones que se extraen de ellos, como que «nos estamos quedando sin petróleo» o «los precios tienen que seguir subiendo» son innegablemente falsos.

GRÁFICO 6. Producción de petróleo global (IEA) y «predicciones de pico»

Además, cuando hablamos de las subidas de precios siempre olvidamos la inflación y la devaluación de las monedas.

El núcleo del problema es un análisis excesivamente simplista y estático, una peligrosa mezcla de «mitos y realidades» que no capta la verdadera complejidad de la dinámica de los mercados energéticos y a menudo lleva a conclusiones erróneas.

A finales de 1991, poco después de dos décadas de montaña rusa de precios y geopolítica, la Unión Soviética se desintegró. La geopolítica mundial había cambiado, y Estados Unidos emergían como la nueva superpotencia.

Yo acababa de terminar mi posgrado y me disponía a buscar trabajo.

«Sólo quedan reservas para treinta años. ¿Para qué vas a meterte en el sector del petróleo?», me dijo mi mejor amigo. «Nunca apuestes contra un ingeniero», respondí medio en broma. El mundo necesitaría mucha energía y mucho petróleo para seguir creciendo, y la parte optimista que hay dentro de mí creía que de algún modo encontraríamos el modo de salir adelante, igual que habíamos hecho en el pasado. «Si le das a un ingeniero tiempo y dinero suficiente, encontrará una solución». La tecnología ha sido, es y será siempre la reina.

Pero más allá de nuestros debates particulares, la teoría del pico o cenit del petróleo se está viendo desacreditada por el propio mercado, tanto por el lado de la oferta como por el lado de la demanda.

Los errores de dichos teóricos han sido escandalosos, entre ellos:

La producción de Arabia Saudita no va a crecer de 8 millones de barriles/día y se desplomará a 5 millones (2005).[67] En 2014 se situaba entre 9,5 y 10.

La producción global se desplomará a 55 millones de barriles en 2014.[68] Hoy el mundo produce 87 millones. «En quince años sólo nos quedará el 15 por ciento del petróleo». Hoy el crecimiento de reservas probadas supera el récord de 110 por ciento en 2014.[69]

«Es posible que se comience a racionar el combustible. En los países de la OCDE no se hará con cartillas, pero sí con penalización económica hacia los grandes consumos de poco o nulo interés industrial» (2012).[70] Ningún tipo de restricción.

La oferta es mayor y más diversificada que nunca. No sólo mejora el volumen de reservas y los recursos disponibles, sino que se genera una constante presión de los avances tecnológicos para acceder a esos volúmenes y reducir costes.

La demanda está creciendo, pero con tasas de crecimiento decrecientes. En los próximos capítulos abordaré las tendencias de la demanda y el mercado, así como los factores regulatorios y medioambientales que influyen sobre las tendencias de la demanda a escala mundial.

Y si el declive fuera una realidad más presente, la sustitución también se haría cada vez más evidente.

La Edad de Piedra no terminó por falta de piedras. Terminó porque la humanidad pasó a la Edad del Bronce. Y la Edad del Bronce tampoco terminó por falta de bronce. Terminó porque pasamos a la Edad del Hierro. Y de este modo el mundo ha ido evolucionando gracias a las nuevas tecnologías.

Y lo mismo ocurrirá con la «edad del petróleo». El final de la edad del petróleo no llegará porque nos quedemos sin petróleo. Tampoco será una catástrofe terrible o repentina que arroje a las personas a la miseria económica. El final de la era del petróleo será, igual que su comienzo, de sustitución por tecnología más eficiente y atractiva económicamente. El aceite de ballena no se dejó de usar por falta de ballenas, sino porque el petróleo era más barato y eficiente. El cambio será gradual, cíclico y dará paso a una nueva era más próspera para los seres humanos.

Los recursos energéticos son inmensos, y la oferta ha respondido una y otra vez al incremento de la demanda, al igual que la demanda ha respondido al incremento de la oferta. Tal como vimos en el capítulo 4, existen muchos ejemplos de ambas dinámicas en la historia. Por un lado, vimos que la sobreproducción de los años cincuenta dio pie a un gran crecimiento de la demanda (y a la creación de la OPEP como mecanismo de defensa de los productores). Por otro, vimos que la escasez durante las crisis de los setenta dio lugar a una gran destrucción de demanda (y a la creación de la AIE como mecanismo de defensa de los consumidores).

Pero el mayor enemigo de la teoría del pico del petróleo es el mismo análisis realizado a propósito del pico… del carbón. Las proyecciones de M. King Hubbert en 1956 sobre la curva de extracción a nivel mundial situaban el pico del carbón en 2150. Hubbert esperaba un ajuste cada vez más agresivo de la oferta y la demanda ya desde el año 2000. Pues bien, en 2013 el excedente mundial de carbón superaba todas las estimaciones y se espera que persista en 2014, forzando una bajada del 37 por ciento de los precios entre 2011 y 2013, aun cuando la economía global ha crecido a un ritmo del 3 por ciento anual. Según la EIA, se espera que el consumo mundial de carbón crezca una media del 1,3 por ciento anual, desde los 147 000 billones de Btu en 2010 hasta los 180 000 billones de Btu en 2020. En el mismo período, se espera que la producción crezca una media del 3 por ciento anual, con el consiguiente aumento de la saturación del mercado. Deutsche Bank comentó que «creemos que las nuevas preferencias de demanda en los principales países consumidores tendrán como resultado un crecimiento mucho menor de la demanda en adelante, lo que supondrá una rebaja de los precios en términos reales hasta 2020».

China cubre el 63 por ciento de las exportaciones de mineral de hierro a nivel mundial. Los analistas de agencias como UBS o Standard Chartered advierten de las dificultades del país para ajustarse al crecimiento anual estimado del 3 por ciento de la demanda, lo que podría llevar a que la sobreproducción alcanzara los 136 millones de toneladas en 2014, y los 170 en 2015. El consumo de hierro en China se encuentra estancado desde diciembre de 2012 por debajo de los 60 millones de toneladas al mes. En el caso del carbón, China cubre casi el 50 por ciento del consumo mundial. Teniendo en cuenta el actual programa gubernamental para reducir la polución, las estimaciones de crecimiento de la demanda interna china no superan el 1,6 por ciento anual. En otras palabras, es muy probable que las importaciones no superen los 220 millones de toneladas. Considerando el crecimiento de la producción global y de las exportaciones desde Australia, Sudáfrica y Colombia, el mundo se enfrenta a un exceso de producción de más del 20 por ciento.[71]

Sin embargo, a pesar de los grandes recursos y los mecanismos dinámicos de defensa del mercado, parece haber un sesgo inconsciente en nuestro cerebro humano que favorece la idea del pico del petróleo.

Pero si algo está claro es que el último barril de petróleo no valdrá millones de dólares. Valdrá cero.

El espíritu del pico del petróleo

La teoría del pico del petróleo no es tan excitante en sí misma. Se trata de una teoría que trata de estimar el punto en que la producción alcanzará el pico para no volver a subir, y echa la culpa a la energía de casi todas las crisis y recesiones económicas. Muchas personas inteligentes han tratado de predecir cuándo se producirá el pico y han fallado. Muchas más lo harán en el futuro.

Entre las muchas conclusiones «fatalistas» y «aciagas» que los defensores del pico del petróleo derivan de sus análisis, tal vez una de las más relevantes sea que «los precios del petróleo seguirán subiendo indefinidamente» (espiral inflacionista de la energía). Falso.

Ésta es la primera de las conclusiones erróneas de la teoría del pico del petróleo. He optado por el formato de repasar los «mitos y realidades» principales usados por los defensores de esta teoría, y que ponen de manifiesto la peligrosa mezcla de desinformación y deficiencias de razonamiento sobre las que apoyan sus conclusiones.

Y qué mejor lugar para empezar dar un poco de perspectiva histórica acerca de la teoría y su evolución.

La perspectiva histórica del pico del petróleo

La amenaza que supone la combinación de la demografía y la escasez de recursos no es una idea nueva.

Thomas Malthus nació en Surrey, Inglaterra, en 1776. Fue un clérigo y un influyente académico en las disciplinas de la economía política y la demografía. Malthus es famoso principalmente por sus teorías sobre los cambios en la población. En su Ensayo sobre el principio de la población (1798) observó que la producción de alimentos tiende a crecer de forma lineal, mientras que la población tiende a hacerlo de forma geométrica, es decir, mucho más rápidamente. Esta relación y sus implicaciones para la especie humana se conocen como la «catástrofe malthusiana». Pero contra lo que se acostumbra a creer, ésa no es la principal conclusión de Malthus. También observó que «los seres humanos no han muerto de hambre, por lo que es preciso que hayan actuado las fuerzas de la economía, y corresponde al economista estudiar dichas fuerzas y elecciones». Sin duda, Malthus fue un adelantado a su tiempo, y sus conclusiones pueden adaptarse fácilmente a áreas como la energía, incluida la del impacto de la dinámica de mercado, de las fuerzas tecnológicas y las elecciones que le son propias.

Un siglo más tarde, en 1881, uno de los mayores científicos del siglo XIX, lord Kelvin, advirtió que la base energética de Gran Bretaña era precaria y que se acercaba el desastre. No se refería al petróleo, sino al carbón. Gran Bretaña se encontraba en la «edad del vapor» y gozaba de los beneficios de la revolución industrial, pero lord Kelvin advertía que sus días de grandeza podían estar contados porque «las reservas subterráneas de carbón del mundo se están agotando de forma incuestionable, y no precisamente lenta». El carbón era el motor de la industrialización británica. Apenas treinta años antes, en 1850, el 95 por ciento de la energía mundial procedía de hombres y animales. Los combustibles fósiles sólo aportaban el 5 por ciento.

Un siglo más tarde, en 1956, M. King Hubbert presentó la «teoría del pico del petróleo», que predecía que la producción estadounidense de petróleo alcanzaría su pico a comienzos de la década de los setenta y empezaría a decaer a partir de entonces, para no remontar jamás. Tal como mencioné algo más arriba, su análisis se extendía también al carbón, y estimaba a partir de la curva de extracción mundial que el «pico del carbón» se situaría alrededor de 2150. En ambos casos, el análisis se basaba en los «límites tecnológicos y de accesibilidad, así como en las presiones del mercado» dominantes en el momento.

En 2010, Greg Croft y Tadeusz Patzek (presidente del Departamento de Ingeniería del Petróleo y Geosistemas de la Universidad de Texas, Austin) predijeron que la producción de carbón alcanzaría su pico en 2011 o poco tiempo después, y que decaería tan rápidamente que prácticamente eliminaría la contribución del carbón al cambio climático.

Sin embargo, la realidad ha resultado ser bastante distinta de las previsiones de Malthus, lord Kelvin, Hubbert y Patzek. La producción no sólo ha crecido a nivel global y ha vuelto prácticamente a los niveles del pico de los años setenta en el caso de Estados Unidos, sino que se espera que siga creciendo… y se adapte a las necesidades estructurales que vayan surgiendo.

Visto en retrospectiva, resulta fácil detectar en qué puntos y por qué razones se equivoca la teoría del pico del petróleo. No sólo pasa por alto la capacidad de realizar nuevos descubrimientos, así como el potencial de las adiciones, del ahorro energético, de la sustitución o de la destrucción de demanda, sino también la dinámica fundamental del mercado, de acuerdo con la cual «la demanda crea la oferta», del mismo modo que la «oferta crea la demanda».

Volviendo la mirada hacia el futuro, las mismas fuerzas seguirán empujando las fronteras del pico del petróleo cada vez más adelante, igual como lo han hecho en el pasado. Es un error ignorar tanto «desconocidos conocidos» (como por ejemplo, los nuevos descubrimientos, las adiciones, la eficiencia o la destrucción de demanda) como los «desconocidos desconocidos» (como las nuevas tecnologías, los conflictos geopolíticos o los desastres naturales), por más que ambos sean imposibles de predecir.

La mentalidad del pico del petróleo

En verano de 2008, durante una conferencia que ofrecí en Londres sobre temas relacionados con la energía, pregunté al público que me escuchaba: «¿Quién cree que el petróleo estará por encima de los 300 dólares por barril dentro de diez años?». El crudo estaba alcanzando nuevos máximos próximos a los 140 dólares por barril, y como era de esperar más de la mitad de la audiencia levantó la mano.

«¿Y entre 200 y 300 dólares por barril?», volví a preguntar. Se levantaron bastantes más manos que la vez anterior. Y repetí el proceso con horquillas cada vez más bajas hasta que finalmente pregunté: «¿Alguien cree que estará por debajo de 50 dólares por barril?».

Yo no pretendía ir a identificar a ningún precio en concreto, pero era muy consciente de la presión que estaban poniendo sobre la economía mundial los precios de las materias primas. Y no se trataba sólo de los precios del petróleo. El gas natural estadounidense también estaba marcando máximos históricos, alrededor de 15 dólares/MMBtu, y lo mismo podía decirse del carbón, alrededor de 130 dólares por tonelada.

Mi compañero de trabajo y buen amigo Francisco Blanch, el director de investigación de materias primas en Merrill Lynch, seguía con gran atención la cuota porcentual que correspondía al sector de la energía en el PIB nominal total de Estados Unidos. Explicado en términos sencillos, su modelo indicaba que la economía global tenía ciertos límites. Si la energía ocupaba un porcentaje demasiado alto o demasiado bajo dentro de la economía, ésta podría colapsarse a nivel global. Y situaba la cuota «sostenible» de la energía entre el 3 y el 10 por ciento.

En 1998, el sector de la energía representaba exactamente el 3 por ciento del conjunto de la economía. La crisis asiática había dejado los precios del petróleo cerca de los 10 dólares por barril, y los precios del carbón y del gas natural también eran muy bajos. Los países productores de petróleo se encontraban bajo fuertes presiones que no siempre podían soportar, como demuestra la moratoria rusa. El sector de la producción de energía estaba en quiebra. Aquellos precios tan bajos eran insostenibles.

En los años setenta, el sector de la energía superó el 10 por ciento de la economía global. Las crisis del petróleo habían cuadruplicado su precio. La «factura energética» era demasiado elevada, y los países consumidores de todo el mundo sufrieron inflación y bajo crecimiento durante toda la década de los ochenta. El sector consumidor de energía estaba en quiebra. Aquellos precios tan elevados eran insostenibles.

Y ahí estábamos, en 2008, con una cuota del sector energético superior al 12 por ciento, por encima de los niveles de las crisis de los años setenta. La situación parecía insostenible, y sin embargo muchos analistas reputados preveían un precio de 200 dólares por barril. Igual que tantas otras personas, esos analistas se dejaban llevar por la inercia de la fuerte demanda procedente de los mercados emergentes. Resultaba fácil perder la perspectiva sobre el impacto de los mercados de la energía sobre el conjunto de la economía. Pero el modelo cuestionaba ese enfoque. Si los precios del petróleo superaban los 200 dólares por barril, y el gas natural y el carbón también seguían la misma tendencia, la situación convertiría «los años setenta en un paseo por el parque», como acostumbraba a decir Francisco. Sí, era imposible predecir el punto exacto donde se situaba el límite del mercado, pero sabíamos que aquella dinámica era insostenible.

El modelo contenía muchas otras ideas valiosas. Por ejemplo, era capaz de identificar la clase de ajustes necesarios para que la economía mundial pudiera soportar un precio de 200 dólares por barril sin entrar en crisis (esto es, sin que la energía superase el 10 por ciento del PIB nominal en dólares estadounidenses). Una vía posible era una fuerte devaluación del dólar estadounidense. Otra, el incremento del PIB global. Otra, la inflación. Todas resultaban perfectamente creíbles, pero cualquiera necesitaría años para realizar la corrección. En aquel momento y lugar, a corto plazo, algo debía ceder. O bien los precios bajaban, o la economía quebraba. ¡O ambos!

La dinámica recién descrita no debe confundirse con la tesis de la teoría del pico del petróleo, según la cual la economía entra en crisis cada vez que la demanda sube. La dinámica descrita es un simple modelo de respuesta al precio, igual que ocurre con cualquier otro coste en un mundo basado en los inputs y los outputs. Cuando los costes crecen por encima de unos niveles razonables, la economía responde ralentizándose. No tiene nada que ver con el agotamiento de los recursos. En aquel momento las reservas almacenadas estaban en el máximo de la media de cinco años. La oferta crecía por encima de la demanda. ¿Cuál era el factor de distorsión? El plan de estímulo de 581 000 millones de dólares de China y el incremento de la oferta monetaria del 13 por ciento anual, que empujaban a la baja a la mayoría de divisas, el dólar en especial.

De modo que cuando yo levanté la mano en apoyo de los 50 dólares por barril dentro de diez años, muchas personas del público se rieron, como si se tratara de una broma.

«Eso es imposible», dijo alguien.

No me sorprendió la reacción del público. En aquel momento, un precio de 50 dólares por barril era impensable, una visión realmente inconformista respecto al consenso de un mercado que en aquel momento estaba literalmente «al rojo vivo». La demanda procedente de los mercados emergentes parecía incontenible. Habían surgido unas cuantas teorías que proponían una tendencia alcista de la demanda y los precios. Apenas unos años antes, en 2001, Jim O’Neill, entonces director de investigación en Goldman Sachs, había acuñado el término «BRIC» (en referencia a Brasil, Rusia, la India y China) en un informe titulado «Building Better Economic BRICs» [«Construir (con) mejores (ladrillos) económicos»] donde se planteaba cuáles serían las nuevas dinámicas del mundo en 2050. Y unos años más tarde, mi amigo Jeff Currie publicó The Revenge of the Old Economy («La venganza de la vieja economía»), que identificaba los cuellos de botella del lado de la oferta en los mercados de materias primas. Y, por supuesto, el pico del petróleo había llegado. Todos esos informes reforzaban la opinión de que estaban convergiendo una serie de fuerzas supercíclicas de demanda y oferta.

Pero la reacción también me hizo comprender, para mi extrañeza, hasta qué punto puede ser de corto plazo la memoria humana. Apenas nueve años atrás, en 1999, el petróleo había llegado a los 10 dólares por barril. Sólo cinco años después, en 2003, cotizaba sin problema a 30 dólares por barril. Y sólo tres años atrás, en 2005, la mitad del mundo se indignó cuando un analista de Goldman Sachs planteó la posibilidad de un «súper pico» de 105 dólares por barril. Y sin embargo, en 2008, un precio de 140 dólares por barril parecía una mera «estación de paso» hacia los 200 dólares por barril, y la mayor parte del público veía los 300 dólares por barril como el escenario más probable para dentro de diez años. Asombroso.

En el plazo de apenas unos meses, en septiembre de 2008, Lehman quebró. El exceso de crédito a nivel global, erróneamente percibido hasta entonces como «crecimiento sostenible», se hizo repentinamente evidente en todos los rincones del globo. Estaba de moda emplear la expresión «deuda total» (pública y privada).

En ese momento, muchos analistas se dieron cuenta de que la demanda y el crecimiento del PIB a nivel global se habían fundado en una enorme burbuja de deuda. Japón destacaba por encima de todos con un 500 por ciento sobre el PIB. En el caso de las diez economías maduras más importantes (Australia, Canadá, Francia, Alemania, Italia, Japón, España, Corea del Sur, Reino Unido y Estados Unidos), la deuda total se situaba cerca del 350 por ciento del PIB. En Europa, las economías más presionadas tenían unos niveles de deuda cercanos al 400 por ciento del PIB.

Y cuando la burbuja de crédito estalló ocurrió lo «impensable». La carrera de precios hacia los 140 dólares por barril se había producido en un mercado bien abastecido, con amplias existencias físicas y un marcado contango en la curva de futuros. De modo que cuando llegó la crisis de demanda la OPEP poco podía hacer por contener la caída de los precios, que se desplomaron hasta los 30 dólares por barril en cuestión de meses. No se mantuvieron ahí mucho tiempo, pues la OPEP recortó agresivamente la producción y contrajo el mercado, pero demostró que en los mercados, igual que en las películas, «la realidad siempre supera a la ficción».

Las próximas secciones tratarán de analizar los principales «mitos y realidades» del pico del petróleo. Y qué mejor lugar para empezar que la premisa principal sobre la que se basa.

La hipótesis de que la población, la economía, la demanda y los precios del petróleo sólo crecen y crecen

La mayoría de los argumentos de la teoría del pico del petróleo miran hacia el lado de la oferta, pero otro pilar de la teoría se basa en la demanda.

Es innegable que la población mundial crece, y se tiende a pensar que la demanda de energía crecerá con ella. Sin embargo, la intensidad energética del crecimiento y la eficiencia también entran en la ecuación, y están siendo fundamentales para restar credibilidad al mito del pico del petróleo.

El argumento es como sigue: «Estados Unidos consume casi 25 barriles por cabeza y año. China no llega a los 5 barriles por cabeza y año. Si China alcanza un nivel de desarrollo y consumo equivalente al de Estados Unidos, tendremos un shock de oferta».

Pero este argumento no toma en consideración el fenómeno bien real del pico de la demanda de petróleo. A pesar del crecimiento de la población, de la riqueza y de la producción económica, el uso global de petróleo por persona y año se ha mantenido monótonamente estable desde 1985 gracias al impacto de la eficiencia y la tecnología. Al tiempo que la industrialización alcanza su capacidad máxima, su consumo de petróleo disminuye.

Estados Unidos, la eurozona y Japón ya han superado el pico de demanda de petróleo. En términos relativos, consumen menos hoy que antes. El pico del consumo de petróleo tuvo lugar en 2005.

A lo largo de mi vida he asistido a una tremenda transformación de la población y su dinámica. En el mundo hay actualmente 7000 millones de personas (un incremento de más del 400 por ciento sobre los 1700 millones de personas que vivían en él en 1900), y según las Naciones Unidas se espera que siga creciendo hasta los 9000 millones en 2050.

Una conclusión importante es que la tasa de crecimiento se está reduciendo. En otras palabras, la población global sigue creciendo en términos absolutos, pero lo hace a un ritmo cada vez más lento. Y en algunas partes del mundo ha empezado a decrecer, tal como veremos cuando examinemos con más detalle las cuestiones demográficas en el capítulo dedicado a la demanda.

A lo largo de mi vida también he asistido a una tremenda transformación del patrón de consumo de energía. Aun siendo cierto que existe una relación directa entre la población y el crecimiento económico, también debe tenerse en cuenta «cuán intensivo en energía será el crecimiento económico». También en este caso parece haber una tendencia clara a nivel global, en línea con la del crecimiento de la población: de media, el crecimiento económico se está volviendo menos intensivo en energía. En otras palabras, se requiere menos energía para producir el mismo crecimiento económico de la que se requería en el pasado. Ello se debe en parte a la eficiencia y al ahorro. Dicho de otro modo, «hacer más con menos». Por poner un ejemplo, nuestros coches hacen más kilómetros con menos combustible.[72]

No obstante, la intensidad y el consumo energético difiere de forma notoria de una región a otra. Las economías en desarrollo son mucho más intensivas en energía y materias primas que el mundo desarrollado. Y la globalización, industrialización y urbanización de los mercados emergentes están teniendo sin duda el efecto de aumentar los niveles absolutos de demanda, aunque también se benefician de los desarrollos tecnológicos de la eficiencia.

El resultado combinado de la reducción de la tasa de crecimiento de la población y de los cambios en la estructura demográfica y en el consumo de energía per cápita será probablemente un crecimiento continuado de los niveles absolutos de demanda, pero a un ritmo cada vez más bajo.

En el caso de la población, la ONU espera que ésta se reduzca hasta un 30 por ciento en algunos países de la Europa central y oriental a lo largo de los próximos cincuenta años, un 22 por ciento en Italia o un 14 por ciento en Japón.

Contra lo que mucha gente podría pensar, ni la población ni la demanda energética seguirán creciendo eternamente.

Predecir el crecimiento de la población, la actividad económica y el consumo energético a nivel mundial resulta extraordinariamente difícil, pues es muy sensible a variables fundamentales como la fertilidad y la mortalidad.

No obstante, son justamente las optimistas proyecciones de la demanda las que hacen que el mundo tienda a desarrollar escudos protectores en forma de sobrecapacidad, como resultado tanto de la planificación centralizada del gobierno como de la reacción ante fuerzas de mercado de carácter supercíclico.

Traducir todo lo anterior en predicciones de precios resulta aún más difícil, pues la demanda interactúa con la oferta. Cuando proyectamos la mirada hacia el futuro, el abanico de precios posibles parece más amplio que nunca. Incluso los expertos discrepan de forma importante sobre la dirección que van a tomar los precios.

En la base del desacuerdo se encuentra la oferta, de modo que el mejor lugar para proseguir nuestra exposición es el mito de que «nos estamos quedando sin petróleo».

Agotamiento contra reposición: ¿Se están acelerando las tasas de declino?

Un argumento típico es que «cada barril de petróleo que se extrae y se consume es un barril de petróleo menos en las reservas, de modo que el petróleo se va a agotar, ¿o no?». Bien, antes que nada vale la pena clarificar que a menudo se confunde el «pico» del petróleo con su «agotamiento». El pico del petróleo es el punto máximo de producción, mientras que el agotamiento se refiere a un período de caída de las reservas y la oferta.

El agotamiento progresivo de los yacimientos es una realidad, un hecho. Cada barril de petróleo que se extrae y se consume es un barril menos disponible para el consumo futuro. No existe el «reciclaje» de los combustibles fósiles. Una vez consumidos, ya no están.

Es normal y esperable que se produzcan declinos de producción. A fecha de hoy, el 60 por ciento de la producción mundial de petróleo decae entre un 1,5 y un 2,5 por ciento anual, una tasa mucho más estable y moderada que el 5 o 6 por ciento que esgrimen algunos defensores de la teoría del pico del petróleo, gracias a una mejor recuperación y a una tecnología más avanzada, desde la perforación horizontal hasta la perforación en aguas profundas.

Pero el hecho de que los yacimientos de petróleo estén abocados al agotamiento y a las tasas de declino no implica una visión fatalista del mundo.

La reposición de las reservas y de la producción no es una tarea fácil. Requiere inversión, y ésta a menudo se ha visto retrasada por problemas medioambientales y geopolíticos. No obstante, la industria del petróleo ha invertido una media de 750 000 millones de dólares al año aproximadamente, lo que ha permitido realizar nuevos descubrimientos hasta conseguir una reposición de reservas superior al ciento por ciento.

En 2008, tras un largo período de subidas de precios, el sector de la energía vivió un importante incremento en la exploración y el desarrollo de nueva capacidad de producción. La inversión y la producción recuperaban así el tiempo perdido durante dos décadas, en un ejemplo más de la «venganza de la vieja economía» de la que hablaba Goldman Sachs.

Pero en la mayoría de los casos las razones del descenso no son geológicas. Se trata de una combinación de otros factores, como barreras a la inversión, problemas geopolíticos, cuotas de la OPEP o conflictos. Las reservas de petróleo existen y podrían extraerse, si existe voluntad de hacerlo.[73]

¿Caerá la producción de petróleo de forma abrupta e inesperada?

No.

El principal obstáculo para la producción no es la geología, tal como explican una y otra vez De Margeries (Total) o Tillerson (Exxon), sino la geopolítica. El mundo podría producir 90-92 millones de barriles de petróleo al día hoy mismo, si quisiera o hiciera falta.[74]

En 2014, la producción de petróleo de Estados Unidos alcanzó el récord histórico de 11 millones de barriles al día, y la producción global alcanzaba un récord a pesar del embargo iraní, de las interrupciones de la producción iraquí y de las cuotas de la OPEP. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) estimó que la producción mundial de petróleo crecería unos 8,4 millones de barriles al día a lo largo de los próximos cinco años, gracias al impulso del petróleo de formaciones compactas y no convencional.[75]

Exxon, una compañía conocida por ser prudente y conservadora, prevé un crecimiento estable de la producción mundial de petróleo y gas entre 2010 y 2040: + 5,3 por ciento pa (no convencional), + 4,8 por ciento pa (pesado, arenas bituminosas), + 3,5 por ciento pa (GNL), + 2,8 por ciento pa (aguas profundas) y + 0,3 por ciento pa (convencional). Sin señales de ningún pico de producción.[76]

Del informe «330 proyectos para cambiar el mundo»[77] elaborado por Goldman Sachs, destacaría el siguiente punto: «Los 330 principales proyectos representan actualmente 565 000 bep de reservas de petróleo y gas y casi la mitad de las inversiones previstas por las grandes petroleras para los próximos cuatro años, y generarán alrededor de 62 mbp de producción para el 2020 (el 46 por ciento de la producción actual de petróleo y gas a nivel mundial), con casi 380 000 millones de dólares de inversión esperada. Cada nuevo proyecto requiere de media menos de 60 dólares por barril para llegar a la tasa de corte, mientras que los proyectos marginales requieren más de 90 dólares por barril».

Tan sólo en la OPEP hay más de 125 proyectos capaces de aportar entre 3,8 y 6 millones de barriles de petróleo al día a corto plazo que están pendientes únicamente de obtener la decisión final de inversión (DFI) para pasar a fase de ejecución. El obstáculo no son los proyectos en sí, sino la ejecución de los mismos y los recursos (ingenieros e inversión) necesarios para su desarrollo.

Los productores están invirtiendo 750 000 millones de dólares cada año para generar más capacidad de producción, incluidas las petroleras estatales, que han incrementado sus inversiones en torno al 12 por ciento anual.

Las reservas declaradas de petróleo recuperable a nivel mundial, incluyendo tanto las fuentes convencionales como las no convencionales, ascienden a 1,65 billones, o a cincuenta y cuatro años de suministro. Y esos cincuenta y cuatro años pueden ser más con la ayuda de la eficiencia y revoluciones tecnológicas como… el petróleo de formaciones compactas.

¿Hace falta cada vez más energía para producir energía?

«Mientras el petróleo siga siendo usado como fuente de energía, la producción cesará en el momento en que el coste energético de recuperar un barril de petróleo sea superior al contenido energético del barril, con independencia de cuál sea su precio».

M. KING HUBBERT

La tasa de retorno energético (TRE) es la ratio que se usa habitualmente para medir la cantidad de energía aprovechable obtenida de un determinado recurso energético, en relación con la cantidad de energía empleada para obtener dicho recurso energético. La tasa TRE es energía generada dividido por energía utilizada. Si es superior a 1, es viable.

La energía hidráulica tiene el TRE más alto, seguido por el carbón, y luego baja gradualmente hasta el otro extremo de la escala, donde se sitúan el biodiésel o el etanol de maíz, bastante cerca de cero. El petróleo no convencional y las nuevas tecnologías se sitúan a niveles altos, pero aún sirve para muchos defensores de la teoría del pico del petróleo con el fin de sostener que existe un problema.

Sin embargo, pasan por alto el crucial matiz de que el TRE debe analizarse en conexión con la rentabilidad. Una ratio de energía respecto a energía sin ningún concepto económico asociado no es suficiente. Pero los agoreros del pico del petróleo exclaman que unos niveles inferiores a los de un barril en el desierto de Gawar son insostenibles, pasando por alto el impacto del coste del capital, los desarrollos tecnológicos y la disponibilidad de electricidad o gas natural fácilmente accesible y a buen precio.

Fuente: EIA.

Por otro lado, la TRE es una ratio dinámica, no estática. El análisis elaborado por Shell sobre la producción de arenas bituminosas muestra que la energía empleada por unidad producida experimenta un acusado descenso a lo largo del tiempo en prácticamente todos los proyectos industriales. Esto es cierto también en relación con proyectos intensivos en energía como el PNG GNL,[78] donde el coste de la energía empleada ha caído un 34 por ciento. La teoría de la TRE toma una única proyección (como es típico entre los portavoces del pico del petróleo), deja todos los elementos negativos tal como están y en situación estable (como si la tecnología y el desarrollo de recursos no experimentaran ningún tipo de progreso) y luego lo proyecta sobre toda la base. Esto lleva obviamente a realizar tremendas generalizaciones y a un salto de fe que puede desmentirse fácilmente, con sólo echar una ojeada a los archivos 20-F, que contienen análisis detallados proyecto por proyecto y que están disponibles para todos los accionistas en las presentaciones estratégicas y Factbooks, donde se pone de manifiesto que el consumo de gas y electricidad del sector petrolero no ha dejado de mejorar, al tiempo que la productividad se ha disparado, en especial en los productos no convencionales.[79]

A pesar de todo, la TRE es una excusa muy común entre los defensores de la teoría del pico del petróleo, cuando tratan de justificar su error respecto a la oferta tratando de trasladar el debate hacia una pretendida insostenibilidad.

Reservas frente a recursos: ¿Sobreestiman las reservas los productores?

Tuve el placer de conocer a Matt Simmons antes de su muerte. Mantuvimos una larga y provechosa conversación sobre la base de recursos y su validez.

En su famoso libro Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Econom y (2005) Matthew Simmons, un banquero de inversión de Houston, Texas, se mostraba convencido de que Arabia Saudita, el productor más importante de petróleo del mundo, se estaba quedando sin petróleo, y que nadie estaba preparado para aguantar el impacto.

Simmons creía que por más que Arabia Saudita pretendiera tener la situación bajo control y asegurara que podían suministrar tanto petróleo como el mundo necesitara durante los próximos cincuenta años, los datos de la producción saudita llevan más de veinte años ocultos, lo que en su opinión tiene por objeto esconder el hecho de que la producción de los campos petrolíferos más importantes del país está declinando.

Según los analistas agoreros, las reservas declaradas de la OPEP se dispararon de 878 000 barriles a 1,2 billones de barriles a lo largo de los años ochenta y noventa, sin que se realizase ningún nuevo descubrimiento importante.

Con una producción acumulada de petróleo de 449 000 millones, las auténticas reservas de la OPEP podrían ascender apenas a 429 000 millones, lo que podría dar lugar a shocks globales de precio en 2020.[80] Pero lo cierto es que los productores han revisado al alza sus reservas gracias a la tecnología que permite recuperar mayores cantidades[81] y un precio-coste que hace que algunas reservas, como las de petróleo «pesado» venezolano, que antes eran no-comerciales y, por tanto, no se valoraban, ya son accesibles y económicamente viables.[82] Productores como Arabia Saudita no tienen demasiado incentivo para emprender exploraciones agresivas en este momento, precisamente por eso. Algunos países productores, como Rusia, Kuwait, Emiratos y Arabia Saudita tienen una capacidad sobrante a corto plazo acumulada de 4,5 millones de barriles al día para hacer frente al impacto de posibles alteraciones de la oferta.

No existe ningún incentivo para «engañar» en las reservas. Por un lado, las empresas a las que se les conceden explotaciones —privadas— llevan a cabo sus propias estimaciones sísmicas. Y además, las inversiones en desarrollo y producción serían muy inferiores o inexistentes si los países «mintieran». ¿Para qué gastar en algo que sabes que es falso?

En el caso de otros países productores que trabajan a plena capacidad, como Brasil o Estados Unidos, se espera que aumenten su producción a un ritmo del 8 por ciento anual, desde los 2,3 millones de barriles al día actuales a partir de 2016, un ritmo que podría verse acelerado por el petróleo de formaciones compactas estadounidense.

Si desean un libro apasionante que desmonta de manera categórica y punto por punto los mitos del «cenit del petróleo» les recomiendo la obra del geólogo y experto en petróleo Robin Mills.[83]

¿Hay alguna alternativa al crudo para la demanda vinculada al transporte?

A día de hoy, el crudo disfruta del monopolio en los combustibles de transporte, y se espera que la globalización, la industrialización y la urbanización en el conjunto de los mercados emergentes se traducirá en una demanda incremental de transporte. Pero estas tendencias pueden verse parcialmente alteradas por el impacto de nuevas tecnologías, energías alternativas y medidas de ahorro y eficiencia dirigidas a «hacer más con menos».

Los vehículos eléctricos, los híbridos y los vehículos de gas natural son ya una realidad a tener en cuenta y tienen el potencial de cambiar totalmente el escenario de la demanda de transporte. Cada vez son más baratos y eficientes. Pensemos por ejemplo en el coste de las baterías de iones de litio para los coches eléctricos e híbridos. De acuerdo con análisis independientes, el coste ha caído desde los 600-800 dólares/kwh hasta los 450 dólares/ kwh actuales, y se espera que sigan bajando hasta los 200-250 dólares/kwh a medio plazo. Teniendo en cuenta que un coche eléctrico necesita un mínimo de 20 kwh de capacidad y un híbrido requiere al menos 10 kwh, la reducción de costes puede ser sustancial. No sustituirán totalmente a los vehículos tradicionales, pero sí aportarán una alternativa viable a largo plazo. Y sobre la base del objetivo de 40 millones de coches eléctricos e híbridos para 2030 (el equivalente a una penetración del 15 al 17 por ciento), estimamos un desplazamiento del 1 por ciento de las estimaciones actuales del crecimiento de la demanda de petróleo.[84]

En el caso de los vehículos de gas natural, tienen importantes ventajas que probablemente facilitarán su penetración. Se trata de una fuente energética abundante, seis veces más barata que el petróleo actualmente en Estados Unidos, lo cual supone, deducidos todos los costes, unos ahorros en consumo de combustible de 2 a 1 respecto al diésel o la gasolina. Los vehículos de GNV cuentan con una tecnología probada para todo tipo de vehículos y tonelajes. En Brasil, por ejemplo, el 9 por ciento de la flota funciona con líquidos del gas natural. Los vehículos de GNV no necesitan subvenciones. Un camión que consumiera 15 000 galones de gasolina al año ahorraría 22 500 dólares anuales en combustible y recuperaría el coste de la conversión a gas natural en 2,9 años. Aun a falta de deducciones fiscales, recuperaría el coste de la inversión en 4,5 años. Y los vehículos de GNV tienen unas necesidades de infraestructura muy bajas. En comparación con el billón de dólares necesarios para adaptar el país a la infraestructura necesaria para el coche eléctrico, Estados Unidos dispone ya de estaciones de servicio adaptadas en prácticamente todos los estados. Suponiendo que esta clase de vehículos, al igual que los eléctricos, absorbieran el 9 por ciento de la flota total, la demanda adicional en 2020 (2,5 Bcf/día) sería inferior al 3 por ciento de la producción nacional de gas natural, lo que limitaría bastante el impacto de este consumo adicional sobre el precio.[85]

La eficiencia sigue imponiéndose en la industria del transporte. Para cuando las economías de los mercados emergentes alcancen el grado de madurez que tienen actualmente los países de la OPEP, el consumo medio de petróleo por cabeza se beneficiará de estas mejoras tecnológicas y de eficiencia, y se situará claramente por debajo de los niveles actuales de Estados Unidos y Europa. De acuerdo con nuestros cálculos, cabe esperar que el consumo medio de petróleo per cápita descienda un 6 por ciento anual gracias a la eficiencia y las alternativas. El efecto combinado de estos factores es muy grande, y puede absorber, en igualdad de condiciones, un incremento de demanda del 6 por ciento anual al nuevo nivel de eficiencia.

Las estimaciones de la demanda a largo plazo realizadas por la AIE se han ido rebajando de forma continuada desde 2005, a medida que el crecimiento de la demanda en Asia y los mercados emergentes se ve compensado por el descenso en la OCDE, y el crecimiento combinado se frena, tal como resulta manifiesto en el caso de China.

Más importante aún, el «argumento de China» parte del supuesto de que todas las ciudades de este país consumirán 23 barriles al día y persona. Pero el hecho es que todas las grandes ciudades chinas consumen actualmente esa cantidad, y el consumo empieza a frenar; igual que en Europa, simplemente no puede partir del supuesto que los habitantes del sur de España consumirán igual que los ciudadanos de Madrid. La realidad demuestra que no se produce una nivelación hacia el máximo, sino a la baja. Prueba de ello es el impacto de la eficiencia en Estados Unidos, donde el PIB creció un 3 por ciento anual durante una década sin que se produjera un incremento significativo de la demanda de electricidad. La demanda de petróleo en Estados Unidos pasó de 15 a 18 millones de barriles al día (un incremento de apenas 3 millones de barriles al día) en un período de gran crecimiento del PIB y expansión monetaria (1970-2011).

El argumento de China también se ve desacreditado por el hecho de que las existencias de carbón se encuentran en máximos históricos, al igual que las de hierro y las de cobre, tal como ya apuntamos antes. En el caso del mineral de hierro, el banco Standard Chartered predice un excedente global de 136 millones de toneladas en 2014, que se convertirían en 170 millones de toneladas en 2015, partiendo de un déficit de 77 millones de toneladas el año pasado. La sobrecapacidad en el caso del cobre se incrementa en casi 81 000 toneladas anuales. China ha visto como sus existencias de cobre aumentaban un 4,6 por ciento, hasta las 207 320 toneladas.

La previsión de que el crecimiento de la demanda en los mercados emergentes alcanzará los 23 barriles al día y persona es exagerada. Si, tal como preveo, el consumo mundial se mantiene prácticamente estable hasta 2030, no hay razón para esperar ningún problema de suministro.

Sin noticias del pico del gas

Jumpin’ Jack Flash, It’s A Gas

MICK JAGGER y KEITH RICHARDS

En 2001, cuando entré en una empresa de transporte de gas, no me sorprendió escuchar a un amigo decir: «¿Por qué lo haces? Con las renovables, el gas no tiene futuro. En 2015 todo irá con energía solar y eólica».

En aquel momento, el gas natural era visto principalmente como un subproducto de la extracción de petróleo. Siempre que se podía el gas era consumido localmente o transportado en un gasoducto, pero a menudo el gas asociado era simplemente quemado en antorcha, sin ningún respeto por el medio ambiente. Era más práctico quemarlo que hacer nada productivo con él. Así estaban las cosas.

La revolución del gas natural licuado (GNL) hizo que el gas fuera fácil de transportar y convertir en dinero, pero requería una gran inversión de capital y conocimiento especializado. El gas natural no era una cosa del pasado, sino una pieza más del puzle del futuro. Compañías como British Gas duplicaron su capitalización bursátil gracias al desarrollo de toda la cadena del gas natural, desde la exploración y la producción hasta los hogares y las industrias, desplazando el carbón en toda la OCDE como fuente primaria de generación eléctrica.

GRÁFICO 7. Mayores reservas probadas de gas natural, enero de 2013

Fuente: Oil and Gas Journal.

Hoy, el gas natural se encuentra en el epicentro de los mercados energéticos, con reservas probadas para más de cien años y producción creciente. Es un producto limpio y abundante, bien posicionado tanto para expandirse en la generación eléctrica como para entrar en el sector de los combustibles de transporte, amenazando el monopolio del crudo y de la OPEP.

Parte III

El fracking y el debate tecnológico

Primero debes aprender las reglas del juego. Y luego tienes que jugar mejor que nadie.

ALBERT EINSTEIN

LA REVOLUCIÓN QUE PUEDE ACABAR CON LA OPEP

Nunca apuestes contra un ingeniero

La tecnología no ha dejado de ampliar las fronteras de lo que creíamos posible en el campo de la exploración y la producción energética, tanto en términos de volumen como de precio. Por ejemplo, cosas que se consideraban «ciencia ficción», como la extracción de crudo en pozos de 1500 metros de profundidad o más, o de formaciones de esquisto, es hoy una realidad.

Sin embargo, a pesar del impacto que ha tenido la nueva tecnología en el pasado, siempre me sorprende nuestra capacidad para ignorar el potencial y el impacto de la tecnología futura. Actitudes como la de «me lo creeré cuando lo vea» o «pájaro en mano es mejor que ciento volando» parecen estar muy arraigadas en la naturaleza humana.

Sólo así se entiende que sigamos siendo tan escépticos respecto a nuestra capacidad para desarrollar «grandes reservas conocidas» como los hidratos de metano en Japón. Nuestra actitud no es muy distinta probablemente de la que teníamos hace sólo diez años respecto a las formaciones de esquisto, o hace treinta respecto a las aguas ultraprofundas. Pues bien, igual que ocurrió en el pasado, los volúmenes y los incentivos económicos están ahí. Los ingenieros están invirtiendo tiempo y dinero y, quién sabe, tal vez no estén tan lejos como pensamos de encontrar la solución.

La tecnología incrementa los volúmenes

Pero la historia tiende a repetirse. Los ciclos de contracción van seguidos por ciclos de expansión. Y el tiempo y el dinero seguirán ampliando los límites de la tecnología, y darán lugar de manera ocasional, aunque no tan rara como se cree, a hallazgos revolucionarios.

En los setenta y los ochenta, el desarrollo del mar del Norte fue toda una hazaña de ingeniería. En el libro titulado North Sea Innovations and Economics («Las innovaciones del mar del Norte y la economía»), Ron Goodfellow[86] explica que «durante la segunda mitad de los setenta y la primera de los ochenta los problemas encontrados en la perforación del mar del Norte fueron cruciales para la evolución y adopción de nuevas tecnologías. En esta época se comenzaban a explotar los grandes campos petrolíferos del mar del Norte desde múltiples plataformas, a menudo con dos torres de perforación por plataforma. El nivel de actividad perforadora era tal que animaba al desarrollo de nuevas tecnologías, las cuales se identifican hoy con el mar del Norte». Fue precisamente este reto el que animó a los ingenieros a encontrar soluciones eficientes y competitivas, que hoy se usan de forma segura en cientos de plataformas petroleras en aguas ultraprofundas de todo el mundo. Gracias a su ingenio, la producción en suelos profundos y llanos es perfectamente viable a nivel tanto tecnológico como comercial y medioambiental. Imaginen qué diferente sería el mundo si todos esos esfuerzos y desarrollos hubieran sido imposibles o abandonados por decisiones políticas o por causa de las dificultades técnicas.

En los años noventa, el desarrollo de la producción en aguas ultraprofundas en lugares como Brasil o México volvió a ampliar las fronteras de lo que se consideraba técnica y económicamente posible.

A comienzos de este siglo, la perforación horizontal y la fracturación hidráulica dieron acceso a vastos recursos que se conocían desde hacía mucho tiempo, pero que se consideraban técnica y comercialmente inaccesibles. Esta nueva tecnología está teniendo un gran impacto en nuestros días, y se ha convertido en la principal fuente de crecimiento de las reservas de crudo, gracias al llamado «petróleo de formaciones compactas», procedente de formaciones pizarrosas.

Por otro lado, nuevas tecnologías de la información como el «yacimiento digital» son capaces de identificar nuevos recursos y aumentar la producción de los yacimientos existentes. Por regla general se extraía entre el 35 y el 40 por ciento de las reservas de un yacimiento con los métodos tradicionales, pero se cree que la tecnología puede obtener más de 125 000 millones de barriles adicionales de petróleo, una cantidad comparable a las reservas de Irak.

No obstante, muchos se mantienen escépticos. Algunos piensan que la fracturación hidráulica y el gas de esquisto son un fenómeno «exclusivamente» norteamericano, resultado de una serie de factores que incluyen la geología, los recursos de agua, la actitud hacia el medio ambiente o los derechos de propiedad. Pero las reservas probadas fuera de Norteamérica son enormes. El escepticismo y las preocupaciones medioambientales son los mismos que se vivieron en las primeras fases de la producción marina. Pero una y otra vez la industria ha sabido encontrar respuestas a estos retos. Los incentivos y los volúmenes están ahí, también en China, tal vez el actor más influyente en los mercados energéticos durante los próximos veinte años. No hay razón para pensar que esta vez vaya a ser diferente.

La tecnología reduce los costes

Existe la tendencia a extrapolar la estructura de costes actual, ignorando las nuevas tecnologías, lo que resulta en una sobreestimación de los costes marginales. Los ingenieros han sabido encontrar una y otra vez nuevos procesos y técnicas para mejorar y reducir los costes en todas las fases del proceso. El resultado es invariablemente la producción de mayores volúmenes a precios más bajos de los esperados.

Tampoco hay que olvidar el ahorro potencial derivado de la optimización de las técnicas existentes. Cuantos más pozos se perforan, más se aprende a hacerlo. Los problemas se convierten en un impulso para encontrar soluciones. Los errores se convierten en lecciones aprendidas. Y así es como producimos cada vez más, a menor coste, y de manera más segura.

A pesar del incremento de costes imputados a los productores por la industria de los servicios petroleros, los costes de exploración y extracción son más que adecuados. Los costes de la extracción en tierra se sitúan en 34 dólares por barril en Estados Unidos, y en 52 dólares por barril en el mar. En África están en torno a los 45 dólares por barril y en Oriente Medio a los 17 dólares por barril (según datos de la EIA).

¿Innovación o imitación?

Recuerdo que cuando compré mi primer portátil MacBook, una de las cosas que más me impresionaron fue su enchufe magnético. Cuántas veces había tropezado con un cable mientras mi ordenador se estaba cargando y lo había echado por el suelo. En cambio, el enchufe magnético saltaba cuando tropezaba con él, protegiendo así al ordenador. «¡Es un genio!», pensé. Años más tarde, sin embargo, descubrí leyendo un libro sobre Steve Jobs que había «robado» la idea de unas freidoras que usaban esa clase de enchufes desde hacía décadas. En efecto, las consecuencias de tropezar con una freidora con el aceite hirviendo podían ser devastadoras. Los ingenieros encargados de diseñar freidoras se enfrentaron al problema y salieron con la idea de los enchufes magnéticos. Un invento fantástico que durante décadas sólo se usó en un «nicho» muy reducido, antes de que fuera aplicado al sector de la informática. Dejando de lado obvias consideraciones relacionadas con la propiedad intelectual, Steve Jobs tenía la ambición de aprender incesantemente tanto de su propia industria como de las demás. De acuerdo con su célebre cita: «Los artistas copian. Los genios roban».

La misma dinámica de «innovación e imitación» vale para la ingeniería del petróleo y el gas. Pensemos por ejemplo en la perforación horizontal y la fracturación hidráulica. Inicialmente desarrollados para extraer gas natural de formaciones pizarrosas, los ingenieros pronto comprendieron que una técnica parecida podía servir también para la extracción de crudo. Y vean cómo ha crecido la producción de petróleo de formaciones compactas en toda Norteamérica.

La tecnología ha sido un motor crucial para la exploración y la producción. Pensemos por ejemplo en los avances en el campo de la exploración, desde los primeros tiempos, cuando la prospección era una suerte de «lotería», hasta nuestros días, cuando los ingenieros brasileños han logrado «ver a través» de una capa de sal de más de un kilómetro de grosor para descubrir un yacimiento supergigante con unas reservas recuperables estimadas entre 5000 y 8000 millones de barriles.

La tecnología también ha sido un motor esencial para el refino. Sólo hay que pensar en las sencillas unidades de destilación de los primeros tiempos y en su evolución posterior, con la introducción de la destilación de baja presión al «vacío» y de procesos termales y catalíticos, todo ello para convertir el crudo en bruto, a menudo pesado y alto en azufre, en los productos limpios y refinados que consumimos cotidianamente.

Pero la tecnología también influye sobre la demanda. «El volumen genera volumen» y los nuevos procesos y técnicas son a su vez la respuesta y el resultado de otros avances por el lado de la oferta. Pensemos, por ejemplo, en los coches eléctricos, en los esfuerzos que se están realizando para desarrollar la tecnología necesaria con el fin de obtener coches más potentes, con más autonomía y baterías más pequeñas.

La historia de los grandes avances

A lo largo de las historia, las nuevas técnicas y tecnologías han dado pie a «saltos cuánticos» en nuestra capacidad de producir volúmenes mucho mayores a precios mucho más bajos.

Las «fronteras» de la industria a menudo parecían insuperables, pero una y otra vez una combinación de tiempo, dinero e ingenio humano han logrado vencerlas. La perforación horizontal y la fracturación hidráulica (fracking) han supuesto grandes avances para los mercados del gas natural y el petróleo, pero los límites no han cesado de retroceder a lo largo de todo el siglo pasado, haciendo posible un crecimiento incremental de la demanda.

La próxima frontera: los hidratos de metano (metano congelado)

Como hemos apuntado antes, es muy posible que la próxima frontera de la producción sean los hidratos de metano.

A veces llamados hielo de metano, los hidratos de metano son unos compuestos congelados naturales que se formaron allí donde el metano y el agua se combinaron en las condiciones adecuadas de temperatura y presión.

En la actualidad, los hidratos de metano representan grandes reservas de combustibles fósiles, el 99 por ciento de las cuales en forma de sedimentos oceánicos a profundidades de 400-4000 metros. Aunque las reservas son importantes, la extracción de los hidratos de metano no es todavía factible mediante las técnicas actuales de recuperación de petróleo y gas.

La Fosa de Nankai, de la que Japón pretende extraer gas natural a partir de hidratos de metano, contiene actualmente 1,1 billones de metros cúbicos de hidratos de metano, el equivalente a más de una década de consumo de Japón.[87]

La situación es muy parecida a la del gas de esquisto y el petróleo de formaciones compactas una década atrás: ya sabíamos de su existencia y escala, pero no disponíamos de la tecnología y las técnicas necesarios para extraerlos comercialmente.

Pero los ingenieros (en particular, los ingenieros japoneses y coreanos) están trabajando en ello, invirtiendo tiempo y dinero en tecnologías basadas en la despresurización, la estimulación termal y la inhibición química, las cuales pueden llevar con el tiempo a un nuevo salto en las reservas.

La despresurización ha surgido como el medio preferido y más económico de producir gas a partir de hidratos de metano. La técnica no requiere un gran gasto energético y puede usarse para obtener la disociación de un importante volumen de hidrato de gas con relativa rapidez. Responsables gubernamentales han dicho que su objetivo es disponer de tecnologías viables para la producción de hidrato de metano para el año 2018 a 16 dólares/MMBtu. Se espera que la producción alcance su pico varios años antes de la entrada en funcionamiento del pozo, a diferencia de lo que ocurre con la extracción de gas natural convencional, cuando el pico se obtiene inmediatamente después de la entrada en funcionamiento. El principal reto en la producción a partir de hidratos de gas es garantizar que la disociación se mantenga cuando el calor endotérmico de la disociación y otros procesos enfríen la formación.

La estimulación térmica consiste en el calentamiento de la formación por medio de la inyección de un fluido caliente o de forma potencialmente directa. Tiene aspectos parecidos a la «minería del petróleo». La estimulación térmica es poco intensiva energéticamente y llevará a una disociación relativamente lenta de los hidratos del gas a menos que intervengan fluidos porales más cálidos e incrementen el volumen de la formación expuesto a temperaturas más elevadas. La naturaleza endotérmica de la disociación de los hidratos de gas también supone un reto para la estimulación termal; el enfriamiento asociado con la disociación (y en algunos casos, la expansión del gas) compensará parcialmente el calentamiento artificial de la formación, lo que significa que deberá aplicarse más calor para que se mantenga la disociación y evitar la formación de un nuevo hidrato de gas.

La inhibición química aprovecha el hecho de que la estabilidad del hidrato de gas se inhibe en presencia de ciertos compuestos orgánicos (como el glicol) o iónicos (agua marina, salmuera).

La Universidad de Bergen también ha desarrollado un método de extracción del gas natural a partir de hidratos de metano basado en la inyección de dióxido de carbono, lo que permite la extracción de CH₄ por intercambio directo. El método está siendo probado actualmente por ConocoPhillips y Japan Oil, Gas and Metals National Corporation.

Es posible que la tecnología y las mejoras introducidas en las técnicas siga reduciendo los costes de producción, tal como ha ocurrido tantas veces en el pasado. No cabe duda de que Japón y Corea tienen importantes incentivos para desarrollarlos, y su éxito podría tener un impacto importante sobre el mercado global del GNL.

Igual que ocurre con todas las nuevas técnicas, ésta tampoco está exenta de problemas. Más allá del reto técnico, el desarrollo de hidratos de metano puede plantear un riesgo de desestabilización de los hidratos naturales (diferentes de los que se forman en los gasoductos y otros ductos) que afecte a la integridad del lecho marino o de los pozos de perforación, lo que podría conllevar problemas de control del pozo o contribuir a que se produzcan flujos de fluidos en aguas poco profundas, pero existen pocos datos publicados y los ingenieros estudian, como siempre, las soluciones.

17

Mitos y realidades sobre el fracking

No temas el cambio. Cambia tu temor.

La fracturación hidráulica es una tecnología segura y fiable, como se ha demostrado en Estados Unidos, pero la opinión pública internacional en muchos casos parece haber tomado la posición de «culpable hasta que se demuestre lo contrario».

En la próxima sección examinaré y debatiré algunos de los principales argumentos empleados contra el gas de esquisto. Y el mejor modo de empezar es hablando del impacto medioambiental y del agua.

Mito 1. ¿Impacto medioambiental?

El impacto medioambiental ha sido un tema de debate a lo largo de toda la historia del petróleo, y el fracking no es menos.

La opinión pública se ha visto influida por una serie de informes alarmistas e infundados.

Existe incluso un documental titulado Gasland y una película titulada Promised Land, todos en la misma línea, y que han sido inmediatamente refutados por la industria, los científicos y el Departamento de Energía de Estados Unidos por sus inexactitudes.

Resulta irónico que todos estos informes alarmistas, como el estudio Cornell, incluyan la advertencia: «No hemos podido confirmar ninguna de nuestras afirmaciones».

Mito 2. ¿Contaminación de los acuíferos de agua potable?

A lo largo de los últimos sesenta años, se ha empleado la fracturación hidráulica en más de un millón de pozos en Estados Unidos.[88]

Ningún departamento estatal o local ha encontrado la menor prueba de contaminación del agua de los acuíferos, y cinco demandas han sido archivadas recientemente en Estados Unidos por falta de pruebas.

Los críticos sostienen que la fracturación hidráulica puede afectar a los acuíferos de agua potable, pero la fracturación tiene lugar muy por debajo de dichos acuíferos y está separada de ellos por densas capas de roca impermeable. Tal como dijo Robert W. Chase: «La gente se equivoca cuando dice que esta práctica puede contaminar aguas que se encuentran a apenas unas decenas de metros por debajo de la superficie. La fracturación hidráulica tiene lugar a profundidades superiores a los 2000 metros, y hay capas de roca sólida separando los depósitos de petróleo y gas de las capas freáticas superficiales. Esta capa de roca vuelve prácticamente imposible la contaminación derivada de la fracturación».[89]

Por si fuera poco, los pozos se construyen con al menos cuatro capas protectoras de acero y hormigón y son cementadas en su emplazamiento, lo que crea una barrera sólida entre la producción de gas y cualquier acuífero de agua fresca. La industria usa actualmente más de 5000 toneladas de acero y cemento para proteger las aguas freáticas.

La fracturación hidráulica puede llevarse a cabo con agua u otros líquidos. La tendencia general en la industria es hacer públicos los líquidos y los productos químicos: la combinación media es 90 por ciento de agua, 9,5 por ciento de arena y 0,5 de una combinación de productos químicos. De éstos, la mayoría (ácido clorhídrico, etanol, metanol, etileno e hidróxido de sodio) pueden recuperarse en el proceso de extracción. El agua, a menudo, es tratada para reducir la necesidad de productos químicos y minimizar aún más cualquier riesgo de contaminación.[90]

El secretario de Energía Steven Chu declaró recientemente: «Estamos convencidos de que es posible extraer gas de esquisto de un modo que proteja el agua y la salud de las personas. Podemos hacerlo de forma segura».[91]

Mito 3. ¿Reflujo?

Otra fuente de preocupación, por razones medioambientales, es el agua que «refluye» hacia la superficie.

La industria dispone de una serie de alternativas para gestionar activamente el agua producida o de retorno: puede reinyectarlo hacia profundos pozos de desecho; puede hacerlo pasar por una infraestructura de depuración; o bien puede reciclarlo en las operaciones extractivas.

En los estados tradicionalmente productores de petróleo y gas, la reinyección es la solución habitual para el agua residual. En otros lugares donde la geología no facilita la reinyección, como en algunas zonas de Pensilvania, el agua es depurada localmente o bien enviada fuera del estado para su inyección en yacimientos más adecuados.

La gestión del agua en superficie se está desarrollando en paralelo con la producción, y tras la finalización de un nuevo complejo a gran escala de tratamiento de aguas el sector recicla actualmente entre el 70 y el 80 por ciento del agua producida o de retorno.

También se están dedicando muchos esfuerzos a la innovación, por ejemplo en el desarrollo de nuevos métodos para reducir la cantidad de agua inyectada y el tratamiento del agua producida o de retorno, así como el incremento del número de pozos perforados a partir de una misma locación para reducir las huellas.

Mito 4. ¿Escasez de agua?

El consejero delegado de Nestlé dijo que «el mundo se quedará sin agua potable antes que sin petróleo».

En efecto, en algunos países como China, la India o Pakistán, el problema de la «escasez de agua» podría estar a la vuelta de la esquina.

De modo parecido a lo que ocurre con el petróleo, no hay escasez de agua a nivel global, pero sí una distribución desigual de los recursos. En algunas áreas hay un exceso de agua, mientras que en otras hay carencia. Para dar respuesta a este problema, el gobierno de Estados Unidos realizó importantes inversiones en los años treinta para crear redes de abastecimiento de agua entre Colorado y California. Inversiones parecidas deberán realizarse entre el norte y el sur de China.

La industria del agua precisa de una gran inversión en infraestructura. Pero el problema es que el precio del agua es demasiado bajo, lo que frena el desarrollo de las infraestructuras y la realización de las tareas de mantenimiento necesarias. Para comprobarlo basta con pensar en las filtraciones de agua. Se estima que Londres pierde más de un 50 por ciento de los recursos en la red por causa del desgaste de las infraestructuras. Existe la tecnología necesaria para resolver este problema, por ejemplo a través de membranas, pero los precios actuales no son lo bastante altos como para incentivar los comportamientos o las inversiones en infraestructura adecuados. El problema se ve agravado por la deuda pública y las presiones fiscales.

No obstante, a medida que la demanda de agua vaya poniendo de manifiesto las carencias de la infraestructura, los países se verán obligados a repartir y priorizar su uso entre los hogares, la industria y la agricultura.[92]

Según un informe del Tyndall Centre for Climate Change del Reino Unido, para realizar operaciones de fracturación hidráulica en una plataforma de seis pozos harían falta entre 54 000 y 174 000 metros cúbicos de agua, lo que no supone un problema de la escasez de agua en Europa, ni siquiera en algunas partes de Europa central.[93]

Tengamos en cuenta que, todavía hoy, el 4 por ciento del consumo de agua a nivel mundial va destinado a funciones de refrigeración en el proceso de generación eléctrica.[94]

Mito 5. ¿Actividad sísmica inducida?

En 2012, el Consejo Nacional de Investigación de Estados Unidos emitió un informe sobre la actividad sísmica y concluyó que «los temblores causados por el hombre de intensidad suficiente para constituir un problema son muy infrecuentes. En más de noventa años de seguimiento, sólo se han confirmado 154 temblores debidos a la actividad humana, la mayoría de ellos de intensidad baja o moderada, y sólo el 60 por ciento en Estados Unidos.[95] Esa cifra debe ponerse en relación con una media anual de unos 14 450 terremotos de magnitud 4.0 o superior a escala mundial». Según el informe, «sólo dos casos de terremotos en todo el mundo, uno de magnitud 2,8 en Oklahoma y otro de 2,3 en Inglaterra, pueden atribuirse remotamente a la fracturación hidráulica».[96]

El informe fue dirigido por Murray Hitzman, profesor de geología económica en la Escuela de Minas de Colorado, quien concluyó que «existen un gran número de pozos bien perforados, desde el punto de vista, por ejemplo, del agua residual, y el número de incidencias ha sido muy bajo. ¿Existe realmente un problema? El informe dice básicamente que no».

También me gustaría citar los excelentes «mitos de la fracturación hidráulica» de Robert W. Chase: «William Leith, alto asesor científico de terremotos y riesgos geológicos para el Servicio Geológico de Estados Unidos, declaró en la National Public Radio recientemente: “La fracturación en sí no descarga suficiente energía en el suelo para provocar un terremoto. No es algo que deba preocuparnos”».[97]

Los pozos de inyección de aguas residuales en las explotaciones de petróleo y gas, en cambio, sí tienen un pequeño historial de terremotos provocados, el más reciente en Youngstown, Ohio. Aun siendo un riesgo bajo, puede minimizarse aún más reduciendo el volumen de agua inyectada y la profundidad de los pozos de inyección de agua residual, así como evitando las zonas propensas a los terremotos.

Mito 6. ¿Migración del metano?

Otra preocupación más reciente es la posible «migración» del gas natural hacia la superficie o a los acuíferos. Es un tema muy controvertido.

Se han encontrado muy pequeñas concentraciones de metano en pozos de agua en regiones productoras de gas, pero no existe acuerdo acerca de su origen. En algunos casos la contaminación podría ir asociada a capas poco profundas de metano, no a los depósitos de gas de esquisto situados a kilómetros de profundidad, donde se realiza la fracturación. En otros casos pueden haberse perforado pozos de agua a través de capas donde existe metano de forma natural sin sellarlos adecuadamente. Resulta difícil determinarlo con seguridad a causa de la falta de datos de referencia, es decir, de mediciones del contenido de metano del pozo de agua antes de la perforación de un pozo de gas de esquisto en sus proximidades.

Los productores de gas toman ya habitualmente esa clase de mediciones antes de iniciar sus trabajos para establecer si existía metano previamente en los acuíferos.

Otra cuestión que ha surgido es si existe una cantidad relevante de «emisiones fugitivas» o si dichas emisiones son capturadas. El principal componente del gas natural es el metano, pero en la actualidad existen tecnologías de «Reduced Emission Completion (REC) capaces de capturar dichas emisiones en la cabeza del pozo y su uso está cada vez más extendido».[98]

Mito 7. ¿Son comercialmente viables la perforación horizontal y la fracturación hidráulica?

Algunos grupos anti-fracking afirman que el gas y el petróleo de esquisto no son económicamente viables.

Se me escapó una lágrima al ver cómo se preocupaban por el dinero de otras personas. El gas de esquisto es un sector donde los inversores y los emprendedores privados arriesgan su dinero. Decenas de miles de millones están yendo al desarrollo del gas de esquisto, sin subvenciones ni gobiernos por medio, todo capital privado y muy escasa deuda. El ROIC (retorno sobre el capital invertido) medio del sector del gas de esquisto desde 2010 nunca ha estado por encima del 5 por ciento… ¡con caídas de hasta el 21 por ciento de los precios del gas tan sólo en 2010! Comparen esos resultados con los de cualquier compañía eléctrica europea, o cualquier empresa de renovables descontando las subvenciones, o cualquier empresa de carbón.

GRÁFICO 8. Estados de EE. UU. que producen más petróleo que otros productores globales

Fuente: AIE 2014, cifras en miles de barriles al día.

Se estima que las reservas de petróleo de formaciones compactas en Estados Unidos ascienden a 24 000 millones de barriles. Considerando el estado actual de la tecnología y las técnicas de fracturación hidráulica y de reciclaje de agua, dichas reservas son económicamente viables a 60 dólares por barril. Chesapeake estima que para conseguir ratios de retorno (TIR) del 10 por ciento será preciso que los precios del petróleo se sitúen entre 30 y 50 dólares por barril, según las cuencas. Suponiendo un precio de 100 dólares por barril, cada pozo amortizaría su inversión total en ocho meses, tres veces más rápido que un pozo convencional.

Los expertos estiman que casi 2 billones de dólares en inversiones de capital irán a parar a la industria del gas de esquisto estadounidense hasta el año 2035. Los beneficios derivados de tales inversiones se dejarán notar en todas las comunidades, negocios y gobiernos.[99]

Irónicamente, los defensores de las energías subsidiadas y la intervención en la formación del precio de la energía olvidan el efecto del gas de esquisto sobre las facturas de la energía y están de repente muy preocupados por el retorno de las inversiones.

Mito 8. ¿Apoyan la fracturación hidráulica los gobiernos del mundo?

Los distintos gobiernos del mundo han adoptado posiciones muy divergentes en relación con la fracturación hidráulica.

En Estados Unidos, los políticos han dado un firme apoyo a su desarrollo.

Estados Unidos reconoce el efecto multiplicador de este sector para la creación de puestos de trabajo y la obtención de electricidad y combustibles industriales más baratos. Según la IHS y CERA, el gas de esquisto ha creado 2,1 millones de empleos, 75 000 millones de ingresos fiscales, 283 000 millones de PIB, y elevado los ingresos medios de las familias en 1200 dólares anuales.[100]

El desarrollo del gas de esquisto y el petróleo de formaciones compactas ha sido ampliamente reconocido como una gran ventaja competitiva para Estados Unidos frente a Europa, Japón y China. Una ventaja competitiva que puede durar largo tiempo, con repercusiones profundas y posiblemente irreversibles.

Se estima que Europa posee 156 Bcm de reservas de gas de esquisto. Eso bastaría para cubrir la demanda durante cerca de noventa años.

No obstante, en Europa el desarrollo del gas de esquisto se ha visto muy politizado. De modo parecido a lo que ha ocurrido con la energía nuclear, los políticos de los principales países han adoptado una actitud de «sí pero lejos de mi casa».

Se han impuesto moratorias en Francia (julio de 2011), Bulgaria (enero de 2012) y Rumanía (mayo de 2012). Los Países Bajos han prolongado un año más la suspensión de las perforaciones mientras llevan a cabo una investigación sobre los riesgos medioambientales asociados.

Todo esto resulta irónico si se tiene en cuenta que Europa aspira a la independencia energética y a la obtención de energías baratas y respetuosas con el medio ambiente. Eso debería animarla a desarrollar sus recursos naturales de forma eficiente, limpia y competitiva, pero en lugar de eso, los políticos y los lobbies de toda Europa se esfuerzan por prohibir el gas de esquisto y premiar otras tecnologías altamente subsidiadas.

El impacto económico de los elevados costes de la energía es un desastre para Europa. Los costes de la energía que soportan las empresas y los consumidores figuran entre los más elevados de la OCDE, lo que limita su capacidad para competir.

Dentro del conjunto de la OCDE, Europa incurre en el ciento por ciento de la carga de CO₂ como resultado del Plan Europeo del Carbón, y el 70 por ciento de las subvenciones energéticas. Según el estudio del sector titulado «Making the Green journey Work».[101] Europa podría ahorrar 900 000 millones de euros (el equivalente a casi toda la deuda pública de España) y cumplir con su objetivo de reducir en un 80 por ciento sus emisiones de CO₂ para 2050 si, además de promocionar la energía renovable, desarrollara también sus reservas de gas de esquisto.

Irónicamente, la industria del gas convencional en Europa se ha sumado a los lobbies del carbón y de la energía solar contra el gas de esquisto. Ninguno de ellos tiene ningún interés en que haya gas a precio barato. Todos han visto —con horror— cómo se han desplomado los precios del gas en Estados Unidos como resultado de la revolución del gas de esquisto, y terminado de este modo con el uso del carbón para la generación eléctrica y los suculentos subsidios a medida que la abundancia energética empujaba hacia abajo los precios de la electricidad.

Y el potencial europeo para el gas de esquisto es importante.

En Polonia, por ejemplo, Wood MacKenzie estimó en 90 000 millones de metros cúbicos sus reservas de gas no convencional (de esquisto y de formaciones compactas), lo que en caso de confirmarse supondría un incremento del 47 por ciento de las reservas europeas de gas. Polonia mantiene actualmente una situación de gran dependencia respecto al gas ruso e importa más del 75 por ciento del gas que consume (11 600 millones de metros cúbicos por año). El desarrollo de las reservas no convencionales de gas podría mejorar tanto su seguridad energética como su situación económica. Más aún, Polonia podría convertirse en un exportador neto al aprovechar los países europeos las ventajas de la proximidad geográfica y la ausencia de riesgo estratégico. No es ninguna sorpresa que muchas de las principales compañías petroleras y gasistas, como Total, Chevron, ExxonMobil, Marathon, Talisman o Conoco, y algunas compañías independientes de exploración estén ampliando su presencia en Polonia, cuyo gobierno ha concedido más de 85 licencias de exploración.

Existen muchos factores que juegan a favor de la oportunidad del gas de esquisto en Polonia, según un análisis elaborado por Tudor Pickering. Las reservas son geológicamente de gran espesor, orgánicas, dúctiles, con múltiples objetivos productivos y a 3000 metros. La EIA concede a la cuenca báltica un factor de éxito del 80 por ciento. La madurez termal indica abundancia de gas en general, pero es posible que haya ventanas de crudo. Los costes de extracción en Polonia podrían ser la cuarta parte que en Estados Unidos. Cuenta con elevado grado de apoyo político y popular. Se están realizando estudios sísmicos y se habían programado más de treinta pozos verticales para 2011-2012. En un contexto de bajos impuestos de sociedades y de explotación —19 por ciento—, el precio del gas en Polonia es más atractivo que el Henry Hub de Estados Unidos, vinculado al petróleo. La reciente IPO de 3Legs valora la superficie explotable de la cuenca báltica en alrededor de 450 dólares/acre.

Se cree que Ucrania posee las terceras reservas más importantes de gas de esquisto de Europa, con 1,26 Bcm.[102] Chevron ha estado explorando activamente en Zamość. La mayor parte de los proyectos se encuentran todavía en fase de exploración y todavía lejos de su desarrollo, pero el potencial podría ser muy grande.

¿Y en el resto de Europa? Todavía es pronto para decirlo.

La última vez que hablé con los directivos de Statoil y Chesapeake, en marzo de 2014, se mostraban confiados en la geología, pero no demasiado optimistas acerca del apoyo político. Chesapeake y Statoil están analizando actualmente más de quince nuevas áreas en Alemania, Francia y el mar del Norte, entre otros lugares.[103]

Es probable que el precio del agua suponga otro problema para Europa. La producción no costará menos de 2 dólares/ MMBtu, dado el enorme coste del agua en la región, responsable casi del 60 por ciento del coste de perforación.[104]

Mito 9. ¿Es posible desarrollar gas de esquisto y petróleo de formaciones compactas en China?

Visité Shanghái por primera vez a finales de los noventa. Había estado ya otras veces en Pekín, y esperaba que Shanghái fuera otra ciudad enorme, pero lo que vi me dejó sin habla. Desde lo alto de mi hotel, en la zona de Pudong, podía ver literalmente cientos y cientos de rascacielos modernos extendiéndose en todas direcciones. A su lado Manhattan parecía un pueblo.

Todavía me quedé más sorprendido cuando mi colega chino me dijo: «¿Sabía que hace diez años todo esto eran campos de arroz?». Resultaba muy difícil de creer. «Si alguien me hubiera dicho diez años atrás que Pudong tendría este aspecto hoy me hubiera echado a reír y le hubiera dicho que estaba loco». Era la primera vez que comprendía el impacto del cambio. Una vez que los chinos habían tomado una decisión, estaban en condiciones de llevarla a la práctica. Eso me quedó muy claro.

Y entonces mi colega chino añadió: «¿Ve esos campos de ahí, a lo lejos?». Asentí. «Pues bien, el gobierno tiene previsto desarrollarlo de modo muy parecido a Pudong». Shanghái iba a convertirse en el puerto más grande del mundo, por delante de Hong Kong y Singapur. Daba casi miedo la escala a la que tenía lugar la urbanización de China y la emigración de la gente a ciudades como Shanghái. Pero le creí.

De modo que cuando la Comisión Nacional de Reforma y Desarrollo de China (NDRC por sus siglas en inglés; http://en. ndrc.gov.cn/) anunció lo que parecían ambiciosos planes estratégicos para la exploración y desarrollo de los inmensos recursos de gas de esquisto del país, les creí.

Y China posee las reservas de gas de esquisto más importantes del mundo.

Según el 12.º Plan Quinquenal, los recursos potenciales de gas de esquisto del país (excluyendo el Tíbet) se estiman en 4,03 Bcm, distribuidos en cinco regiones: sur, noroeste, norte, noreste y Quighai-Tíbet.

Los yacimientos de gas de esquisto en tierra cubren un área de 20 000-25 000 kilómetros cuadrados, principalmente en las cuencas de Junggar, Tuha, la bahía de Bohai, Ordos y Qaidam. Los yacimientos de gas de esquisto en la transición entre mar y tierra cubren una superficie de 15 000-20 000 kilómetros cuadrados en el norte de China. Los yacimientos marinos de gas de esquisto se hallan bajo una superficie de 60 000-90 000 kilómetros cuadrados en el sur y el norte de China, y en la cuenca de Tarim. Las regiones sur y noroeste poseen las condiciones de reservorios más favorables y también la mayor concentración de recursos.[105]

Y sí, China está decidida a desarrollar todos estos recursos. Se enfrenta a retos importantes, como la gran profundidad de algunos depósitos en situaciones de geología compleja, la falta de tecnología nacional para la fracturación hidráulica horizontal en múltiples etapas, la alta densidad de población, las importantes inversiones necesarias y el hecho de que los largos plazos para la producción comercial pueden retrasar la recuperación del capital. Por otro lado, los incentivos gubernamentales no se han ejecutado todavía y las reservas se encuentran sobre todo en la zona central y occidental del país, lejos de la demanda, por lo que hará falta más capacidad y cobertura de gasoducto.

No obstante, todas estas barreras pueden ser superadas con la adecuada combinación de capital, incentivos, ayuda de compañías petroleras internacionales y, por supuesto, tiempo.

El objetivo en cuanto a perforación son doscientos pozos para el año 2013. Los objetivos de producción del país son 6500 millones de metros cúbicos al año para 2015, hasta los 100 000 millones de metros cúbicos anuales para 2020.

Sin embargo, la NDRC espera que la demanda china de gas alcance los 230 Bcm al año en 2015, con lo que China seguiría siendo un importador neto de gas natural, tanto a través de gasoductos como de GNL.[106]

Las estimaciones de la NDRC parecen optimistas tanto por el lado de la demanda como por el de la oferta, pero el tiempo lo dirá. La demanda energética china y su crecimiento son enormes, y al igual que ocurrió en Estados Unidos, el desarrollo de las reservas chinas de gas de esquisto podría tener múltiples beneficios, tanto para la seguridad energética como para el desarrollo económico, así como también, y muy importantes, para el medio ambiente.

Es demasiado pronto para decir si es el fin del carbón en China, pero ciertamente las reservas de gas de esquisto descubiertas en el país suponen un cambio que tendrá un gran impacto en todas estas industrias y en la política de subsidios, y podría significar el principio del fin para las energías renovables chinas.

Las empresas de propiedad estatal (SOE, por sus siglas en inglés) como PetroChina, Sinopec CNOOC y otras más pequeñas, como Yanchang Petroleum, ya han descubierto el gas de esquisto y han llegado a acuerdos de cooperación con compañías grandes y experimentadas como Shell, Statoil, ConocoPhillips, BP, Chevron o ExxonMobil.

La cuenca de Sichuan posee una red bien desarrollada de gasoductos. En 2008, Chevron se hizo cargo de la operación y del 49 por ciento de la titularidad (el otro 51 por ciento era de CNPC) del bloque de Chuandongbei, de 1969 km². Shell anunció que había presentado al gobierno una solicitud de Acuerdo de Producción Compartida (PSC, por sus siglas en inglés) de treinta años juntamente con la CNPC para un bloque de 4000 km² en la región de Jinquiu, actualmente en fase de exploración de gas de esquisto. EOG Resources también ha cerrado un PSC para la producción de gas en la cuenca de Sichuan donde también podría encontrar gas de esquisto.

Para conseguir los objetivos marcados para 2020, harán falta al menos entre 1200 y 1500 pozos. El coste de los pozos con tecnología doméstica oscila entre 3,5 dólares/m para un pozo vertical y 7-8 dólares/m para un pozo horizontal que implique fracturación de múltiples etapas. Sólo para comparar, un pozo horizontal cuesta entre 3,5-3,8 dólares/m en Estados Unidos.

Es interesante observar que China mantiene su firme apoyo al gas natural vehicular (GNV). Un signo, tal vez, de su compromiso y expectativas en relación con el suministro de gas natural.

Mito 10. ¿Y qué decir del TRE del gas natural?

La AIE lo dice de forma muy clara: «Mientras los consumidores estén dispuestos a pagar y los recursos sigan ahí, no pasa nada si se consume algo de energía para producir energía».

Un artículo publicado sobre la fracturación hidráulica en Oil Price[107] muestra que la tasa de retorno energético (TRE), es decir, la ratio entre la energía total empleada y la energía que se espera poner a disposición de los usuarios finales, es parecida o mejor en el caso del gas natural que en el del carbón. [108]

Mi exposición sobre los principales motivos de preocupación se basa en el excelente informe de Credit Suisse «The Shale Revolution» (17/12/12) y en los fundamentales artículos de Robert W. Chase («Debunking the fracking myths»)[109] y otros expertos,[110] así como en el análisis realizado en mi propio post «Fracking Concerns Addressed».[111]

Para saber más sobre el uso de agua en la fracturación hidráulica merece la pena invertir un tiempo en leer sobre las nuevas tecnologías [112] y el reciclado.[113]

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Seguridad de suministro

Un hombre es tan fiel como se lo permiten sus opciones.

CHRIS ROCK

No te dan mucho a cambio, cuando todo está manchado, algunas cosas tienen un valor sentimental imborrable, guárdalas en lugar fresco y seco.

TRAVELING WILBURYS

La capacidad de almacenamiento como opción real

La capacidad de almacenamiento es otro componente esencial de la «banda ancha energética».

A diferencia de otras clases de activos, las materias primas no se pueden «imprimir», de modo que el almacenamiento y las existencias tienen un papel crucial en el equilibrio del mercado a corto plazo. En los períodos en que el consumo es mayor que la producción, el mercado se abastece con las existencias almacenadas. En cambio, en los períodos en que la producción es mayor que el consumo el excedente es acumulado, en la medida en que lo permita la capacidad de almacenamiento.

Una situación extrema de demanda superior a la oferta en que se agoten las existencias tendrá como resultado un aumento de los precios y una elevada volatilidad, como incentivo de mercado para la destrucción de demanda y la sustitución.

Por otro lado, una situación extrema de oferta superior a la demanda en que se agote la capacidad de almacenamiento del mercado tendrá como resultado un descenso de los precios y una elevada volatilidad, como incentivo de mercado para la destrucción de oferta y la sustitución de demanda. En situaciones de este tipo, disponer de capacidad de almacenamiento puede resultar muy valioso, pues permite comprar las materias primas con un descuento importante, almacenarlas y venderlas en fecha futura en el mercado de futuros, con un retorno garantizado.

La capacidad de almacenamiento en sí puede verse como una opción real, en virtud de la cual el comprador tiene la opción, pero no la obligación, de almacenar una determinada materia prima. La «prima» del almacenamiento es el coste de compra o arrendamiento de la tierra y los depósitos. El «precio de ejercicio» al que se ejerce la opción son los costes variables, incluida la financiación y el aseguramiento. El retorno depende de la capacidad de captar retornos mediante lo que se conoce como el «autoservicio mayorista». En ciertas circunstancias los retornos pueden ser extraordinarios, como ha ocurrido en Cushing, el centro de comercio del West Texas Intermediate (WTI), durante los últimos años.

En 2013 la entrada de crudo en Cushing procedente de Canadá superó con creces la demanda local de las refinerías. Cushing disponía de una capacidad de conducción limitada para transportar el crudo a otras regiones más al sur. El excedente de crudo comenzó a acumularse en forma de existencias. A medida que aumentaban los volúmenes, la cantidad de crudo almacenada comenzó a acercarse a la capacidad máxima de Cushing. Los productores canadienses presionaban para vender su crudo, pero Cushing no disponía de demanda suficiente y se estaba quedando sin capacidad de almacenamiento. Como resultado, el precio de la disponibilidad inmediata de crudo tuvo que bajar para desincentivar a los productores. Pero con unos precios absolutos por encima de los 100 dólares por barril, la situación seguía siendo atractiva y los productores seguían extrayendo crudo del subsuelo y enviándolo a Cushing. En otras palabras, cualquiera que dispusiera de capacidad de almacenamiento podía comprar WTI para entrega inmediata con un importante descuento, y sacarse un margen importante y seguro. Los propietarios de capacidad de almacenamiento estaban ganando una fortuna.

Pero el mercado sabe cómo defenderse. La gran demanda de almacenamiento tuvo como resultado una oleada de inversión en capacidad. También se construyó capacidad de conducción para enviar crudo de Cushing a otras localizaciones. A medida que se normalizaba el diferencial mensual de precio, se reducía el incentivo para almacenar crudo. El rendimiento del almacenamiento bajó en picado. Buena parte de la nueva capacidad de almacenamiento quedó vacía, con rendimiento cero.

Pero entonces comenzó a llegar a Cushing no sólo la producción canadiense sino la nueva capacidad de petróleo de esquisto. El exceso de producción comenzó a provocar la acumulación de existencias, y lentamente fue acercándose a los nuevos límites de capacidad. Una vez más, llegó un punto en que la capacidad disponible era muy limitada y el diferencial de precios se disparó, dando como resultado otra «época dorada» para los propietarios de capacidad de almacenamiento. Los descuentos del crudo canadiense eran tan grandes que el crudo comenzó a trasladarse en tren en lugar de por oleoducto. Increíble. Y por supuesto, los consumidores de otras partes de Norteamérica, en particular las refinerías del sur, estaban ávidos por comprar el crudo barato y fiable canadiense y el petróleo de formaciones compactas nacional antes que depender del crudo más caro y menos fiable de Nigeria, México o Arabia Saudita, por lo que comenzaron a construir o invertir en oleoductos.

Como resultado de la sucesión de ciclos de expansión y contracción, la capacidad de almacenamiento no ha dejado de aumentar, reduciendo así los cuellos de botella en el sistema y la volatilidad resultante.

Los consumidores se defienden

La crisis del petróleo de 1973 tomó al mundo por sorpresa, y salió muy cara. La segunda crisis, en 1979, era esperada en cierto modo, pero salió aún más cara. Ambas crisis (igual que la ola de 40 metros de Fukushima) fueron mucho más severas de lo que nadie había previsto.

Pero después de que ocurrieran, marcaron la nueva referencia. Los consumidores adoptaron medidas agresivas y establecieron mecanismos defensivos para protegerse ante situaciones extremas de este tipo. La exploración agresiva, la diversificación del suministro, las reservas estratégicas de petróleo, los combustibles nuevos y alternativos, las políticas de ahorro y eficiencia energética e incluso los biocombustibles son algunos ejemplos de las políticas y objetivos estratégicos de «seguridad energética» e «independencia energética» que adoptaron a partir de entonces los consumidores.

Todas estas medidas protectoras adicionales podían dar respuesta a los escenarios normales e incluso a otros más extremos que los vividos hasta entonces. Esta clase de fuerzas «deflacionarias» influyen sobre los precios y amortiguan la volatilidad al reducir el riesgo y la magnitud de las potenciales oscilaciones del precio.

Las reservas estratégicas globales de petróleo

La «primera línea de defensa» de los consumidores es el almacenamiento.

Y cuanto mayor es el consumidor, mayor el volumen de existencias almacenadas que se requiere.

Así fue como nacieron las reservas estratégicas de petróleo, una vasta red de instalaciones de almacenamiento creadas por el gobierno y la empresas para mantener las existencias necesarias de crudo y productos refinados para afrontar períodos de carencia o alteraciones del suministro, garantizando así la seguridad nacional y económica durante las crisis económicas.

Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos, las reservas estratégicas mundiales albergan cerca de 4100 millones de barriles (650 millones de m³) de petróleo, 1400 de ellos bajo control gubernamental y 2700 de la industria privada.[114] Disponible para una distribución inmediata, y puede actuar como un factor de disuasión importante contra el uso del arma del petróleo por parte de los países productores.

En la actualidad, las reservas estratégicas de petróleo estadounidenses son las más importantes del mundo, y buena parte de las restantes se encuentran en los otros 26 miembros de la Agencia Internacional de la Energía, aunque otros países que no forman parte de la Agencia Internacional de la Energía, como China, han comenzado a crear las suyas propias también.

La reserva de petróleo de Aoshan, en China.

http://online.wsj.com/news/articles/SB124441909805992625

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La batalla por cuota de mercado genera desinflación

El futuro ya está aquí, sólo que todavía no está disponible en todas partes.

WILLIAM GIBSON

La batalla por la demanda del transporte

Al principio de la década de dos mil, Nokia y Blackberry eran vistas por todo el mundo como empresas líderes que dominaban cómodamente su sector. ¿Quién hubiera pensado que en unos pocos años dos outsiders como Apple y Samsung serían los líderes indiscutidos del sector del móvil y el smartphone?

En 2014, la OPEP y el crudo siguen dominando el sector del transporte. Y a día de hoy pocas personas creen que este dominio y este monopolio estén en peligro. Cualquier posible amenaza es descartada por ser «demasiado pequeña», o «no constituir una alternativa viable», o «requerir demasiado tiempo», o simplemente porque «no va a ocurrir». Pero la complacencia es peligrosa, y la amenaza de algunos outsiders con una cuota muy baja de mercado actualmente, como los coches de gas natural, eléctricos, híbridos o incluso los de pila de combustible, es muy real.

La batalla se libra contra el monopolio del crudo y de la OPEP.

El campo de batalla es el transporte.

El momento es ahora.

No es sólo una cuestión de cuota de mercado

En los primeros tiempos, muchos restaron importancia al lanzamiento del iPhone por su escasa cuota de mercado. Lo mismo ocurrió con el Mac. A lo que Steve Jobs respondía a menudo: «Nuestra cuota de mercado del 2 por ciento es parecida a la de BMW, Mercedes o Porsche en la industria del automóvil y nadie parece verlo como un problema». Pues bien, a finales de 2013 la cuota de mercado del iPhone era del 15,5 por ciento, sólo por detrás del 32,5 por ciento de Samsung, lo que suponía una cuota combinada de mercado del 48 por ciento entre los dos. Nokia y Blackberry no estaban entre los cinco primeros.

Pero el mercado de la energía no necesita ir tan lejos para erosionar la capacidad de fijar precios de la OPEP.

A fecha de hoy, en los primeros días de la revolución de la energía del transporte, la cuota de mercado de los vehículos de gas natural, eléctricos o híbridos es casi desdeñable. Y el crudo ciertamente no va a desaparecer del transporte y muy probablemente seguirá dominando el mercado durante décadas.

Pero cambios pequeños en las cuotas de mercado pueden tener un gran impacto en la capacidad de fijar precios.

Enfrentada a una competencia cada vez mayor por cada incremento de demanda, la OPEP deberá tomar la difícil decisión de aceptar una cuota cada vez más pequeña de mercado (y seguir manteniendo precios elevados) o bien ir reduciendo los precios (si quieren mantener una cuota elevada de mercado).

Un escenario de «crecimiento sostenido de la demanda», «reducción sostenida de la oferta» y «ausencia de competencia» es ya totalmente irreal. El mundo cada vez más plano de la energía es una mala noticia para el monopolio de la OPEP.

La complacencia y/o falta de conciencia de los riesgos y de la competencia puede salir muy cara, ya se trate de Nokia, Blackberry, o el crudo.

En una gira por Oriente Medio tuve la oportunidad de conocer a varios altos directivos y ultramillonarios. Yo estaba presentando algunas de las ideas que integran este libro. Las discusiones eran muy intensas y, para mi sorpresa, la idea de que la revolución de la energía y las fuerzas aplanadoras constituían un riesgo cada vez más importante para el crudo parecía ser totalmente nueva para ellos. Nadie en la región parecía estar hablando de riesgos de rendimientos negativos. La mayoría de la gente parecía centrada en ambiciosos planes de expansión basados en el statu quo de elevados precios del petróleo y crecimiento sostenido de la demanda.

Pero la falta de conciencia es una fuerza aplanadora en sí misma, pues el factor sorpresa los volverá más vulnerables a un escenario de volúmenes inferiores a precios posiblemente inferiores.

Un repaso histórico a la demanda del transporte

Como siempre, vale la pena examinar de cerca la historia para comprender el futuro. Quién sabe, tal vez se puedan aprender de ella lecciones valiosas y encontrar respuestas a las preguntas que plantea el futuro.

La era del vapor

El primer motor de vapor fue inventado en 1712 por Thomas Newcomen, y fue usado para bombear agua de unas minas de carbón.[115] Pasaron varias décadas antes de que los motores de vapor comenzaran a ocupar una posición dominante en el sector de la maquinaria industrial.

En la década de 1750, James Watt, un fabricante de instrumentos de la Universidad de Glasgow, se dio cuenta de que los motores de vapor perdían mucha energía con el repetido enfriamiento y calentamiento del cilindro, y mejoró el proceso con la introducción de un condensador separado. Esta contribución mejoró radicalmente la potencia, eficiencia y relación coste-beneficio de los motores de vapor, y fue clave para el advenimiento de lo que se conocería como la «era del vapor».

El motor de vapor fue el principal impulsor de la revolución industrial, y a lo largo del siglo XIX se extendió por molinos, fábricas, ferrocarriles, barcos e incluso coches, aunque debe decirse que estos últimos, los llamados «vapores», eran poco eficientes y requerían grandes cantidades de agua para funcionar, lo que limitaba su autonomía a distancias muy cortas.

La era de la electricidad

Hacia finales del siglo XIX, el desarrollo de la electricidad y las baterías dio origen a los primeros coches eléctricos. Eran más silenciosos, limpios y fáciles de arrancar y controlar que los vapores, pero seguían teniendo un elevado coste y una autonomía limitada, una situación que sigue siendo parecida a la de hoy. En 1902, el Phaeton tenía una autonomía de apenas 28 kilómetros y no podía ir a más de 22 kilómetros por hora.[116]

La era del petróleo

En 1899, tras algunos primeros éxitos, Henry Ford dejó Edison Detroit para centrarse en la aplicación de los motores de combustión interna al diseño de automóviles.

En 1908 Ford lanzó sus primeros modelos, que eran más ligeros, potentes y baratos que los coches de vapor y eléctricos. Apenas unos años más tarde, Ford introdujo la revolucionaria cadena de montaje, que le permitía producir coches a gran escala. Henry Ford adaptó el concepto de la «cadena de despiece» de los mataderos de Chicago. La eficiencia de su método de producción permitió a Ford reducir dos tercios el coste del modelo T, que llegó en cierto momento a ser de sólo 230 dólares, lo que convirtió el coche de artículo de lujo en producto de masas.

Ford eligió la gasolina como combustible para sus coches, a pesar de que en aquel momento, irónicamente, era un producto residual del proceso de refino. El producto principal para las refinadoras era el queroseno, que se usaba para la iluminación. La gasolina era un subproducto explosivo e inflamable que no servía para mucho.

Irónicamente, John D. Rockefeller se había convertido en el hombre más rico del mundo gracias al negocio de la iluminación. A comienzos del siglo XX, la electricidad había comenzado a desplazar la demanda de queroseno en el mercado de la iluminación, pero este descenso se vio más que compensado por el aumento de la demanda de gasolina.

Y puesto que «el volumen crea volumen», los ingenieros se concentraron activamente en buscar mejores usos para la fracción intermedia de la destilación, una fracción menos volátil e inflamable. En la década de los treinta comenzaron a usarse los primeros motores diésel, principalmente para aplicaciones comerciales y de transporte.

El transporte ferroviario

El transporte ferroviario cubre el 6 por ciento de la demanda de energía para el transporte a nivel mundial, y en la actualidad es fundamentalmente de diésel y energía eléctrica.

En Estados Unidos, los trenes son el segundo mayor consumidor de diésel, lo que supone un candidato claro de sustitución para el gas natural o la electricidad.

En Europa, donde el transporte por carretera y la aviación cubren el 83 y el 13 por ciento del consumo, respectivamente. El transporte ferroviario sólo supone el 2,5 por ciento del consumo energético, pues el 66 por ciento de la demanda se cubre con la tracción eléctrica.

El transporte aéreo; ¿el fin de la era del queroseno?

La industria de la aviación consume anualmente en torno a 1500 millones de barriles de Jet A-1 (combustible de aviación parecido al queroseno). Los aparatos más modernos consiguen eficiencias de combustible de 3,5 litros por 100 pasajeros y kilómetro.

Los combustibles alternativos, en especial los biocombustibles sostenibles, han demostrado ser excelentes candidatos para ayudar a reducir la huella de carbono del sector. Los biocombustibles derivados de la biomasa como las algas, la jatropha y la camelina han demostrado poder reducir hasta un 80 por ciento la huella de carbono del combustible de aviación a lo largo de todo su ciclo de vida.

El transporte marítimo y la era del fueoil

La flota mercante global consume actualmente alrededor de 330 millones de toneladas de combustible al año, un 80-85 por ciento del cual es combustible residual con alto contenido de azufre.

http://maritime-connector.com/worlds-largest-ships/

En 2015 entrarán en vigor las áreas de control de emisiones (ECA, por sus siglas en inglés) previstas en Estados Unidos y Europa, donde el contenido de azufre no podrá superar el 0,1 por ciento. Esto supondrá una enorme subida de los costes para las embarcaciones, pues el destilado cotiza actualmente con una prima del 45 por ciento en relación con el fueoil de alto contenido en azufre (HSFO, por sus siglas en inglés) convencional, y todavía podría aumentar más.

Las «amenazas» al petróleo

Los biocombustibles

La aplicación de los biocombustibles al transporte se remonta a la década de 1900.

En Alemania, Rudolf Diesel diseñó su motor diésel para que funcionara con aceite de cacahuete, y buena parte de sus primeros trabajos giraban en torno al uso del biocombustible.

En Estados Unidos, Henry Ford también diseñó versiones de su modelo T para que funcionaran con etanol, pero la abundancia del crudo y la mejor eficiencia y precio de los productos del petróleo llevaron a un descenso importante en el uso de biocombustibles.

A partir de los setenta, tras el embargo petrolero y las grandes subidas del precio del petróleo, los consumidores de todo el mundo comenzaron a buscar fuentes alternativas de combustible que pudieran desarrollar a escala nacional. El desarrollo de la industria ha sido guiado por la mano visible de los gobiernos y la reglamentación, por medio tanto de zanahorias —deducciones fiscales— como de «palos» —mandatos—, y actualmente cubre alrededor del 3 por ciento de la demanda global del transporte. Según la AIE, los biocombustibles podrían aportar el 27 por ciento del combustible de transporte en 2050 y evitar más de 2,1 gigatoneladas de CO₂ por año si se produjera de manera sostenible.

El etanol es el principal biocombustible para el transporte. Posee un 32 por ciento menos de contenido energético que la gasolina, pero su elevado octanaje mejora la eficiencia y el rendimiento del motor.

En Estados Unidos, el etanol se produce generalmente a partir de maíz. Bajo las reglamentaciones federales actuales, mezclas de etanol de hasta el 10 por ciento pueden venderse para su uso en todos los vehículos que funcionan con gasolina, lo que supone alrededor del 4 por ciento de la demanda de transporte por carretera en Estados Unidos.

En Brasil, el etanol se produce principalmente a partir de caña de azúcar. En la actualidad, más del 25 por ciento de su demanda de combustible de transporte por carretera está cubierta con biocombustibles. Se están diseñando vehículos flexibles que pueden funcionar con gasolina o bien con una mezcla de hasta el 85 por ciento de etanol. Hoy por hoy, Brasil dispone de la mayor flota de vehículos de combustible flexible, y las ventas de este tipo de coches alcanzaron un récord del 94 por ciento de las ventas totales en 2009.

El biodiésel se produce principalmente a partir de aceites vegetales para motores diésel, y puede emplearse en motores convencionales con apenas modificaciones.

GRÁFICO 9. Situación comercial de las principales tecnologías de biocombustible

Fuente: AIE.

Los biocombustibles de aviación fueron aprobados para su uso en la aviación comercial en julio de 2011. Son un combustible más limpio que reduce el impacto ecológico del sector del transporte aéreo, en constante expansión.

Vehículos de gas natural (GNV)

El primer motor de gas natural fue desarrollado antes del motor de gasolina, en la década de 1860, pero los primeros vehículos alimentados por gas natural (GNV) se remontan a la primera y la segunda guerra mundial, cuando la escasez de gasolina se dejaba sentir en todo el mundo y la necesidad llevó al desarrollo de los «vehículos de bolsa de gas».

Los vehículos de gas natural usan metano (CH₄), un producto distinto de los gases licuados del petróleo (LPG, por sus siglas en inglés ), como el propano (C₃H₈). Originalmente, los GNV iban alimentados con «gas ciudad», un producto derivado del proceso de conversión del carbón para calderas en carbón coquizable (usado para elaborar acero), el cual era transportado en un globo habitualmente situado en el techo del vehículo. Hacían falta entre dos y tres metros cúbicos de gas por cada litro de gasolina, lo que convertía esta clase de vehículos en incómodos y peligrosos.

Los vehículos de gas natural comprimido (GNC) son el tipo más extendido de GNV, y llevan el gas en depósitos presurizados, lo que permite incrementar tanto la autonomía como la seguridad. Los vehículos de GNC llevan décadas usándose para el transporte público en todo el mundo.

Los vehículos de gas natural licuado (GNL) llevan el gas en forma líquida dentro de depósitos criogénicos, lo que permite reducir aún más el volumen del gas, pero requiere mayor infraestructura y costes de instalación y mantenimiento.

En la actualidad, entre un 12 y un 15 por ciento de los autobuses públicos de Estados Unidos funcionan con GNC o GNL, y el número no para de crecer, en gran medida por razones ecológicas. Casi uno de cada cinco vehículos pendientes de incorporación a la flota funciona con gas natural.

En 2013 había 18,1 millones de GNV en el mundo, de los cuales el 75 por ciento se encuentran en los siguientes seis países: Irán (3,5 millones), Pakistán (2,79 millones), Argentina (2,28 millones), Brasil (1,75 millones), China (1,58 millones) y la India (1,50 millones).

En Estados Unidos hay 264 000 GNV, apenas el 0,11 por ciento de la flota, dominada por la gasolina.

GRÁFICO 10. Los diez países con mayores flotas de GNV-2013 (25-26 millones)

Fuente: Frontline, BP, EIA.

Motores bivalentes

En la región latinoamericana, casi el 90 por ciento de los vehículos de GNV tienen motores bivalentes, que les permiten funcionar con gasolina o GNV. De modo parecido, en Pakistán casi todos los vehículos convertidos (o construidos) para funcionar con combustibles alternativos conservan la capacidad de funcionar con gasolina convencional.

De carbón a líquidos y de gas a líquidos

La conversión del carbón a combustible líquido (CTL, por sus siglas en inglés), también conocida como licuado del carbón, permite que el carbón pueda utilizarse como alternativa al crudo y la obtención de una gama de productos refinados apto para el transporte y otros usos.

Sudáfrica lleva desde 1955 produciendo combustibles derivados del carbón, y posee la única industria comercial de conversión de carbón a líquidos actualmente en funcionamiento, cuyos productos se usan en coches y otros vehículos, incluidos aviones comerciales. En la actualidad, cerca del 30 por ciento de las necesidades de gasolina y diésel del país se cubren con el carbón nacional. La capacidad total de las operaciones de CTL en Sudáfrica supera los 160 000 barriles al día.

Hay otros países en el mundo con una gran dependencia de las importaciones de crudo e importantes reservas internas de carbón, donde el CTL tiene margen de crecimiento. El proceso es muy intensivo en energía, y su viabilidad económica depende del acceso al carbón y de la reducción de la dependencia de las importaciones de crudo.

Los desarrollos tecnológicos seguirán teniendo un impacto importante en esta cuestión, en especial en un mundo donde el carbón podría verse desplazado del sector de la generación eléctrica y cada vez podría haber más cantidad de carbón disponible a precios más baratos, al que debería darse una salida respetuosa con el medio ambiente como el CTL.

De modo parecido, el GTL es un proceso de refinado que permite la conversión del gas natural u otros hidrocarburos gaseosos en compuestos con cadenas más largas como la gasolina o el diésel.

Vehículos eléctricos e híbridos

Un vehículo eléctrico (VE) utiliza motores eléctricos o de tracción para propulsarse. Hay tres grandes clases de vehículos eléctricos. En primer lugar, los que reciben la electricidad directamente de una fuente externa. En segundo lugar, los que funcionan con electricidad almacenada originalmente tomada de una fuente externa. Y en tercer lugar, los que se alimentan con un generador eléctrico a bordo, como un motor de combustión interna (en los vehículos híbridos eléctricos) o una célula de hidrógeno.

Un vehículo híbrido eléctrico (HEV, por sus siglas en inglés) es un vehículo que combina un motor de combustión interna convencional con un sistema de propulsión eléctrico. La presencia del motor eléctrico persigue o bien mejorar la economía de combustible o bien las prestaciones de un vehículo convencional.

La penetración en el mercado y las ventas de los VE varían mucho de un país a otro. En conjunto, la cuota de mercado de los VE puros sigue siendo muy baja, apenas el 2,02 por ciento de los vehículos de pasajeros registrados a escala mundial, pero no deja de crecer, en particular en las ciudades y en países como Japón, Estados Unidos y China. A finales de 2013 hay más de 40 000 vehículos de pasajeros y de reparto eléctricos «enchufables» en todo el mundo, más del doble que en 2012.

En el caso de los HEV, en Estados Unidos se han vendido más de 3 millones de híbridos desde 1999, lo que significa que el país posee la mayor flota del mundo de coches de este tipo, seguido por Japón y Europa. Más recientemente, Japón ha experimentado un importante incremento de su penetración de mercado, con una cuota del 20 por ciento de las nuevas ventas en 2012, frente al 3 por ciento de Estados Unidos.

El Prius es un vehículo totalmente híbrido de tamaño medio y dos volúmenes —antes un sedán compacto—, desarrollado y fabricado por Toyota. El lanzamiento del Prius tuvo lugar en Japón en 1997, lo que le convierte en el primer vehículo híbrido producido en masa. A partir de 2000 comenzó a venderse por todo el mundo. El Prius se vende en casi ochenta países y regiones, y tiene sus principales mercados en Japón y Estados Unidos. Las ventas acumuladas del Prius alcanzaron la cifra de un millón de vehículos en 2008, y en junio de 2013 superó la barrera de los 3 millones.

Bautizada en honor del ingeniero eléctrico y físico Nikola Tesla, Tesla Motors Inc. es una compañía americana dedicada al diseño, fabricación y venta de coches eléctricos y componentes del tren motriz de vehículos eléctricos. Tesla fue fundada por el directivo de PayPal Elon Musk, y su primer vehículo, el Tesla Roadster, era una reelaboración del Lotus Elise. El Tesla Roadster usaba un motor AC directamente basado en el diseño original de Nikola Tesla en 1882 y fue el primer vehículo en utilizar baterías de ión de litio y el primer VE con una autonomía superior a 300 kilómetros por carga. Tesla tiene previsto dejar de producir el Roadster y ha empezado a presentar el sedán Model S, su primer diseño ciento por ciento original.

La nueva frontera: la pila de combustible de hidrógeno

Durante el Salón del Automóvil de 2013 en Tokio, Toyota sorprendió al mundo del transporte con el anuncio del lanzamiento comercial de un vehículo de pila de combustible (FCV, por sus siglas en inglés).

Los FCV están alimentados por una pila de combustible capaz de generar electricidad a partir de hidrógeno. No sólo son respetuosas con el medio ambiente sino también muy eficientes en el consumo de energía según Toyota, que tiene previsto comenzar en 2015 con una pequeña flota de menos de 10 000 vehículos relativamente caros (entre 50 000 y 100 000 dólares) que tiene previsto vender principalmente en California, donde Toyota asegura que podrá satisfacer la demanda de combustible con una pequeña cadena de estaciones de servicio de hidrógeno.

Históricamente, los principales obstáculos para la comercialización de esta clase de vehículos han sido su tamaño, su complejidad y su elevado coste. Otro obstáculo para el uso práctico de las células de combustible, que Toyota asegura haber solucionado, son las bajas temperaturas que hielan el vapor de agua e inhiben el flujo de hidrógeno por el PEM.

Sin embargo, hay buenas razones para tomarse en serio a Toyota. Nadie puede negar su espléndida trayectoria como innovadores. En los ochenta lanzaron la línea de coches de lujo Lexus. En los noventa lanzaron el Prius, un híbrido eléctrico-petróleo. Ambas iniciativas fueron recibidas con escepticismo y han sido grandes éxitos. Resulta especialmente destacable que Toyota esté apostando por los FCV a pesar de tener una posición dominante en el mercado de los híbridos. No sólo cuentan con una gran convicción sino con una poderosa cartera de tecnologías. Todavía no se sabe cuál será el vencedor, pero ellos estarán ahí seguro.

Coches privados. Actualmente no hay ningún modelo de coche de pila de combustible que se venda comercialmente, pero desde 2009 han salido más de veinte prototipos y modelos de prueba de FCEV.

Vehículos industriales y similares (FedEx, etc.): en 2013 ya había más de cuatro mil carretillas elevadoras de pila de combustible en servicio en Estados Unidos. Empresas de la categoría de Sprint, AT&T, FedEx, Whole Foods, Sysco, Wegmans y Coca-Cola utilizan este tipo de vehículos. Pike Research informó en 2011 de que las carretillas elevadoras alimentadas con pila de combustible serán el principal factor en la demanda de combustible de hidrógeno en el año 2020.

Autobuses públicos: en total hay más de cien autobuses de pila de combustible en servicio en el mundo actualmente. La mayoría han sido producidos por UTC Power, Toyota, Ballard, Hydrogenics y Proton Motor. Los autobuses de pila de combustible proporcionan una mejora del 30-141 por ciento en economía de combustible respecto a los autobuses diésel y de gas natural.

El nuevo horizonte de la competencia

El fin del monopolio del crudo en los combustibles de transporte es algo anunciado, sólo se trata de saber cuándo ocurrirá.

Todavía sigue existiendo una gran inercia en el sistema para seguir usando «coches convencionales de gasolina y diésel», pero las barreras de entrada y salida son cada vez más bajas y hay importantes incentivos para desarrollar una cesta más variada de tecnologías.

Si es así… ¿Qué ha ocurrido para ralentizar su desarrollo?

1. Coste inicial

Los vehículos eléctricos e híbridos tienen un coste inicial superior al de los modelos de gasolina. En Estados Unidos, un coche de gasolina mediano de precio asequible podría rondar los 21 000-27 000 dólares, frente a los 29 000-35 000 de un coche eléctrico, y los 27 000-32 000 de un híbrido. Sin embargo, en países como Estados Unidos varios estados han introducido importantes incentivos fiscales para los coches eléctricos e híbridos. Existe una deducción fiscal de entre 1000 y 20 000 dólares para los vehículos de cero emisiones. También las compañías aseguradoras ofrecen un 5-10 por ciento de descuento para los propietarios de coches eléctricos e híbridos.[117]

Hoy, según UBS, comparando un Audi A7 3.0 y un Tesla S 60Kwh, la combinación de coste de combustible, intereses, entrada e impuestos hace a los dos vehículos similares en coste.[118]

2. Coste de mantenimiento

Los subsidios para la electricidad, no sólo los dirigidos a la energías renovables sino también al gas y al carbón, han hecho que el coste medio de la electricidad subiera en conjunto para los consumidores de la Unión Europea. Si añadimos que la autonomía de los coches eléctricos es muy limitada, el consumidor no tiene una referencia clara de su eficiencia de coste en comparación con su alternativa actual. Es más, en un coche de motor de combustión, si el conductor ve que la gasolina está cara puede reducir el consumo de forma inmediata y voluntaria. Pero en un vehículo eléctrico, si la batería permanece descargada durante largo tiempo su rendimiento empeora, y la opción de «no cargar» en caso de una subida de precios de la electricidad no resulta evidente.

A la larga, el coste total de mantener un coche eléctrico o híbrido resulta mucho más bajo. El coste de mantener un vehículo de gasolina de tamaño medio y precio asequible durante diez años está en torno a los 85 222 dólares, frente a los 80 000 de un híbrido y los 65 000 de un coche eléctrico.

3. Autonomía y conveniencia

Aunque los precios de las baterías han bajado un 38 por ciento, los costes de fabricación se han mantenido casi estables, lo que sugiere que los supuestos beneficios de las mejoras tecnológicas se irán diluyendo y las baterías volverán a precios prohibitivos a medida que se reduzca la sobrecapacidad actual.

Se da por descontado que el coche eléctrico carga de noche, cuando la demanda eléctrica se encuentra en horario «valle» (consumo mínimo) y es por tanto más barato. Pero cuando haya uno o dos millones de coches cargándose al mismo tiempo la demanda dejará de ser «valle» y la carga nocturna ya no será tan barata. El resultado será un modelo de consumo eléctrico mucho más plano.

El «problema del huevo y la gallina» de las estaciones de servicio

El número de estaciones de servicio GNV también se ha incrementado, hasta alcanzar la cifra de 20 000 en 2012, un 10,2 por ciento más que el año anterior.

La falta de estaciones de servicio ha restado atractivo al GNV. Si no hay suficientes vehículos, nadie quiere instalar estaciones de servicio, y a la inversa: el típico problema del huevo y la gallina. La solución puede ser un vehículo bivalente que pueda funcionar tanto con gasolina como con gas natural. La falta de estaciones de servicio es un problema menos acuciante para los vehículos pesados, como los camiones de largo recorrido, que consumen mucho más combustible que los vehículos de pasajeros y por tanto sacan mayor beneficio de usar combustibles más baratos como el gas natural. Las barreras a su introducción siguen ahí, pero el gas natural tiene muchas opciones para emerger como uno de los combustibles de transporte de mayor crecimiento a lo largo de los próximos cinco años.

4. Prestaciones

La mayoría de la gente da por supuesto que un vehículo de combustible alternativo tendría menores prestaciones. No obstante, muchos de los grandes fabricantes de vehículos deportivos y de alto rendimiento han desarrollado o están desarrollando modelos que no reducen las prestaciones cuando funcionan con combustibles alternativos. En la actualidad, las mejores prestaciones se encuentran en vehículos con motores bivalentes de gasolina y otro combustible, aunque, sin duda, los avances tecnológicos mejorarán muy pronto las prestaciones de los vehículos de combustible alternativo.

5. Medio ambiente y subsidios

Es muy importante evaluar el impacto medioambiental neto de los combustibles alternativos. Un coche eléctrico puede ser muy bajo en emisiones pero si la electricidad se produce en una central alimentada por carbón ya no puede considerarse un combustible verde. Por otro lado, los combustibles alternativos no necesariamente resuelven el problema de la contaminación del aire. Los combustibles alternativos siguen emitiendo productos químicos, sólo que distintos de los gases de efecto invernadero. Además, muchas veces el proceso de producción del combustible alternativo genera muchas emisiones por sí mismo. Un buen ejemplo es el etanol: para convertir el grano en etanol es preciso quemar una gran cantidad de combustibles fósiles, por más verde y respetuoso con el medio ambiente que sea el etanol en sí. Los únicos combustibles realmente limpios son el hidrógeno y la electricidad, pero no olvidemos el alto nivel contaminante de las tierras raras usadas para plantas renovables.

Como se ha mencionado antes, muchos países ofrecen incentivos fiscales y subsidios para promover los vehículos de combustible alternativo. Un estudio de 2012 redactado por investigadores del Breakthrough Institute, de la Brookings Institution y del World Resources Institute, estimaron que entre 2009 y 2014 el gobierno federal estadounidense gastará 150 000 millones de dólares en energía limpia mediante una combinación de gasto directo y deducciones fiscales. La energía eléctrica renovable (principalmente eólica, solar, geotérmica, hídrica y mareomotriz) captará la mayor parte de este gasto, el 32,1 por ciento, seguida por los biocombustibles líquidos, con el 16,1 por ciento. El 51,8 por ciento restante corresponderá al gasto en energías múltiples y otras formas de energía limpia, como la eficiencia energética, los vehículos eléctricos y las tecnologías avanzadas de combustible fósil.

6. Seguridad

Algunos vehículos de combustible alternativo, que tienden a ser más compactos de diseño, podrían tener problemas para cumplir con los estándares de seguridad y accidentes, dado que los coches de tamaño pequeño y mediano a menudo dan malos resultados en las pruebas de impacto. La tecnología de algunos diseños, como las pilas de combustible de hidrógeno, es compleja y requiere muchas pruebas para asegurar que los ocupantes están seguros ante peligros como descargas eléctricas y otros derivados de la compresión del hidrógeno.

7. Seguridad del suministro

Los combustibles alternativos como el biodiésel y el etanol se producen a partir de productos agrícolas, lo cual significa que están sometidos a variaciones según su disponibilidad. Hay muchos factores agrícolas que influyen en el precio del biodiésel y el etanol, relacionados con el cultivo, el procesamiento y la distribución. Por ejemplo, el transporte del etanol por ductos tiene problemas propios derivados del hecho de que capta impurezas y agua. El transporte se realiza en camión, barcaza y tren, lo que influye en el precio. El combustible alternativo más eficiente en cuanto a coste y fácil de transportar es la electricidad, pues puede producirse en cualquier central por cualquier medio renovable o no renovable.

La eficiencia en el transporte

En el sector del transporte, las fuerzas de mercado y la reglamentación han tenido un gran impacto sobre la eficiencia, nos han permitido «conducir más por menos» y nos han ayudado a contener los niveles de consumo a pesar del número muy superior de vehículos en circulación.

«¿Quién mató al coche eléctrico?»

El desarrollo de los combustibles alternativos y la electricidad en el transporte ha avanzado más lentamente de lo que podría haberlo hecho. Pero los culpables no han sido las compañía petroleras ni los lobbies de la energía. He aquí una lista de los «sospechosos» que más han contribuido a retrasar su desarrollo.

1. Los rescates y subsidios gubernamentales

Resulta irónico (si no cínico) ver cómo gobiernos que apoyaban sobre el papel la electrificación del transporte han acudido al rescate de la industria convencional del automóvil con miles de millones de fondos públicos.

En el período 2008 y 2010, las ayudas concedidas por la Unión Europea y Estados Unidos para la compra de coches nuevos (y reducir los tremendos stocks de vehículos de motor de combustión sin vender) superaban por 6 a 1 las cantidades destinadas al desarrollo del coche eléctrico.

De ese modo, la absorción por parte de los consumidores del enorme inventario de coches de gasolina y diésel existentes en el sistema mediante un proceso acelerado de renovación de la flota, limitaban de manera significativa y retrasaban varios años la adopción de los coches eléctricos. Como comentamos antes, 2010 fue el año de mayores ventas de todoterrenos desde 2006, en gran parte gracias a los incentivos y los subsidios. Nada más lejos de promover los combustibles alternativos.

2. La vaca de los impuestos

No cabe duda de que los gobiernos de los países consumidores son adictos a los impuestos sobre el petróleo. La Unión Europea capta 250 000 millones de euros en impuestos sobre la gasolina y el diésel, con porcentajes impositivos que oscilan entre el 40 y el 65 por ciento.

La mayoría de la gente sabe cuál es el precio de la gasolina en dólares por litro. La mayoría de la gente también sigue el precio del crudo en dólares por barril. Pero poca gente piensa en el precio del crudo en dólares por litro, que es claramente más barato que el agua.

Así las cosas, ¿podrán y querrán los gobiernos consumidores «matar la gallina de los huevos de oro»? No cabe duda de que dadas las estrecheces financieras actuales y el elevado nivel de impuestos directos que gravan estos productos, muchos países tendrán graves problemas para absorber una pérdida potencialmente tan grande de ingresos fiscales.

¿Encontrarán los gobiernos consumidores el modo de gravar fiscalmente combustibles alternativos como el gas natural o la electricidad en niveles parecidos a los de la gasolina y el diésel? Tanto el gas natural como la electricidad están disponibles en muchos hogares, lo que permite a las familias «enchufar y recargar el coche» en casa. Cualquier incremento en la factura eléctrica o del gas tendría un gran impacto a todos los niveles, no sólo en el transporte. Por otro lado, si los gobiernos consumidores transfieren el impuesto sobre la gasolina y el diésel a la electricidad, las ventajas económicas de pasarse al vehículo eléctrico quedarían reducidas prácticamente a nada.

3. ¿Un modelo equivocado para el sector?

En el caso del coche eléctrico, cuyos principales problemas son el coste inicial y la vida de la batería, el sector ha cometido el error de replicar exactamente el mismo modelo del coche tradicional, donde el consumidor se hace cargo de todo el riesgo de tecnología, batería y mantenimiento sin una contrapartida clara a nivel de coste.

Tal vez la industria del coche eléctrico debería aprender de sus propios éxitos. En sus primeros tiempos, el sector de la generación eléctrica sufría grandes ineficiencias y enormes costes como consecuencia de las elevadas inversiones que requería el negocio, fruto de la duplicación y triplicación de esfuerzos en la distribución, al competir varias compañías por cablear las mismas calles y construir capacidad para prestar servicio al mismo consumidor. De este modo, los precios finales terminaban siendo más altos, no más bajos. La solución fue un monopolio natural regulado por una comisión pública que establecía unas tarifas «razonables» a nivel estatal, con la consiguiente mejora de la eficiencia de las inversiones. El «chollo regulatorio» imponía una responsabilidad fundamental al monopolista natural: la compañía eléctrica tenía la obligación de «servir», esto es, de distribuir electricidad prácticamente a todo el mundo en su territorio y ofrecer un servicio aceptable y fiable a un precio razonable. De otro modo perdía la licencia para operar.

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La batalla por la electricidad y la demanda industrial

La gran amenaza para la vida de una industria es la autocomplacencia.

JOYCE CAROL OATES

La demanda y capacidad de generación eléctrica

La generación de energía eléctrica es una industria «del largo plazo» muy intensiva en capital. Las centrales pueden funcionar durante sesenta o setenta años. Una nueva central de carbón puede costar hasta 3000 millones de dólares. Una central nuclear nueva puede costar el doble, es decir, más de 6000 millones, y tardar más de diez años en completarse. La infraestructura necesaria no se limita a las centrales. El sistema necesita líneas de transporte, subestaciones, nodos de distribución, postes y cables que lleguen al consumidor final.

El reto de satisfacer la creciente demanda requiere planificación y grandes inversiones. La electricidad puede generarse a partir de muchas fuentes, entre ellas el gas natural, el carbón, el petróleo, el uranio, el agua, el viento, la luz solar o incluso la basura. La elección de combustible exige tener en cuenta numerosas variables, entre las que se incluye la seguridad a largo plazo en el suministro.

La cesta actual de combustibles

A día de hoy Estados Unidos, Europa y Japón comparten una cesta similar de combustibles. En Estados Unidos, el carbón representa el 45 por ciento (tras un máximo histórico del 55 por ciento). El gas natural, en alza, ocupa el segundo lugar, con el 23 por ciento. La nuclear, el 20 por ciento. La hidráulica, el 7 por ciento. La eólica, el 2 por ciento. Y el petróleo, que en los años setenta representaba el 15 por ciento, supone ahora menos del 1 por ciento.[119] A causa de la falta de suministro y subidas puntuales de precio, el consumidor estadounidense se ha mostrado históricamente reticente a emplear más gas natural. No obstante, la actual situación de abundancia y bajo precio del gas natural, sumado a su mayor respeto al medio ambiente, hacen que esté ganando cada vez más peso en la generación de energía eléctrica, desplazando al carbón y en condiciones cada vez más favorables con respecto a la energía nuclear.

En Europa, la energía nuclear, el carbón y el gas natural representan alrededor del 25 por ciento cada uno, el 15 por ciento la hidráulica y alrededor del 3 por ciento tanto la eólica como la petrolífera.

En Japón, la nuclear, el carbón y el gas representan cerca del 27 por ciento cada uno. De forma un tanto sorprendente, el petróleo representa todavía un 8 por ciento, mientras que la hidráulica aporta otro 8 por ciento. La energía eólica y solar apenas aportan nada.

La situación en los mercados emergentes es muy distinta.

China produce el 80 por ciento de su electricidad a partir de carbón, y el 16 por ciento de la energía hidráulica.

La India produce el 69 por ciento a partir de carbón y el 13 por ciento de la energía hidráulica.

Resulta interesante destacar que el 80 por ciento de la generación eléctrica de Brasil procede de esta última fuente.

La futura cesta de combustibles

El dilema no es sólo cómo satisfacer las necesidades presentes, sino cómo satisfacer las demandas futuras y previsibles del modo más eficiente, seguro y respetuoso con el medio ambiente.

En Estados Unidos, el gas natural cumple con todos los requisitos, pues está disponible en grandes cantidades en territorio propio y su huella de carbono es mucho menor que la del carbón.

El carbón es abundante y barato, pero es probable que pierda cuota de mercado por su importante «huella medioambiental». Sin duda seguirá jugando un rol importante, pero más por necesidad que por elección.

Las fuentes alternativas y renovables de energía tales como la solar, la eólica o la biomasa gozan del favor político en todo el mundo y ya están teniendo un fuerte impacto en el mercado de generación de energía. El más importante ha sido el de aportar una fuente completamente nueva a la cesta energética, creando así una sobrecapacidad estructural en lugares como Europa, lo que se ha traducido en una caída de los precios mayoristas. Según datos de la Asociación Europea de la Industria Fotovoltaica, la capacidad de generación de origen solar experimentó un incremento récord de 37 GW a nivel mundial en 2013,[120] con la mayoría de proyectos concentrados por primera vez en Asia. La capacidad instalada total alcanzó los 136,7 GW, partiendo de unos 101 GW el año anterior, a pesar del frenazo de su desarrollo en Europa debido a los recortes en los subsidios. Los países europeos, que en 2012 concentraban el 59 por ciento de la capacidad instalada nueva, en el año siguiente sólo representaban el 28 por ciento, mientras que Asia copaba el 57 por ciento. China y Japón fueron los impulsores de este crecimiento récord de las plantas fotovoltaicas, con una capacidad instalada nueva de 11,3 y 6,9 GW respectivamente (según cifras preliminares).[121]

Según un funcionario del Consejo de Electricidad Chino (CEC), se prevé que la capacidad instalada de energía limpia alcance los 1520 GW en 2030, cerca del 50 por ciento de la capacidad total, partiendo de un porcentaje esperado del 41 por ciento en 2020.

IHS, una compañía dedicada a la investigación sobre esta industria, cifra en un 22 por ciento el incremento anual de capacidad instalada en el año fiscal 2014, hasta los 46 GW, un 12 por ciento superior a su anterior pronóstico. IHS atribuyó el incremento de capacidad de generación de origen solar a las políticas de apoyo china y japonesa. Vaticina que la capacidad nueva instalada a lo largo de 2014 en China alcanzará los 12,8 GW, repartidos entre 4,8 procedentes de proyectos distribuidos y 8 de plantas generadoras concentradas, lo que supondría un 30 por ciento de la capacidad nueva mundial. Estos datos sugieren que los expertos de IHS esperan que la energía solar concentrada supere el objetivo marcado de 6 GW pero que la distribuida no llegue a los 8 GW previstos, de modo que la capacidad total nueva tampoco alcance el objetivo de 14 GW establecidos por la Agencia Nacional del Medio Ambiente.

Una consecuencia no intencionada de todo ello ha sido un enorme incremento del coste de tarifa para los consumidores, que han asumido la carga de unos subsidios excesivamente generosos concedidos en su día, sin beneficiarse de la posterior y también enorme caída de los costes unitarios de las energías solar y eólica.

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La demanda y capacidad de generación eléctrica

Quien sabe «cómo» siempre trabajará para quien sabe «por qué».

DAVID LEE ROTH

Los cambios en la demanda son resultado directo de la posibilidad de escoger. En igualdad de condiciones, los consumidores optarán por la alternativa más barata.

Considérense los «motores flexibles» brasileños, que, como comentábamos antes se han diseñado para funcionar con cualquier proporción de etanol y gasolina. Si la gasolina es cara, la gente consumirá más etanol, lo que aumentará su demanda e incrementará su precio hasta nivelarlo con el de la gasolina.

El desplazamiento de la demanda de carbón y gas natural en la generación eléctrica

Una situación parecida se da en el sector de la generación eléctrica, donde las centrales de ciclo combinado se valen del carbón y del gas como combustibles. Las compañías eléctricas optarán por la alternativa más barata sumando en cada caso el coste adicional de los permisos de emisión de CO₂, teniendo en cuenta que el gas natural emite aproximadamente un tercio del dióxido de carbono emitido por el carbón por unidad de electricidad generada.[122]

En 2012, el colapso de los precios del gas natural debido a la irrupción del gas de esquisto, así como el relativo alto coste del petróleo, pusieron en el mercado grandes cantidades de aquel combustible a precios bajos. El diferencial de precio indujo a las compañías eléctricas a emplear la producción de sus centrales alimentadas por gas, normalmente reservadas para carga pico, como carga base. Ambos fenómenos de desplazamiento de la demanda deben considerarse temporales y sujetos a la relación de precios entre el gas y el carbón, igual que en el caso del etanol y la gasolina. La situación está gobernada por la mano invisible.

Pero también hay razones para creer que este desplazamiento de la demanda será permanente. En consecuencia, se han construido nuevas centrales alimentadas por gas para sustituir otras más viejas y menos eficientes, algunas de las cuales, además, debían cerrarse en aplicación de unas regulaciones medioambientales cada vez más rigurosas. En este caso gobiernan tanto la mano invisible como la mano visible de la regulación.

Según la EIA, el consumo de gas natural en EE. UU. para la generación eléctrica se incrementó en un 34 por ciento con respecto al año anterior, lo cual, considerando que la demanda eléctrica apenas experimentó ningún cambio, implica que dicho aumento de la demanda tuvo lugar a expensas del carbón. El exceso de oferta de este último combustible hizo que se crearan grandes existencias del mismo, las cuales, en combinación con los precios bajos y los fuertes «contangos», llevaron al cierre a los productores menos eficientes en costes.

Pero el colapso de los precios del carbón estadounidense lo hicieron muy competitivo en Europa.

Irónicamente, los precios del carbón en Europa siguieron siendo competitivos en relación con el gas, un fenómeno reforzado por Fukushima, la fuerte demanda de gas natural licuado y los altos precios del petróleo. Adicionalmente, el coste de los permisos de emisión europeos era bajo, lo que redujo la penalización por quemar carbón, y mantuvo en un nivel razonable los beneficios de las centrales de carbón, a la vez que reducía los de las plantas alimentadas con gas. El incremento en el uso de carbón hizo que las emisiones de CO₂ alemanas aumentaran en el período 2012-2013, al contrario de lo previsto.[123]

El desplazamiento del gas por el carbón en Europa era exactamente lo contrario de lo que estaba ocurriendo al otro lado del Atlántico, donde el gas era el que estaba desplazando al carbón. Y la menor demanda de gas natural en Europa suponía menor competencia por el gas licuado destinado a Japón, lo que mantuvo el precio del combustible por debajo de lo que hubiera sido el caso en otras circunstancias. Un perfecto ejemplo del funcionamiento del «dominó de la energía», moviéndose como el agua entre canalizaciones para responder a la demanda con el menor coste posible gracias a la flexibilidad del sistema.

El gas natural estadounidense desplaza al diésel en el transporte

En 2009, Warren Buffett adquirió el sistema ferroviario estadounidense, el segundo mayor consumidor de combustible diésel de Estados Unidos, sólo por detrás del ejército. Con 3100 millones de galones al año, el consumo del ferrocarril es equivalente al de 21 millones de hogares.[124]

Pues bien, resulta que esos trenes podrían funcionar con gas licuado, una tecnología probada y segura, en lugar de diésel. Pensemos en el ahorro que eso supondría para la compañía.

Y pensemos también en la cantidad de diésel que queda de repente disponible para el consumo, dentro o fuera de Estados Unidos. Cada barril de diésel no consumido por el ferrocarril es un barril disponible para la demanda incremental.

Y eso no ocurre únicamente con el ferrocarril. El crudo encuentra cada vez más competencia en el sector de los combustibles de transporte. Los coches de gas natural, eléctricos, híbridos, la tecnología de carbón a líquidos, de gas a líquidos, los biocombustibles, las pilas de combustible: la lista de nuevas tecnologías es larga. No está claro quién se va a llevar el gato al agua, pero es obvio que el crudo ya no goza del monopolio de otros tiempos.

El dominó de la energía y la posibilidad de que los productos del crudo queden desplazados de la demanda del sector del transporte puede tener enormes implicaciones para su precio.

La energía solar desplaza al crudo en la generación eléctrica saudita

Arabia Saudita es uno de los pocos países del mundo que continúa produciendo electricidad a partir del petróleo, y el extraordinario crecimiento de la demanda con respecto a la producción conlleva que dicho consumo empiece a notarse en la cantidad disponible para la exportación.

Como ya se comentó en capítulos anteriores, el coste de los paneles solares fotovoltaicos ha bajado gracias a los avances tecnológicos, la evolución de los precios de los insumos y el exceso de capacidad instalada, lo cual es un gran incentivo para países como Arabia Saudita, que recientemente ha anunciado la inversión de 109 000 millones de dólares en energía solar.

La cantidad de petróleo que ya no se necesite para la generación eléctrica se liberará en forma de productos refinados, equilibrando la balanza y aumentando la cantidad de dicho producto susceptible de ser exportada.

Las renovables desplazan al gas natural en la demanda pico de electricidad

Los precios bajos de la electricidad mayorista en Alemania son un claro reflejo de las nuevas dinámicas y del desplazamiento del gas natural, e incluso del carbón, en el suministro tanto de carga pico como de carga base.

A su vez, estos precios tan bajos de la energía tienen un gran impacto pues el excedente puede ser transferido de un país a otro y desplazar otras formas más caras de generación eléctrica. Así, Alemania ha estado exportando electricidad a Dinamarca, donde aproximadamente el 30 por ciento de la producción es de origen eólico.[125]

A medida que aumente el número de mercados con cuotas importantes de renovables, la posibilidad de «verter» electricidad de un país a otro se irá reduciendo —pues el otro tendrá también su cuota de renovables—, y en consecuencia la estabilidad de la red será un problema cada vez más importante.

Todo ello se traduce en un incentivo para el almacenamiento de energía, una nueva frontera para el mercado de la energía.

La «mano visible» de la regulación medioambiental desplaza al carbón

El desplazamiento forzoso del carbón en los países con sensibilidad medioambiental comporta un aumento de su disponibilidad para aquellos que buscan «crecer a cualquier coste medioambiental», como ha sido el caso de China y la India, lo que puede poner al límite a las nuevas economías emergentes.

La «mano visible» de la política desplaza a la energía nuclear

De modo parecido, la energía nuclear ha encontrado una importante reacción política después de Fukushima, que se ha traducido en cierres temporales y otras consecuencias a más largo plazo. En este caso, la destrucción de capacidad generadora de origen nuclear constituye una poderosa fuerza inflacionaria que probablemente encontrará respuesta por el lado de la oferta en forma de nueva capacidad de GNL. De modo que a corto plazo su efecto será una subida de los precios, pero a largo plazo existe la posibilidad de que tenga el efecto contrario y en grado extremo, especialmente si se cumple mi hipótesis de base y Japón retoma la generación de origen nuclear a corto o medio plazo, lo que trocará en excesiva la capacidad instalada y las inversiones comprometidas a nivel mundial.

La transmisión a la valoración de los activos

En 2012, el desplazamiento del carbón en favor del gas natural, y el descenso resultante en volumen, precios y previsiones, tuvo un impacto directo en la valoración de los productores de carbón. Las acciones de Peabody Energy, el mayor productor de carbón de Estados Unidos, cayeron más de un 60 por ciento.[126] Y así el dominó continúa su acción a través de múltiples canales, creando deflación a lo largo y ancho del sector.

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La «mano visible» de la regulación. Entorpecer

Uno de los castigos por renunciar a participar en política es acabar siendo gobernado por tus inferiores.

PLATÓN

La competencia es un regulador económico incompetente.

SAMUEL INSULL

La mezcla virtuosa de regulación y mercado libre

La regulación es compatible con los mercados libres. La regulación, bien hecha y orientada a favorecer la competencia y la eficiencia, no es mala. No es ningún obstáculo.

Cuando estamos conduciendo, las reglas y regulaciones apoyan la circulación. Las señales de tráfico, los límites de velocidad y las reglas de conducción están ahí para asegurar un tránsito libre.

La mezcla viciosa de política y regulación

Como comentábamos antes, el problema no es la regulación en sí misma. El problema surge cuando la regulación se enreda con objetivos políticos a corto plazo que pretenden imponerse a las fuerzas del mercado, y tratan de implementarse a través de políticas mal diseñadas. Como dijo en su día el antiguo secretario de Estado estadounidense Larry Summers, «las políticas que intentan frustrar la acción de las fuerzas del mercado raramente funcionan, y por lo general son víctimas de la ley de las consecuencias involuntarias».[127] Desafortunadamente, la historia de los mercados de la energía está plagada de ejemplos de este tipo.

Consideremos la prohibición del uso del gas natural para la generación eléctrica por parte del gobierno estadounidense, cuyo objetivo era proteger la industria nacional pero que acabó destruyendo la inversión en exploración y el desarrollo, originando cortes de suministro e incrementando tanto los precios como la dependencia exterior.

O pensemos en la regulación medioambiental dirigida a diversificar la cesta de combustibles y reducir la contaminación por medio de las energías renovables, que acabó generando un sistema mucho más caro por las subvenciones y contaminante por efecto del desplazamiento del gas natural por el carbón.

O pensemos en la desregulación de los precios de la electricidad en la California de los años noventa, que pretendía reducir el coste de la electricidad pero acabó incrementando los precios para los consumidores y conduciendo al sector energético a la quiebra.

La lista es larga.

En las secciones que siguen, examinaré algunos casos tanto positivos como negativos e identificaré algunas «lecciones aprendidas», con la esperanza de evitar que se repitan los errores del pasado.

Regulación que funciona. El win-win del «monopolio natural» en la generación eléctrica

A principios del siglo XX la industria de la generación eléctrica era muy ineficiente. Las compañías del sector desplegaban cada una su propio cableado y sus propias redes de distribución para llegar hasta los clientes, duplicando o triplicando el trabajo. El coste de la electricidad era alto y el servicio, pobre.

Samuel Insull propuso un modelo de regulación de la industria a través de un monopolio natural, en virtud del cual los precios de la electricidad eran fijados por una comisión estatal de servicio público (PUC, por sus siglas en inglés). El modelo permitía a las empresas trasladar el coste de producción a los consumidores —incluidos los procedentes de las centrales, el combustible y las operaciones— y sumarle una cantidad en concepto de «beneficio permitido». La PUC decidía cómo debían repartirse los costes entre las diferentes clases de consumidores, a saber: residenciales, comerciales e industriales.[128]

El monopolio natural permitió que la industria se expandiera sin encontrar apenas competencia, y concentrara por tanto sus esfuerzos en desarrollar economías de escala y en suministrar electricidad a un segmento cada vez más amplio del mercado, así como en la garantía del cumplimiento de sus obligaciones en el marco del «gran acuerdo» entre los suministradores y el gobierno, en virtud del cual aquellas se comprometían a cumplir su obligación de proveer un servicio fiable, universal y a un coste razonable.

Entre 1934 y 1970 los precios de la electricidad bajaron un 86 por ciento. El monopolio natural había funcionado. La industria se beneficiaba de economías de escala y costes bajos que invitaban a realizar grandes inversiones.

Pero en los años setenta y ochenta los costes de las nuevas centrales eléctricas empezaron a subir por varias razones. Los políticos creyeron que había que poner remedio a la situación.

La regulación ha jugado un rol clave en la reducción de las emisiones de carbono en los sectores del transporte y de la generación eléctrica.

Regulación de resultado pobre: los subsidios a las renovables

En 1978, se dictó la Ley de Políticas Reguladoras de los Servicios Públicos (PURPA, por sus siglas en inglés), la cual iba a convertirse en uno de los pilares fundamentales del sector de las renovables.[129] En virtud de esta ley, las compañías eléctricas estaban obligadas a comprar energía de instalaciones cualificadas (QF, por sus siglas en inglés), tales como proyectos de cogeneración o pequeñas instalaciones eólicas o hidráulicas, a un precio generoso basado en el «coste evitado», en el que se incluían los costes teóricos de construcción de nuevas centrales o de importación de electricidad.

A lo largo de los últimos treinta años, los gobiernos europeos han estado intentando desregular los mercados energéticos, privatizar compañías públicas y separar la generación eléctrica de su transmisión y distribución. Los objetivos eran aumentar la competencia y la eficiencia y rebajar los precios.

Como veremos con más detalle en el capítulo dedicado a las renovables, el crecimiento de la energía solar y eólica en Europa está empezando a tener un gran impacto en el sector, causando un perjuicio mucho mayor del esperado a las compañías eléctricas tradicionales y poniendo en jaque la fiabilidad del sistema a largo plazo. Desafortunadamente, también ha supuesto un gran aumento de las tarifas para consumidores. Todavía es pronto para decirlo, pero tal vez se cierna sobre la Europa «verde» otra crisis parecida a la de California.

Además de su alto coste, estos recientes desarrollos plantean la cuestión, y tal vez la necesidad, de regresar al modelo en el que las compañías eléctricas reciben una compensación por mantener la sobrecapacidad necesaria para cubrir la volatilidad causada por las intermitencias del sector de las renovables.

En el Reino Unido, por ejemplo, las seis grandes compañías eléctricas están protegidas por un acuerdo a largo plazo con el regulador sobre los precios, aunque sus márgenes de beneficio siguen siendo pequeños.[130]

En su conjunto, diría que el resultado es aún incierto. Hay claros beneficios derivados de la adopción en Europa de las energías renovables, pero la industria se enfrenta a serios retos. A menos que el regulador sea proactivo y se enfrente a ellos, se puede acabar con una situación como la californiana.

Regulación que no funciona: California

Durante los años noventa, el alto precio de la electricidad se consideró parcialmente responsable del estancamiento económico de California. Las compañías manufactureras se iban del estado, con la consiguiente pérdida de puestos de trabajo. El gobierno decidió hacer algo para rebajar los precios de la electricidad. Ese algo consistió en promover lo que se llamó según los casos «desregulación» o bien «reestructuración».

En 1992, y con el objetivo de rebajar los precios mediante un incremento de la competencia, la Ley Federal de Política Energética permitió a unos nuevos agentes, los «generadores minoristas», vender líneas de transmisión eléctrica reguladas por la ley federal.[131] Los minoristas no eran propietarios de la distribución pero podían vender directamente a los clientes finales, ya fueran compañías eléctricas o consumidores particulares.

Por primera vez desde la introducción del monopolio natural, los precios iban a ser determinados por el mercado y no por la PUC.

Pero la desregulación fue parcial.

Se desregularon los precios mayoristas, que quedaron así sometidos a las fuerzas del mercado.

Pero los precios minoristas permanecieron regulados. Los consumidores quedaron protegidos por precios fijos, que los volvían «insensibles» a la dinámica del mercado. Subieran o bajaran los precios mayoristas, los clientes finales seguían pagando un precio fijo regulado, la tarifa, sin darse cuenta de las vicisitudes del sistema.

California era muy dependiente de la energía hidroeléctrica, que proporcionaba hasta un 20 por ciento de la electricidad. Se trata de una energía barata y limpia, pero poco fiable.

Con el objetivo de recortar costes, las compañías eléctricas y los minoristas invirtieron agresivamente en centrales alimentadas por gas, aprovechando unos costes a la sazón bajos, la nueva y eficiente tecnología de las turbinas de gas de ciclo combinado y el hecho de que las centrales de ese tipo eran más baratas de construir y más rápidas de poner en funcionamiento. Algunas centrales alimentadas con carbón y poco eficientes fueron abandonadas y en su conjunto, la capacidad del sistema para suplir una caída brusca de la oferta de energía se redujo radicalmente.

En 2000, la combinación de una grave sequía, la ya mencionada falta de capacidad sobrante y el aumento progresivo y natural de los precios hizo que los precios mayoristas al contado aumentaran, en promedio, diez veces con respecto al año anterior. Al no poder trasladar el aumento de precio a los clientes finales, los generadores empezaron a acumular miles de millones de dólares en pérdidas. Las bajadas de tensión se volvieron algo habitual en California.[132] Pero las compañías eléctricas no podían hacer nada al respecto, salvo tratar de convencer al gobierno de que subiera las tarifas. El gobierno se negó, demasiado ocupado en echar la culpa a los especuladores.

En abril de 2001, PG&E, la mayor compañía eléctrica de California, se declaró en quiebra.[133] Otras le siguieron poco tiempo después. Las autoridades del estado tuvieron que intervenir y rescatar al sector, cómo no, con cargo a la deuda pública.

Lo que había empezado como una iniciativa bienintencionada había acabado siendo enormemente contraproducente.

«Un pequeño empujón»

La cuestión de la «libertad de elección» ha sido objeto de extenso debate. ¿Deben los consumidores decidir por ellos mismos, o debe hacerlo otro por ellos (el gobierno)?

Pero la cuestión de la libertad de elección no es siempre binaria. En su excelente libro Nudge («Un pequeño empujón», Richard Thaler y Cass Sunstein,[134] introdujeron la idea de que se puede mantener dicha libertad pero a la vez influir sobre ella para que se tome la mejor decisión posible.

Su análisis muestra que una elección nunca se presenta en una forma neutra. El modo en el que se plantea la cuestión suele llevar implícitos varios sesgos que pueden influir a la hora de tomar la decisión. Pensemos, por ejemplo, en una misma pregunta planteada como «inclusiva» o como «exclusiva». La mayoría prefiere el statu quo, de modo que la respuesta a una misma pregunta puede variar en función de cómo se plantea y de las opciones que se dan.

La cuestión se convierte ahora en cómo y de qué manera «dar un empujoncito» en la dirección correcta. Hay un amplio margen de aplicación en la regulación de los mercados.

El palo y la zanahoria

La intervención gubernamental toma múltiples formas. Los ejemplos en el seno del sector energético que hemos explorado anteriormente están basados en general en el cumplimiento de reglas estrictas. Pero como ya observó Platón, «la gente buena no necesita leyes para actuar responsablemente, mientras que la gente mala encontrará una manera de burlarlas». Incentivos («zanahorias») tales como las ventajas fiscales pueden incentivar el comportamiento adecuado.

Por ejemplo, muchos estados de Estados Unidos ofrecen incentivos financieros para la transición hacia el gas natural por medio de créditos fiscales.

Las sanciones (el «palo») son también una forma poderosa de asegurar que se produce el comportamiento deseado.

Ejemplos de ello son los mandatos gubernamentales sobre los biocombustibles, o el régimen europeo de intercambio de derechos de emisión.

La privatización no es lo mismo que la desregulación

La privatización consiste en un cambio de propiedad de manos públicas a privadas.

La desregulación consiste en la reducción o eliminación de la intervención gubernamental, habitualmente para promover la competencia en un sector.

En Estados Unidos, la desregulación cogió fuerza en los años setenta, y fue progresivamente aplicada en la industria del transporte, de la energía, de las comunicaciones y de las finanzas. Como resultado, el gobierno dejó de regular casi todo, desde los precios de los billetes de avión a los del gas y el petróleo, hasta la creación de canales de televisión o las comisiones de los brókers.

La desregulación iba generalmente acompañada de una privatización. En 1990, la primera ministra británica Margaret Thatcher inició un programa de privatizaciones en varios sectores, incluida la Junta Central de Producción Eléctrica (CEGB, por sus siglas en inglés), la cual controlaba los sectores de la generación y distribución eléctricas.[135] El gobierno británico asignó la actividad de generación eléctrica a tres empresas de titularidad privada y las empujó a competir entre ellas y con cualquier otro nuevo participante independiente en el mercado mayorista.

¿A qué estás dispuesto a renunciar?

Los políticos han querido conseguir los beneficios de una creciente capacidad de generación eléctrica sin asumir sus costes.

A principios de 2014, mi esposa me reenvió una de las mejores listas de propósitos de año nuevo que he leído nunca. Se titulaba «La pregunta más importante que te puedes hacer hoy», y su autor era Mark Manson. Tradicionalmente, los propósitos de año nuevo suelen responder a la pregunta: «¿Qué es lo que deseas conseguir?», con respuestas del tipo: «Quiero ponerme en forma», «quiero llamar más a mi madre», etc. Algunos van más allá e incluso concretan cómo, por ejemplo: «Me apuntaré al gimnasio» o «lo anotaré en el calendario». Pero esta lista era diferente. Preguntaba: «¿Qué estás dispuesto a sacrificar?». Era una disposición mental diferente. De inmediato pensé en mi buena amiga, «ya avanzada la cincuentena», que está hoy en mejor forma de lo que ha estado nunca. Tampoco está paranoica con el fitness. Sencillamente decidió llevar una vida más sana, despertándose cada día para correr o ir al gimnasio, y sus comidas son siempre ligeras y frugales. Sí, se ve y se siente estupenda. Pero no existen las «dietas mágicas» o las «máquinas mágicas de abdominales». No hay milagros. No hay atajos.

Lo mismo ocurre con la regulación y las políticas gubernamentales. El estado de California quería disfrutar de precios bajos pero no estaba dispuesto a asumir el sacrificio de subirlos a los consumidores minoristas. Si las fuerzas de mercado no están ahí para corregir los desequilibrios, los gobiernos no pueden disponer de mecanismos apropiados para suplirlos. Los regalos no existen.

La independencia del regulador

El Banco Central es un organismo independiente responsable de fijar la política monetaria de un país. La Reserva Federal («la Fed»), el BCE, el Banco de Inglaterra o el Banco Popular de China tienen como objetivo principal la estabilidad financiera y poseen poderosas herramientas para controlar directa o indirectamente los tipos de interés y otras variables clave tales como la inflación o el tipo de cambio. Controlan el «freno» y el «acelerador» monetario de la economía.

El Tesoro es el organismo gubernamental responsable de fijar la política fiscal. El Departamento del Tesoro estadounidense o el Ministerio de Economía tienen como principal objetivo establecer y cumplir presupuestos y disponen de herramientas tales como el nivel impositivo o la deuda pública. Controlan el «freno» y el «acelerador» fiscal de la economía.

Pero el gobierno tiene una agenda política, generalmente a corto plazo, orientada a la reelección. En consecuencia, intentará emplear todos los medios posibles para alcanzar la reelección, lo que habitualmente toma la forma de medidas políticas cortoplacistas o populistas.

En obediencia a estos intereses es habitual el ejercicio de presión política sobre el Banco Central. La credibilidad y la independencia del Banco Central varían de un país a otro. En Estados Unidos, el presidente del país propone un candidato a la presidencia de la Fed. Desde luego hay libre elección, pero los «empujoncitos» están a la orden del día.

De forma parecida, en los mercados energéticos se da una combinación de organismos independientes y gubernamentales.

El Departamento de Energía (DOE) pertenece a esta segunda clase. Como tal, tiene una agenda política. A fecha de marzo de 2014, el DOE ha autorizado a siete terminales para que exporten gas natural licuado a países externos a la FTA.[136] Estos permisos han adquirido mayor importancia a raíz de la anexión rusa de Crimea, dado que las exportaciones de gas natural licuado de Estados Unidos se consideran una herramienta geopolítica en un contexto de reducción de la dependencia europea del gas natural ruso. Los debates anteriores se centraban en los beneficios para la economía estadounidense, pero la geopolítica se está erigiendo en factor decisivo en la decisión.

Pero los permisos del DOE no son suficientes. Los proyectos necesitan la aprobación de la Comisión Federal de Regulación de la Energía (FERC, por sus siglas en inglés). La FERC tiene potestad sobre la localización, la construcción y la puesta en operación de las instalaciones, además de realizar evaluaciones de impacto medioambiental. La obtención del permiso para operar (y la solicitud misma) constituye un proceso largo que tiende a costar decenas de millones de dólares.[137]

Estos diferentes niveles de autorización son una espada de doble filo, pues por un lado pueden aumentar los costes y retrasar los proyectos, pero también aportan un mayor nivel de análisis experto y una perspectiva más a largo plazo que cualquier consideración política.

Si hubiera que retirar niveles de autorización, deberían ser los gubernamentales y no los independientes.

El ciclo político es demasiado corto

Siempre he pensado que uno de los grandes problemas del sistema actual es que el ciclo político es demasiado corto. Cuatro años no es tiempo suficiente para implementar determinadas políticas.

El primer año de un gobierno generalmente se emplea en situarse. El último suele estar enfocado en la reelección. Eso deja sólo dos años para intentar hacer cosas. En la práctica, incluso si se toman las decisiones correctas, el resultado puede no percibirse hasta pasados muchos años. Como consecuencia, hay una tendencia importante al «apaño a corto plazo».

¿Cuál es la manera más rápida de generar actividad económica? Fácil. Incrementar la deuda pública y gastarla en infraestructuras. Un país como España tiene una de las mejores infraestructuras de transporte del continente, con puentes y túneles faraónicos. Que estas inversiones vayan a recuperarse nunca es muy complicado. Pero los mercados forzaron el fin del ciclo de «pide prestado y gasta» y obligaron a tomar unas medidas de austeridad muy necesarias, aunque también muy controvertidas. En energía es similar. Los gobiernos incentivan el sobrecoste y exceso de capacidad porque «alguien» lo paga siempre. Y el largo plazo lo justifica casi todo.

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La guerra contra la contaminación también aplana

La niebla contaminada es una señal de alarma natural contra el desarrollo ciego e ineficiente.[138]

LI KEQIANG, primer ministro chino

La guerra contra la contaminación también aplana

En marzo de 2014, el primer ministro chino Li Keqiang abrió la reunión anual con los 3000 delegados con una declaración de guerra: la «guerra contra la contaminación».

Durante décadas, China ha impulsado un crecimiento económico alimentado por combustibles «baratos y sucios» e ignorado las consecuencias a largo plazo sobre la salud de sus habitantes. «Declaramos resueltamente la guerra a la contaminación igual que declaramos en su día la guerra a la pobreza». Hasta entonces el «coste oculto» de quemar carbón había sido prácticamente ignorado, pero cada vez se hace más patente que puede convertirse en una pesada carga en los próximos años, considerando la pirámide de población china y la política de hijo único.

La guerra china contra la contaminación pretende reformar los precios de la energía para incentivar la generación eléctrica de fuentes no fósiles y reducir la capacidad en los sectores del cemento y del carbón, que constituyen fuentes importantes de contaminación atmosférica. El crecimiento chino será más «verde». Se prestará mayor atención a la eficiencia energética y a las tecnologías limpias. El ejemplo chino tendrá una gran influencia en todo el mundo.

La historia se repite. El testigo será recogido ahora por el siguiente país dispuesto a crecer a cualquier precio y a ignorar las consecuencias a largo plazo sobre su propia población y sus propios recursos.

Y no se trata solamente de la contaminación atmosférica.

China también sufre graves problemas de contaminación del agua y del suelo. La Comisión Nacional de Reforma y Desarrollo, encargada de la planificación económica, declaró en febrero de 2014 que también tomaría medidas este año para corregir la contaminación de origen agrícola, incluida la contaminación del suelo por culpa de los metales pesados, y el gobierno anunció que iba a gastar 2 billones de yuanes, o 330 000 millones de dólares, en un plan de acción para reducir la contaminación de sus escasos recursos hídricos.

China es, por mucho, el mayor contaminador del mundo.

De acuerdo con las estimaciones de la base de datos EDGAR, creada por la Comisión Europea y la Agencia Neerlandesa de Evaluación Medioambiental, las emisiones anuales de CO₂ en toneladas durante el año 2012 fueron las siguientes:[139]

Una parte significativa de la contaminación procede de las centrales de carbón chinas. China es el mayor consumidor mundial de carbón, con el que satisface el 70 por ciento de las necesidades energéticas del país.

En un discurso cargado de simbolismo, como un alcohólico que admite en público su adicción, ese «declaramos resueltamente la guerra a la contaminación igual que declaramos en su día la guerra a la pobreza» del primer ministro Li es un importante paso adelante, y un reconocimiento del obvio y tangible impacto que los peligrosos niveles de contaminación están teniendo en todo el país.

Unos meses antes, en octubre de 2013, la ciudad de Harbin, en el norte de China, conocida como «la ciudad de hielo» y donde la calefacción se usa durante más de seis meses al año, sufrió una densa ola de smog.

La visibilidad decayó a 50 metros, y las autoridades obligaron a aterrizar a los aviones. Se cerraron más de dos mil escuelas. Los niveles oficiales de materia particulada del tipo PM2,5 aumentaron hasta alcanzar un récord de 1000 microgramos por metro cúbico, 40 veces más que los niveles diarios recomendados por la OMS.[140]

Y quién sabe cuáles fueron los niveles reales.

Recuerdo que mis viajes regulares a Pekín y Shanghái siempre empezaban del mismo modo. Nada más aterrizar me recibía un fuerte olor a quemado que no me abandonaba en todo el día. Y durante el invierno era aún peor. En una ocasión, a pleno mediodía, todo se volvió oscuro. Parecía un eclipse total. El conductor puso las luces sin pestañear. Le parecía normal. Miré la hora, le pregunté a mis colegas qué estaba ocurriendo, y me dijeron que era habitual que pasara eso en Pekín. Me quedé estupefacto. Resultaba surrealista.

Más recientemente, a insistencia de la comunidad de expatriados que no se creía las lecturas oficiales, la embajada de Estados Unidos empezó a hacer públicas lecturas propias que mostraban niveles de contaminación superiores a los oficiales. En enero de 2014, Pekín salió en los periódicos cuando sus niveles de contaminación alcanzaron tal punto que sobrepasaron la parte superior de la escala del Índice de Calidad del Aire de la Agencia de Protección del Medio Ambiente estadounidense. Hay incluso una app que muestra uno y otro valor. Compruébelo usted mismo.

La contaminación china se ha acelerado en los últimos años, pero viene siendo un problema desde hace décadas. El gobierno distribuyó carbón gratis para la calefacción de casas y oficinas en el norte de China entre 1950 y 1980. Harbin, Pekín y la vecina Tianjin se cuentan entre las ciudades más contaminadas del mundo, y el impacto sobre la salud es enorme. Las investigaciones publicadas en los Proceedings of the National Academy of Sciences en julio de 2013 mostraron que la contaminación ha hecho que la esperanza de vida en el norte de China sea 5,5 años menor que en el sur.

La reducción en la esperanza de vida es sólo la punta del iceberg del impacto y el coste social de la contaminación, que incluye tanto la pérdida de vidas humanas como las enfermedades, la pérdida de calidad de la vida y el impacto económico.

Las naciones desarrolladas han aprendido que los costes a largo plazo del «crecimiento por el crecimiento» pueden ser mucho mayores que sus beneficios a corto plazo. La guerra de China contra la contaminación es un paso importante. Más vale tarde que nunca. El tiempo dirá cuán seria y exitosa es. Pero tristemente, estas dolorosas lecciones pueden no disuadir a otros países emergentes de emprender el mismo camino autodestructivo.

Para mí hay claras semejanzas entre el carbón y el tabaco. Todo el mundo sabe que es malo para la salud, pero se tardaron décadas en prohibir su consumo en espacios públicos. La prohibición de fumar en California en 1998 tuvo un gran impacto y aceleró el proceso en otros estados y países.[141] Pero recuerdo una visita a la sala de trading de nuestra oficina de Madrid en los años noventa y todo aquello era una gran nube de humo. El consumo pasivo de tabaco era un problema importante. California fue la primera en tomar medidas. Otras regiones y países del mundo siguieron su estela. Pero mientras el mercado se iba cerrando para la industria del tabaco en algunas zonas del mundo, ésta se expandía en los países emergentes. A día de hoy, China es el mayor consumidor y productor de tabaco del mundo, con más de 350 millones de fumadores.[142] China produce el 42 por ciento de todos los cigarrillos del mundo y la Corporación Nacional del Tabaco de China es, por ventas, el mayor productor del mundo de productos relacionados con el tabaco, con un monopolio en China continental que genera entre el 7 y el 10 por ciento de los ingresos gubernamentales.[143]

La India, dada su gran población, jugará un papel clave. Su necesidad de crecimiento y desarrollo les pone en la misma situación que China, pero su clima es más favorable.

Pero la historia nos enseña que los países tienden a actuar sólo cuando se ven obligados a hacerlo. Estados Unidos y el Reino Unido han mostrado el camino a seguir.

Un doctorado en burocracia

Creo en el principio de utilizar los mercados para reducir la contaminación y revertir el cambio climático, pero la realidad nos muestra que «el diablo está en los detalles».

El régimen europeo de intercambio de derechos de emisión fue introducido a mediados de la década de dos mil. Se otorgaron permisos a las compañías en función de su supuesta huella de carbono, y las compañías que pretendían emitir más CO₂ del que se les había asignado tuvieron que ir al mercado y comprar dichos derechos.[144] Igual que en el juego de las sillas, se suponía que había menos sillas que gente, o en este caso, menos derechos que contaminación. El coste de mercado de los permisos iba a incentivar la eficiencia, los combustibles limpios y las nuevas tecnologías.

La idea tenía sentido e incentivaba un comportamiento más limpio, pero también tenía carencias importantes.

Para empezar, sólo incluía la Unión Europea. Ninguno de los mayores contaminadores del mundo quiso participar. Europa quería «liderar con el ejemplo», pero lo más probable era que el impacto fuera mínimo al no imponer ningún control sobre los demás contaminadores. Por otro lado, Europa perdía competitividad al añadir costes medioambientales «artificiales» a la generación. Se trataba de un coste muy real, y sería repercutido sobre los consumidores con un buen pellizco además para las compañías eléctricas.

En segundo lugar, los permisos fueron asignados sobre la base de los niveles históricos de contaminación, lo que incentivaba la trapacería. Con el tiempo se hizo evidente que muchas compañías habían hecho trampa al comunicar niveles históricos de contaminación mayores que los reales, y obtenido por ello más permisos.[145]

En tercer lugar, las reglas no eran demasiado claras y a veces parecían cambiar. Hubo retrasos en los sistemas de compensación y en general mucha confusión. «Necesitas un doctorado en burocracia», solía decir, por lo difícil que resultaba estar al día de los cambios.

Pero la idea fue bien acogida y el régimen empezó bien, con un buen nivel de intercambio entre los participantes del mercado. El precio de las emisiones se negociaba con fluidez entre los 15 y 30 euros, más o menos a igual distancia del límite mínimo de cero y el máximo de 40 euros por tonelada. Los hedge funds se sumaron a las compañías energéticas buscando beneficios y aportando liquidez al conjunto.

Se suponía que el régimen iba a durar tres años, y que los permisos no ejercidos durante ese primer período se iban a perder. Esta «regla del juego» originó dos posibles soluciones. Un número demasiado alto de permisos los haría inútiles. Un número demasiado bajo los haría merecedores del cupo de 40 euros por tonelada.[146] Una diferencia importante. El juego estaba de algún modo «condenado», dado que ambos escenarios serían problemáticos. Al final, el primer período terminó con un exceso de permisos, lo que les hizo perder su valor hasta los 5,8 euros por tonelada en agosto de 2014. Algunos dirán que el exceso de permisos fue un éxito, pero otros argumentan que dicho exceso fue fruto de la excesiva cantidad de permisos asignada en origen y que se sabía fruto de las trampas, lo que dejó un mal sabor de boca.

Un error, un mal juego y unas reglas complejas.

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Todos contra el carbón… pagado por usted

No todo el carbón que se extrae calienta el mundo.

MARY HARRIS JONES[147]

El carbón es mucho más fácil y barato de transportar y almacenar que el gas natural.

Y ciertamente no se prevé que vaya a haber escasez de carbón.

En los últimos años, a pesar de un aumento del PIB global del 3 por ciento y del 7 por ciento en China, que consume el 50 por ciento del carbón mundial a un ritmo que crece entre un 6 y un 7 por ciento anual, la oferta de carbón se ha mantenido holgada,[148] con los inventarios a un 83 por ciento de su capacidad y un exceso estructural de oferta del 20 por ciento.[149]

Mirando al futuro, la AIE estimó en 2013 que el consumo de carbón iba a incrementarse un 2,3 por ciento al año hasta alcanzar 6350 millones de toneladas en 2018, por debajo del incremento del 2,6 por ciento estimado un año antes para el período 2012-2017 y claramente por debajo del 4 por ciento de crecimiento anual que se esperaba hace unos años. ¿Crisis? ¿Ciclo? No; eficiencia y sustitución.

A lo largo de la última década, la infraestructura productiva se ha ido construyendo en respuesta a fuerzas «supercíclicas» y de un repunte de la demanda y los precios.

El mercado del transporte marítimo mundial se ha desarrollado en dos regiones diferenciadas: el Atlántico y el Pacífico, con Sudáfrica como productor compensador entre ambas.

En la región del Atlántico, Europa ha sido un gran importador de carbón americano y africano transportado por mar, pero también produce e importa carbón del continente, en especial de Rusia.

La dependencia europea del carbón está decreciendo, pero sus importaciones aumentan. Esta dinámica refleja el hecho de que el carbón se ha mantenido como la más barata de las fuentes de energía y la más importante de ellas en lo tocante a la generación de carga base. Las compañías eléctricas europeas, sin embargo, se muestran reticentes a construir más centrales basadas en esta tecnología.

En la región del Pacífico, China y la India han sido grandes importadores de carbón transportado por mar, principalmente de Australia e Indonesia.

La contaminación y la tecnología

La «mano visible» de la regulación introducida a través de las leyes «de aire limpio» ha contribuido poderosamente a la reducción de la contaminación procedente de las centrales alimentadas por carbón.

En los últimos veinte años, la emisión de partículas se ha reducido en un 99,9 por ciento. El dióxido de azufre (SO₂) se ha reducido en un 99 por ciento, y los óxidos de nitrógeno (NOx) en un 95 por ciento. Pero reducir la cantidad de dióxido de carbono (CO₂) es un problema más complejo y difícil.[150]

Por el lado de la generación eléctrica, continúan los esfuerzos por mejorar la eficiencia y reducir la contaminación. La última generación de centrales ultrasupercríticas emiten un 40 por ciento menos de CO₂ que las construidas hace veinte años.

Por el lado del carbono limpio, la atención está puesta en las tecnologías de captura y almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés), diseñadas para capturar el CO₂ y enterrarlo bajo tierra. Lo bonito de este proceso es que cierra un «círculo completo del carbono», mediante el cual el carbono es extraído de la tierra, quemado, capturado y nuevamente enterrado, de modo que no permanece en la atmósfera. La tecnología existe, pero el problema es el coste y el tamaño requerido. Si nos basamos en la tecnología actual y su estructura de costes, se estima que doblaría el coste de la generación de energía alimentada por carbón.

Limitaciones normativas a las centrales de carbón

Las «manos visibles» de los gobiernos pueden ser más rápidas y efectivas que intentar dar con complejos mecanismos de asignación de derechos de emisión.

Incluso China ha introducido prohibiciones a la creación de nuevas centrales alimentadas por carbón cerca de Pekín, Shanghái y Guangzhou, reconociendo así que ese tipo de plantas son una de las fuentes más importantes de los graves problemas de contaminación chinos, junto a las emisiones de los vehículos y las fábricas.[151]

Licencias para nuevas plantas de carbón. La NDRC está estudiando una estrategia de máximos permitidos para limitar el uso del carbón, incrementar la eficiencia del sistema, cerrar las centrales ineficientes y fomentar la sustitución de combustibles.

Límites absolutos estrictos. La estrategia persigue también imponer reglas y objetivos de emisión más estrictos, así como penalizaciones más severas para las violaciones, a la vez que se incrementan las fuentes de generación distintas del carbón. El plan a doce años para la prevención y el control de la contaminación en zonas clave incluye experiencias piloto de límites máximos de carbón en localizaciones específicas. Parte de la estrategia exige la retirada de centrales de generación eléctrica ineficientes y otras instalaciones industriales, en especial las fábricas alimentadas con carbón que son responsables de una parte importante de la contaminación.[152]

Las emisiones de carbono no son las únicas que plantean un problema de contaminación para China. También deben tenerse en cuenta las emisiones de dióxido de azufre y de óxidos de nitrógeno, ambos subproductos de la quema de carbón, y que pueden causar lluvia ácida, smog y, en combinación con la materia particulada, en especial de tipo PM2,5, producen graves daños al medio ambiente así como problemas respiratorios y de salud.[153]

Los subsidios al carbón

Históricamente, la «mano visible» del gobierno chino ha incentivado comportamientos indeseables. Los subsidios al carbón suponen un incentivo para que los consumidores quemen más.

En enero de 2014, China anunció un nuevo plan de reducción al 65 por ciento de la cuota del carbón dentro de la cesta energética de aquel año, partiendo del 65,7 por ciento del año anterior, para así mejorar la calidad del aire en las ciudades más importantes. Sin embargo, los productores chinos de carbón todavía reciben importantes subsidios que les mantienen en el negocio a pesar de obtener retornos muy bajos a la inversión. La producción china de carbón creció muy ligeramente en 2013 hasta alcanzar los 3700 millones de toneladas cúbicas, en un contexto adverso a causa del descenso de los precios. Las grandes productoras aumentaron la producción con el objetivo de ganar cuota de mercado, mientras que las más pequeñas, que carecen del apoyo de los gobiernos locales, tendieron en general a recortarla. En conjunto, se prevé que la producción china siga creciendo en 2014 y 2015 de la mano de mejoras en el ferrocarril que ayudarán a reducir el coste del transporte hasta las regiones demandantes. En la región de Shanxi, sin embargo, es posible que la producción disminuya por primera vez en los últimos cinco años, al haber varios pequeños productores en riesgo de quiebra.[154]

El carbón frente al gas natural

En el corto plazo, la batalla por la cuota de mercado en la capacidad instalada de generación eléctrica viene sobre todo determinada por los precios del combustible. Desde 2009, gracias a unos precios menores y más estables del gas natural norteamericano, las centrales de ciclo combinado han ido ganando competitividad con respecto a las de carbón. En 2012, cuando el precio del gas natural alcanzó un mínimo histórico, hubo muchos meses durante los cuales el desplazamiento del carbón por el gas natural se extendió por todo el país.

En el largo plazo, la cuota de mercado dependerá tanto de la capacidad de generación disponible para cada combustible como de la intensidad con la que se desarrolle una y otra. En los últimos veinte años, el gas natural ha sido el combustible preferido para la construcción de nuevas centrales eléctricas. De 1990 a 2011, el 77 por ciento de la nueva capacidad instalada fue en forma de centrales de gas natural, en muchos casos centrales muy eficientes de ciclo combinado.

La EIA calcula que la cuota del gas natural en la generación total de electricidad subirá del 24 por ciento de 2011 al 40 por ciento en 2040. Se espera que el carbón decrezca del 51 por ciento en 2003 al 42 por ciento en 2011 y al 35 por ciento en 2040. Pero eso son sólo estimaciones, y todavía pueden producirse cambios importantes en la contratación de capacidad nueva. Para empezar, hay una importante incertidumbre acerca de la evolución de los precios relativos del carbón y el gas natural, así como sobre el crecimiento futuro de la demanda eléctrica. La revolución silenciosa y la expansión de la red de gasoductos ha incrementado la fiabilidad del suministro de gas natural y reducido su precio.

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Las renovables al ataque. Desinflación por tecnología

Nadie puede embargarnos el Sol.

JIMMY CARTER, junio de 1979

La planificación centralizada es tan fútil como atarse unas alas y pretender volar como un pájaro. Y potencialmente igual de calamitoso.

DON BOUDREAUX

Los molinos de viento de Don Quijote

Mientras sobrevolaba el norte de España, las inacabables hileras de molinos de viento me recordaban aquel capítulo de Don Quijote donde el legendario caballero loco ataca a unos molinos creyendo que son gigantes. Corría el año 2007. España estaba en pleno boom. «Vamos a superar a Alemania en renta per cápita», dijo el presidente del gobierno; «el pura sangre español es imparable» aseguró un economista nacional… y en este contexto de superpoderes de crecimiento, estaba previsto que la demanda de electricidad creciera un 2 por ciento anualmente hasta 2015; una previsión que se tenía por conservadora.[155]

Pero la economía española no era el gigante que Don Quijote creyó ver. Y tampoco era ni mucho menos imparable. En realidad, el crecimiento había sido impulsado por una enorme burbuja inmobiliaria cuyo estallido abocó el país a la crisis económica y la recesión.

Pero a pesar de la crisis y de la ya entonces evidente sobrecapacidad de generación eléctrica, entre 2007 y 2012 España instaló 21 gigavatios de capacidad eléctrica adicional de fuentes renovables gracias a unos subsidios de apenas 9000 millones de euros al año, los más generosos de la OCDE.

Y la demanda de electricidad en España no aumentó, sino que cayó. En 2013, el consumo eléctrico había retrocedido a niveles de 2005.

Pero de algún modo, y a pesar del aumento de la capacidad y de la congelación de la demanda, los precios minoristas habían crecido un 70 por ciento hasta 2008. ¿La razón? Los subsidios.

Precios de la electricidad negativos

El 16 de junio de 2013, el precio mayorista de la electricidad en Alemania cayó hasta menos 100 euros por megavatio y hora.[156] Es decir, las compañías generadoras estaban distribuyendo electricidad a los consumidores gratis y pagando una compensación a la red para que se quedaran con su electricidad.

Era un domingo soleado y fresco. La demanda era baja, pero los generadores solares y eólicos producían gran cantidad de energía. Las centrales nucleares y de carbón habían sido diseñadas para asegurar la carga base y no podían reducir la producción con facilidad, lo que trasladaba el peso del ajuste a las centrales de gas, cuya producción cayó en picado.

La demanda de electricidad no es constante; cambia con el tiempo en respuesta a factores diarios y estacionales.

La demanda de carga base refleja las necesidades energéticas básicas en todo momento, y su provisión ha recaído históricamente en las centrales nucleares y de carbón, en parte porque sus costes de funcionamiento son bajos y en parte por dificultades técnicas para hacer que detengan su producción.

La demanda pico de energía es la electricidad extra que se necesita en algunos momentos del día o del año, y tradicionalmente su provisión ha recaído en el gas natural y la hidroelectricidad, que son más fáciles de ajustar. En los países cálidos, los picos de demanda suelen darse alrededor del mediodía a causa del aire acondicionado de oficinas e instalaciones. En los países fríos la demanda tiende a ser más homogénea a lo largo del día.

Los precios negativos son una parte del juego del mercado eléctrico. Su función es forzar que los generadores reduzcan la producción para no sobrecargar la red.

Desde el punto de vista medioambiental y del consumidor, el crecimiento de la industria de las renovables parece un triunfo. A fin de cuentas, se trata de una tecnología más limpia con cero emisiones de carbono. Y de acuerdo con lo observado en Alemania, ayudan a reducir los precios mayoristas de la energía. ¿Estamos ante una mejora evidente o hay costes ocultos y consecuencias imprevistas a largo plazo?

Desde la perspectiva de las compañías eléctricas tradicionales, las renovables han sido un absoluto desastre. En los períodos de precios negativos pierden un montón de dinero. Los precios negativos implican que las compañías eléctricas gestionan un negocio «anormal», diferente a aquel en que los consumidores pagan por los servicios de acuerdo con la cantidad consumida. Y más allá del riesgo puntual de experimentar precios negativos, las renovables han cambiado las reglas del juego energético y planteado retos de gran calado para el futuro de la industria.

Como no podemos controlar cuándo brilla el Sol o sopla el viento, existe el riesgo de que las compañías eléctricas «de toda la vida» sean sustituidas por fuentes de energía más caras, más intermitentes y menos fiables, lo que conlleva el riesgo potencial de desestabilizar la red y originar apagones y cortes de suministro.

El colapso de las valoraciones de las eléctricas europeas

Desde el pico de 2008, las veinte mayores compañías eléctricas han perdido más del 50 por ciento de su valor bursátil, llevándose por delante valoraciones de activos por un total de 500 000 millones de euros.

Su reputación crediticia también ha sufrido. En 2008, las diez mayores compañías eléctricas de Europa tenían calificaciones de A o mejores. Ahora sólo las tienen cinco.

Y las perspectivas no son optimistas para el valor de sus activos o su capacidad de endeudamiento. En palabras del director financiero de RWE, la segunda mayor eléctrica de Alemania: «Dicho con toda franqueza, la generación eléctrica convencional, como unidad de negocio, está luchando por su supervivencia económica».

Pero la culpa no reside enteramente en las renovables.

Durante la década de dos mil, creyéndose los «pronósticos diplomáticos» que apuntaban a una demanda siempre creciente de electricidad, las compañías eléctricas sobreinvirtieron sin mesura en capacidad de generación basada en combustibles fósiles, que aumentó un 16 por ciento en el conjunto de Europa y hasta un 91 por ciento en el caso español.

Pero la demanda no creció como se esperaba y todavía sufrió más con la crisis financiera, agravando así los desequilibrios. La Agencia Internacional de la Energía prevé que la demanda total de energía europea disminuya un 2 por ciento entre 2010 y 2015.

El crecimiento de las solares y las eólicas fue sólo «otro clavo en el ataúd de las eléctricas» al aumentar la sobrecapacidad todavía más. En Alemania, la capacidad de origen renovable representa casi el 50 por ciento del total. En España e Italia, el 33 por ciento. La capacidad total, renovables incluidas, está bastante por encima de la demanda pico en los tres países.

Los menores precios al mayor han castigado la rentabilidad. Según Bloomberg New Energy Finance (BNEF), entre el 30 y el 40 por ciento de las centrales eléctricas convencionales de RWE están perdiendo dinero.

Las renovables han cambiado las reglas de la generación eléctrica

En los años ochenta, cuando el mercado estaba regulado y todavía no se había producido crecimiento exponencial de las renovables, el negocio de la electricidad era relativamente simple. La progresiva desregulación del sector introdujo la «mano invisible» del mercado, que incentivó la generación en función del coste marginal de producción, de modo que las nucleares y el carbón quedaron como proveedores principales del suministro de carga base.

Pero en la década de dos mil, el crecimiento de las renovables cambió las reglas del juego de varias formas.

Cambio de regla 1. Prioridad de red

En su día se dio a las renovables «prioridad de red», es decir, se estableció que la red tiene que aceptar su electricidad primero.

El cambio se introdujo por vía normativa para incentivar el desarrollo de renovables en Europa.

Eso significa que la energía renovable será carga base y la primera en satisfacer la demanda eléctrica sin importar el nivel de dicha demanda o los precios de la misma.

Cambio de regla 2. Provisión de carga base intermitente

Históricamente, la oferta de carga base era estable y predecible.

El crecimiento de la energía solar y eólica implica que la carga base es ahora más dependiente del clima y por tanto más intermitente e impredecible.

Además, la energía eólica puede introducir una «correlación errónea» en el sistema, pues en los períodos de altas temperaturas, cuando la demanda de refrigeración es alta, el viento tiende a amainar. Y lo mismo ocurre cuando las temperaturas son bajas. Lo cual significa que la energía eólica puede no estar ahí cuando más se le necesita, exacerbando los desequilibrios en los picos de demanda.

Cambio de regla 3. Tarifas de alimentación generosas

Una tarifa de alimentación (FIT, por sus siglas en inglés) prima, o subvención, es una herramienta de política energética diseñada para incentivar las inversiones en energías renovables y que consiste en ofrecer contratos a largo plazo con compensaciones en función de los costes que proporcionan seguridad a los inversores.[157]

Cambio de regla 4. Los FIT no dependen de los costes marginales

Las FIT se ajustan normalmente para reflejar los costes relativos de cada tecnología. Por ejemplo, a la energía eólica, que es más barata, se le asigna una menor cantidad de kWh que a otras tecnologías más caras como la solar o la mareomotriz.

Pero las FIT de cada tecnología son relativamente estáticas y reaccionan con lentitud a los cambios que se producen en la industria y en los costes marginales de producción. Ello tiene importantes consecuencias, en especial para la energía solar.

Cambio de regla 5. Los gobiernos y los consumidores pagan los subsidios

En Alemania, los subsidios a las energías renovables ascienden a 16 000 millones de euros anuales, y van en aumento. La cantidad acumulada hasta el momento es de 60 000 millones.

Pero es importante diferenciar entre la redistribución de la riqueza y el endeudamiento.

Los subsidios a los combustibles fósiles otorgados por Irán, Arabia Saudita, Rusia o China, por nombrar unos pocos, salen de los ingresos que esos países reciben de las ventas de energía o de los superávits públicos. Esos subsidios tienen como objetivo la redistribución de dichos ingresos.

En cambio, los subsidios europeos y estadounidenses a las renovables proceden de la asunción de deuda y de la creación de déficits públicos en dichos países.

Como explicaré con detalle en el capítulo dedicado a la «mano visible» de la intervención gubernamental, mi visión personal es que los subsidios no son buenos y deberían ser suprimidos en todas partes. Del primero al último. En lo que sigue abordaré las consecuencias involuntarias y los efectos de segundo y tercer orden derivados de los subsidios y la intervención.

Cambio de regla 6. Los gobiernos pueden cambiar las reglas en cualquier momento

Warren Buffett advertía que «existen dos reglas básicas para invertir. La primera, nunca pierdas dinero. La segunda, nunca olvides la primera». Del mismo modo, cuando se trata de gobiernos y regulaciones existe la regla no escrita que dice: «Nunca olvides que los gobiernos pueden cambiar las reglas en cualquier momento, sin previo aviso y sin compensación».

Implicaciones de las nuevas reglas

Implicación 1. Hay sobrecapacidad de energía renovable

Las FTI han sido por lo general muy generosas.

El aumento de los precios de la energía a mediados de la década de dos mil aceleró el crecimiento y multiplicó los apoyos de las renovables como fuente de generación segura y respetuosa con el medio ambiente. Pero esos mismos precios altos ya estaban haciendo parte del trabajo por sí solos, al acortar la distancia entre el coste de las renovables y el de la energía convencional.

En el caso de la energía solar, las FIT no se ajustaron con la rapidez suficiente para reflejar la caída generalizada de los costes en la industria, lo que originó altísimos retornos esperados de la inversión para períodos de diez-veinte años y provocó una expansión masiva de las instalaciones fotovoltaicas.[158]

Implicación 2. Aumenta el riesgo de que haya precios negativos

Históricamente, la provisión de carga base era predecible. Cualquier alteración del suministro debida a cortes en la generación o la distribución se resolvía en una reducción del suministro y un aumento del precio.

Pero con las nuevas reglas, el suministro de carga base es intermitente y menos predecible. Las alteraciones del suministro debidas a una generación de carga base mayor que la prevista añaden una nueva dimensión al problema. Eso fue lo que ocurrió el 16 de junio de 2013 en Alemania. Los períodos de fuerte generación eléctrica por parte de fuentes solar o eólica pueden causar situaciones de exceso de oferta y reducción de precios. Y dado que el precio de la generación eléctrica no tiene suelo, la probabilidad de que se den precios negativos se ha incrementado notablemente.

Implicación 3. La generación alimentada con gas está siendo desplazada

La capacidad de generación eléctrica tradicional basada en el gas y el carbón se está teniendo que adaptar a la generación más volátil y dependiente de la meteorología propia de la energía solar y eólica.

El crecimiento exponencial de las renovables es un hecho que ya no puede ignorarse y las centrales alimentadas con gas están siendo desplazadas y cerradas, pero pueden ser necesarias en picos de demanda o en períodos durante los cuales las renovables no sean productivas.

Implicación 4. El desplazamiento de la generación alimentada con carbón añade nuevos costes y volatilidad

La creciente capacidad solar y eólica implica que la reducción de la producción o incluso el apagado completo de los generadores alimentados por gas puede no ser suficiente, y será preciso apagar también algunos de los generadores alimentados con carbón. Esta circunstancia es problemática y puede tener un alto coste debido a que es difícil reducir la capacidad de las plantas alimentadas con carbón. Como resultado, los precios de la electricidad se vuelven más volátiles.

Implicación 5. Erosión de los precios (y los beneficios) de la demanda pico

A pesar de los bajos ratios de utilización promedio de las instalaciones solares (con factores de carga del 10 o el 15 por ciento de la capacidad instalada), esta energía ha hecho descender significativamente los precios alcanzados en los picos de demanda, un tramo en el cual las eléctricas han gozado históricamente de márgenes altos.

En Alemania, la prima por cubrir los picos de demanda con respecto al suministro de carga base ha caído de 14 euros por MWh en 2008 a 3 euros en 2013 (Fuente: Instituto Frauhofer de Sistemas de Energía Solar). De modo que no sólo los precios mayoristas de la electricidad han bajado una media del 50 por ciento desde 2008, sino que también ha bajado la prima en horas pico.

Implicación 6. Precios mayoristas más bajos

El gran desequilibrio entre la oferta y la demanda tiene como consecuencia invariable un descenso en los precios. Los precios alemanes de la electricidad al mayor en picos de demanda cayeron de los 80 euros MWh en 2008 a los 38 cinco años después.

Implicación 7. Las acciones de las eléctricas ya no equivalen a deuda del Tesoro

El colapso de la capitalización de las compañías eléctricas europeas fue peor que el de los bancos durante el mismo período.

Estas pérdidas tienen importantes consecuencias que afectan a los inversores principales tradicionales, tales como los fondos de pensiones, que ya no consideran que el sector ofrezca la estabilidad, fiabilidad e independencia respecto a la inflación buscada para equilibrar sus otros riesgos a largo plazo.

Tiempo atrás los valores de las compañías de servicios públicos se consideraban la deuda pública de los mercados de acciones, pero ya no es así. Resulta que las renovables ya no son la única inversión arriesgada.

Implicación 8. Precios minoristas altos

En la mayoría de los casos, los costes de las tarifas de alimentación han sido trasladados a los consumidores en forma de mayores precios minoristas de la electricidad.

En Alemania, a pesar del colapso de los precios mayoristas, los minoristas permanecieron entre los más altos del mundo; alrededor de los 285 euros por MWh.

Implicación 9. Riesgo soberano

La crisis financiera global de 2008 golpeó duramente a las renovables.

Las primas y costes fijos han hecho que los consumidores paguen mucho más por la electricidad a pesar de la caída de precios mayorista y de la demanda.

La demanda de electricidad se desplomó. Las fuentes alternativas de energía bajaron de precio, aumentando la brecha con respecto a las renovables, de alto coste. La crisis del sector financiero dificultó enormemente el acceso y aumentó el coste de la financiación y la refinanciación a lo largo de toda la cadena.

Pero la crisis también hizo evidentes otros riesgos ocultos. El riesgo soberano implícito en estas inversiones «garantizadas».

Consideremos por ejemplo el caso español, donde el gobierno introdujo subsidios tan generosos a las renovables que el programa acabó totalmente fuera de control y con mucha más capacidad construida de la inicialmente prevista, con el resultado de que el coste para el gobierno acabó siendo también mucho mayor de lo previsto. La carga financiera era excesiva. Finalmente, España redujo sus FIT de forma sustancial en 2010 y volvió a hacerlo en 2013, en el marco de la austeridad fiscal impuesta para reducir el exceso de deuda pública.[159]

Implicación 10. Diversificación de cartera en el sector eléctrico

En general, las compañías de servicios tradicionales han sido muy lentas a la hora de invertir en renovables y diversificarse. En Alemania, por ejemplo, la mayor agresividad de las empresas más pequeñas en la adopción y el desarrollo de nuevas tecnologías ha supuesto que las eléctricas tradicionales poseen sólo el 7 por ciento de la capacidad de generación renovable.

Las compañías eléctricas convencionales han sido más activas a la hora de financiar grandes instalaciones, como por ejemplo los parques eólicos de alta mar, pero han sido especialmente lentas en el ámbito de la energía solar. En la práctica, la generación solar tiene poco que ver con lo que están acostumbradas a hacer. Las centrales eléctricas convencionales acostumbran a tener grandes centros de distribución con 1-1,5 GW de capacidad. Los paneles fotovoltaicos, en cambio, tienden a organizarse en redes con capacidades de apenas 0,01 GW. La reducida dimensión de las inversiones y los subsidios existentes volvieron muy atractivo el sector para nuevas empresas de menor tamaño.

En general, sin embargo, las grandes eléctricas comienzan a dejar atrás la generación convencional y a entrar en actividades de trading y de prestación de servicios de valor añadido a sus clientes. En 2013, tres empresas alemanas, E.ON, RWE y EnBW anunciaron recortes de capacidad de más de 15GW. EnBW prevé que sus ganancias derivadas de la generación eléctrica caerán un 80 por ciento hasta 2020, pero que serán compensadas por los ingresos procedentes de los servicios energéticos y de las renovables.

Implicación 11. ¿Más caídas de tensión y apagones?

En Europa, se espera de las eléctricas tradicionales que asuman el rol de generadores de último recurso. Es decir, que estén ahí para evitar caídas de tensión y apagones cuando no haya sol ni sople el viento.

Hasta el momento, las eléctricas han estado a la altura. De hecho, los índices de fiabilidad muestran que la red alemana sigue siendo una de las más destacadas de Europa en ese sentido. Pero como muestran las variaciones de precio, cada vez resulta más difícil mantener la estabilidad de la red.

Las eléctricas convencionales no reciben nada a cambio de compensar la naturaleza variable de las energías eólica y solar. De hecho, están abandonando el sector de la generación eléctrica.

Y la situación aún puede empeorar más si tenemos en cuenta que Alemania espera alcanzar un 35 por ciento de cuota renovable en 2020. No digamos ya si cumple el objetivo del 80 por ciento para 2050.

Casi todo el mundo reconoce que la regulación de la red deberá cambiar a medida que la cuota renovable siga aumentando.

Implicación 12. El almacenamiento de energía como opción real

El almacenamiento de energía es posible, aunque caro, y podría ser la respuesta al problema de la intermitencia de la energía renovable.

Al igual que ocurre con otras formas de almacenamiento, el mercado responde a los incentivos, ¡y no hay mayor incentivo que comprar electricidad a precios negativos y venderla luego a precios positivos! Todavía estamos lejos de conseguirlo de forma comercialmente viable, pero lo normal será que «el volumen atraiga al volumen» y tanto la presión de los costes como la mejora tecnológica redunden en sistemas de almacenamiento más baratos y eficientes. La consecuencia será, desde luego, un gran aplanamiento de los precios de la energía.

En este caso, no será la «mano visible» de la regulación intentando hacer competitivas en coste a las renovables, sino la «mano invisible» del mercado la que incentive la inversión en almacenamiento.

Las grandes beneficiarias de este escenario serían las tecnologías de carga base (la nuclear y el carbón), a expensas del gas, pues el almacenamiento aportaría la flexibilidad que antaño proporcionaba el gas.

Tenemos pues que la energía solar empieza robando demanda pico al gas y, a medida que su cuota aumenta, hace lo propio con la demanda de carga base tradicionalmente asociada a la nuclear y al carbón, de modo que se necesita más gas para mantener la flexibilidad del sistema; sin embargo, y con la mejora del almacenamiento, las energías nuclear y carbonífera se benefician a expensas del gas. ¿Quién querría ser una eléctrica, con tanta incertidumbre?

Implicación 13. ¿Quién construirá la infraestructura energética?

La tendencia actual del sector conduce a Europa hacia un sistema menos intensivo en carbono, con un suministro de carga base menos fiable y más intermitente, con un mayor número de proveedores de electricidad de menor tamaño, y más comercio transfronterizo de energía. La tradicional capacidad de generación convencional basada en el gas y en el carbón se está teniendo que adaptar a la generación más volátil y dependiente de la meteorología de la energía solar y eólica, lo que afecta a sus márgenes de beneficio, a la valoración de sus activos y a su capacidad crediticia, y proyecta un futuro complicado.

El papel inversor de las eléctricas también está bajo amenaza. Las necesidades de inversión para adecuar la red son enormes, tanto como 1 billón de euros hasta 2020. Unas compañías valoradas en 500 000 millones no pueden ni de lejos financiar esas cantidades. De hecho, están recortando inversiones en capital. RWE, por ejemplo, las ha recortado de 6400 a 5000 millones desde 2011, y la mayor parte de los analistas esperan que baje hasta los 2600 en 2015. De esta cantidad, 1600 millones se destinarán al mantenimiento de centrales ya existentes, lo que dejará sólo 1000 millones para gastar en desarrollo, la mitad de los niveles actuales. En la situación actual, las eléctricas no están en condiciones de financiar el sistema de energía limpia que Europa desea tener.

Y eso tiene implicaciones para el futuro. Para compensar la falta de inversión de las eléctricas, los gobiernos tendrán que persuadir a otros inversores, tales como fondos de pensiones o fondos soberanos. Pero estas entidades siempre han invertido en energía de forma indirecta, es decir, participando en el capital de las eléctricas. Y por una razón: no les gustan los riesgos políticos asociados con la propiedad de instalaciones sujetas a la discrecionalidad gubernamental, ya sea en forma de planificación o de fijación de precios. En algunos países existen además leyes contra la propiedad simultánea de activos en la parte alta del proceso (la generación) y en la baja (la distribución).

Además, el hecho de que buena parte de esta generación se encuentre dispersa (en forma de, por ejemplo, un panel solar ubicado en el techo del punto de uso en lugar de un modelo de generación centralizada a gran escala) tiene consecuencias muy importantes para la red: por ella circulan ahora menos unidades energéticas, que tradicionalmente es lo que se cobra.

Este escenario plantea importantes incertidumbres acerca del futuro del sistema eléctrico europeo.

Implicación 14. ¿Un círculo regulatorio completo?

En los últimos treinta años, los gobiernos europeos han intentado desregular los mercados energéticos, privatizando compañías públicas y separando la generación eléctrica de la transmisión y la distribución. El objetivo era aumentar la competencia, mejorar la eficiencia y recortar los precios.

Estos objetivos son ahora más difíciles de conseguir. La energía renovable ha aumentado su cuota de mercado, ha hecho descender los precios mayoristas y ha logrado su objetivo de rebajar los precios de las nuevas tecnologías. Pero el coste en forma de subsidios ha sido enorme; los beneficios medioambientales, nulos hasta el momento; el daño causado a las eléctricas existentes, mayor del previsto. Europa en general y Alemania en particular se ven a sí mismos como pioneros de la energía baja en emisiones de carbono. Si eso ha de ser así de verdad, deben diseñar un sistema eléctrico mucho mejor que recompense la energía baja en emisiones sin por ello reducir la fiabilidad del sistema e imponer costes innecesarios e indebidos.

Por otro lado, es preciso mantener la red para poder recurrir a la generación centralizada durante los períodos en los que la energía solar no produce, es decir, en invierno. Este doble efecto incremental sobre la factura eléctrica —derivada del pago por capacidad y de un aumento del coste de uso de la red por unidad de carga—, irónicamente, hará que un mayor número de consumidores dispongan paneles solares en sus tejados en búsqueda de una mayor independencia energética.

¿Están mejor los consumidores?

La intervención gubernamental en el sector de las renovables ha tenido como resultado un aumento importante del coste minorista de la energía (más de un 70 por ciento) y en su conjunto ha empeorado la competitividad.

Unos costes más altos son la consecuencia de combustibles más limpios y de buscar mayor independencia energética con respecto al petróleo, el carbón y el gas, pero los gobiernos deben realinear los incentivos de forma que los consumidores no sufran efectos tan negativos.

Los precios mayoristas alemanes para uso industrial bajaron un máximo histórico del 53 por ciento de 2008 a 2012, mientras que los precios minoristas aumentaron un 25 por ciento en ese mismo período.

En España, la situación es muy similar. Los precios mayoristas decrecieron un 12 por ciento mientras que los minoristas aumentaron un 70 por ciento.

La razón de ese incremento en los precios minoristas reside en los subsidios incorporados a la tarifa. En España, los subsidios a las renovables se multiplicaron por cuatro hasta alcanzar los 9000 millones de euros al año, equivalentes al 39 por ciento del coste total del sistema.[160]

¿Están más subvencionadas las renovables que los combustibles fósiles?

En términos absolutos, medidos en dólares, los combustibles fósiles gozan de mayores subvenciones que las energías renovables. Según la EIA, las subvenciones a los combustibles fósiles sumaron 523 000 millones en todo el mundo, casi seis veces más que los 88 000 millones destinados a las renovables.

Pero en términos relativos, medidos en centavos por KWh, las renovables están mucho más subvencionadas que los combustibles fósiles o la energía nuclear. Según la misma fuente, las subvenciones medias a la energía nuclear fueron de 1,7 céntimos por KWh y de 0,8 en el caso de los combustibles fósiles. Cuando se trata de las renovables —a excepción de la hidroeléctrica— esa cifra sube hasta los ¡5 céntimos!

TABLA 1. Estimaciones de subvenciones según fuentes energéticas

Fuente: CERA, DOE, Golman Sachs.

En Estados Unidos, las subvenciones por unidad de energía son significativamente menores que en otras partes del mundo. El carbón es la fuente de electricidad menos subvencionada, con 0,01 centavos/KWh. Las subvenciones a la nuclear y al gas son de 0,02 centavos/KWh. Las renovables, con la excepción de las de origen hídrico, reciben una subvención media de 0,1 centavos/KWh, es decir, cinco veces más que el anterior (Pronósticos sobre la energía en el mundo en 2010 y Estadísticas energéticas clave de 2010, ambos de la AIE).

En Europa, en cambio, las subvenciones a las renovables representan una parte excesiva del coste de la energía. Representando únicamente un 20 por ciento de la energía generada, absorben cerca del 75 por ciento de las subvenciones, con el resultado de que el coste de la energía que afronta el consumidor sea casi un 35 por ciento más alto en los «países verdes» que en cualquier otro miembro de la OCDE (Eurostat).

En términos energéticos equivalentes (medidos en unidades termales británicas o Btu), un estudio del Servicio de Investigación del Congreso de Estados Unidos (CRS, por sus siglas en inglés) de 2011 concluyó que las subvenciones a las renovables por unidad de energía eran 40 veces superiores a las destinadas a los combustibles fósiles. Las renovables recibieron el 77 por ciento del total de los incentivos a la energía de ámbito federal en 2009, mientras que los combustibles fósiles, que recibieron un 13 por ciento, produjeron más de siete veces la misma energía gracias a su mayor capacidad de carga.

Objetivos globales en el ámbito de las energías renovables

A lo largo de las últimas décadas, Alemania y Japón han liderado la adopción de las energías renovables a nivel mundial.

En 2011, la canciller alemana Angela Merkel estableció el objetivo de conseguir una cuota de más del doble para las renovables en la generación, del 17 por ciento en 2011 al 35 por ciento en 2020.

La UE ha fijado un objetivo del 20 por ciento para 2020, en el que se incluye el abanico completo de energías renovables:

Hidroelectricidad. El agua se acumula en presas y se libera para que accione unas turbinas y se genere electricidad.

Viento. La de más rápido crecimiento, consistente en parques de molinos de gran tamaño.

Solar. Las células fotovoltaicas transforman la radiación de origen solar en electricidad.

GRÁFICO 11. Proyecciones de generación global de energía de origen solar y eólico, AIE

Biocombustibles. Comprende el etanol, el biodiésel y otros biocombustibles avanzados hechos de algas, celulosa u otra materias primas de origen vegetal o animal, y que son sustitutos de la gasolina, del diésel y tal vez del combustible de aviación.

Biomasa. Madera u otra materia orgánica que, en forma de cápsulas, se quema en una central para producir energía.

Geotérmica. El agua caliente o el vapor subterráneo procedente de los ciclos naturales de convección se emplea para mover turbinas.

Mareomotriz. Esta fuente de energía procede de las mareas y las olas. Es de particular interés para Japón, que carece de muchas de las fuentes tradicionales.

Las unidades

La capacidad de generación instalada se mide en vatios (W), una relación de la energía por unidad de tiempo. La cantidad de energía se obtiene multiplicando la capacidad por el tiempo (Wh) y a continuación por un millón, para obtener la unidad estándar de megavatios/hora (MWh); por mil millones, para obtener gigavatios/hora (GWh); o por un billón, para obtener teravatios/ hora (TWh).

La energía hidroeléctrica

La energía hidroeléctrica es la mayor fuente renovable del mundo en términos de capacidad: en 2010 producía 3,4 TWh, el 16 por ciento del consumo mundial de electricidad.

Se estima que la generación hidroeléctrica podría crecer hasta los 5,6 TWh en 2035, un ritmo equiparable al crecimiento de la demanda global y que dejará por tanto más o menos igual su cuota de producción energética. Más del 90 por ciento del crecimiento se espera que proceda de países externos a la OCDE, en particular de China, la India y Brasil, donde abundan las fuentes sin explotar y el aumento de la demanda se prevé que sea más fuerte.

Se espera que China doble su capacidad hidroeléctrica hasta llegar a los 420 GW en 2035, aproximadamente un cuarto de su capacidad global de 1,68 TW y equivalente a la capacidad total instalada a día de hoy en los países de la OCDE. Se espera que la India aumente su capacidad de 42 a 115 GW, y Brasil y África de 89 a más de 130 GW.

Según informes de Naciones Unidas, actualmente sólo se explota una pequeña fracción del potencial hidroeléctrico africano. Dicho potencial se calcula superior a 1,8 TWh, localizado en su mayor parte en la República del Congo, Etiopía y Camerún, y se espera que provea al continente el 20 por ciento del total de generación eléctrica en 2035. Este objetivo se enfrenta sin embargo a obstáculos de orden financiero, político, de mercado y medioambientales. No obstante, existen iniciativas como el Mecanismo para un Desarrollo Limpio creado en el marco del Protocolo de Kyoto, así como una iniciativa más reciente del G-20 para promover la inversión en los países en desarrollo que ha identificado el proyecto Gran Inga en el río Congo como uno de los candidatos a obtener financiación.

La energía hidroeléctrica puede gestionarse con gran precisión y optimizarse para que produzca energía en los momentos de pico de demanda. Como opción real, la energía hidroeléctrica puede «apagarse o encenderse» con gran facilidad.

El mundo de la energía eólica es plano

Con más del 90 por ciento de la capacidad renovable, la energía eólica es con mucho la gran vencedora de las leyes de feed-in.[161]

Pero el incremento en la demanda de energía eólica contrasta poderosamente con la evolución de las compañías constructoras de turbinas, que han sufrido un destino similar a las del sector de la energía solar.

Al basar su desarrollo en unas expectativas demasiado optimistas sobre la evolución de la demanda, la industria ha terminado generando un exceso de capacidad de producción. Desde 2006, la industria de las turbinas eólicas ha experimentado continuos recortes de sus expectativas de pedidos y márgenes operativos.

La esperanza de que la demanda creciera de forma continuada, alimentada artificialmente por las subvenciones de los países de la OCDE, no se ha hecho realidad. La industria se ha encontrado, en cambio, con una situación de gran sobrecapacidad y competencia salvaje. No olvidemos que «imitar es más fácil que innovar». No debería sorprendernos pues que los precios de las turbinas se hayan desplomado, los márgenes se hayan visto muy recortados y con ellos también el valor de los activos y la capacidad de endeudamiento de los productores.

El aprendizaje tecnológico ha permitido reducir el coste marginal de producción de las turbinas de viento, aunque en menor medida que en el caso de la energía solar. En último término, las turbinas de viento son unos mecanismos cuyas ganancias en eficiencia proceden de la acción mecánica de las fuerzas físicas, mientras que la energía solar tiene un mayor recorrido de mejora tecnológica.

Ambas comparten una historia similar de sobrecapacidad y presión del coste marginal que puede obligar al sector a consolidarse y a «encogerse para ser más grande».

Los mayores beneficiarios son los promotores de parques eólicos que pueden comprar más turbinas, más baratas y mejores. Dicho coste representa aproximadamente el 70 por ciento de los costes totales.

La competitividad de la energía eólica

La energía eólica es intermitente y poco fiable, pero ofrece un mayor factor de carga que la solar gracias a que el viento puede soplar tanto de día como de noche.

La energía eólica es significativamente más barata que la solar, y en la mayoría de los países el viento proporciona electricidad a un precio sensiblemente más bajo que el del suministro doméstico. En varios mercados importantes, tales como Italia, España, Reino Unido y China, su precio se está acercando al precio mayorista promedio (y en Brasil ya se encuentra por debajo).

La capacidad instalada global ha crecido de 74 GW en 2006 a 318 en 2013.[162] Sin embargo, incluso en el caso de que se cumplieran las expectativas del sector y el número de instalaciones eólicas en todo el mundo se multiplicara por tres para 2020, los fabricantes de turbinas seguirían teniendo una sobrecapacidad del 20 por ciento.

La energía eólica ya es competitiva respecto al gas y al carbón en muchas regiones. Por ejemplo, en Alemania, donde su precio es de 10 dólares/MMBtu y el factor de carga un 21 por ciento; o en el sur de Europa, donde el precio es de 9 dólares/MMBtu y el factor de carga un 24 por ciento; o en Reino Unido, Estados Unidos y Australia, donde el precio es de 7 dólares/MMBtu y el factor de carga del 30 por ciento. Según la EIA, reducciones adicionales de coste e incrementos en la eficiencia podrían rebajar el punto muerto hasta 1 dólar/MMBtu para 2020.

Subvenciones y regulaciones de la energía eólica

La energía eólica probablemente seguirá con su rápida expansión gracias tanto a su competitividad en costes respecto a las fuentes convencionales como a las políticas de apoyo gubernamental.

Según la EDA, cabe esperar que la generación global de procedencia eólica crezca de 342 TWh en 2010 a cerca de 2680 TWh en 2035, lo que supondría un aumento de cuota del 1,6 por ciento al 7,3 por ciento.

En la UE, se espera que la cuota de la energía eólica crezca hasta el 20 por ciento en 2035, cuando en 2010 no alcanzaba el 5 por ciento.

En Estados Unidos, China y la India se confía que la cuota de la energía eólica alcance entre el 6 y el 8 por ciento en 2035.

A nivel mundial, se espera que la capacidad eólica mundial pase de 238 GW en 2011 a casi 1100 GW en 2035. Cuatro quintas partes de este crecimiento corresponderá a parques eólicos situados en tierra.

El mundo de la energía solar aún no es plano

El 20 de junio de 1979, el presidente Carter reunió a la prensa en el tejado de la Casa Blanca para presentar un mecanismo que calentaba agua a partir de energía solar. Su coste era de 28 000 dólares y de acuerdo con los altísimos precios de la energía por aquel entonces se tardarían siete u ocho años en amortizarlo.[163]

La energía solar era limpia, nacional y no iba a acabarse nunca. «Nadie puede embargarnos el Sol», dijo Carter al tiempo que anunciaba un programa de inversiones de 1000 millones de dólares para aquel año y el objetivo de que en 2000 la energía solar cubriera el 20 por ciento de las necesidades energéticas del país.

Pero en noviembre de 1980 Ronald Reagan derrotó a Jimmy Carter y las políticas de este último para el sector de las renovables se fueron con él. Jimmy Carter era un pesimista en lo que respecta a la energía y estaba muy preocupado por cuestiones relacionadas con la seguridad; Reagan, en cambio, era un optimista. Y de este modo, el fuerte arranque de la energía solar en Estados Unidos fue seguido por décadas de decepción y estancamiento, totalmente excluido de la competición por su alto coste y falta de apoyos.[164]

Según la EIA, los paneles fotovoltaicos aportaron una parte muy pequeña de la electricidad mundial en 2010, pero se prevé que su cuota aumente hasta el 2 por ciento del consumo global en 2035, con una capacidad instalada de 600 GW.

La historia de amor de Alemania y la Unión Europea con la energía solar

La Unión Europea representa más del 75 por ciento de la capacidad instalada de paneles fotovoltaicos (PF), liderada por Alemania con 25 GW e Italia con 13 GW, y se espera que la capacidad instalada crezca hasta los 14 GW en 2035 hasta cubrir un total del 5 por ciento de la generación total (partiendo del 1 por ciento de 2010).

Desde 2008, Alemania ha estado instalando 7,5 GW al año, ¡el equivalente a siete centrales nucleares y media! En términos de capacidad pico (que no es lo mismo que producción real), Alemania tiene un 50 por ciento más de capacidad solar que de gas natural, y sigue de cerca al carbón.[165]

Las tarifas de alimentación han sido muy generosas con el sector y en algunos casos no se han ajustado con la rapidez necesaria para reflejar el descenso del coste de los PF. En algunos países los gobiernos sí respondieron con celeridad y redujeron las tarifas de alimentación a niveles más próximos a los costes reales, pero en su conjunto la combinación de altos retornos de la inversión y bajos tipos de interés alimentaron la enorme expansión en la instalación de PF.

La producción actual es mucho menor que su capacidad, pero aun así es lo bastante grande como para tener importantes consecuencias para los precios en demanda pico.

Norteamérica, Latinoamérica, Oriente Medio y Asia también aman la energía solar

Se espera que la capacidad instalada en Estados Unidos crezca de 4 GW a 68 en 2035.[166]

Japón ha introducido un programa de subvenciones a la energía solar para facilitar que desplace a la energía nuclear y a las costosas importaciones de gas natural licuado, y se espera aumente la capacidad hasta los 54 GW. China prevé alcanzar los 113 GW. La India, los 85 GW. Arabia Saudita prevé invertir 109 000 millones en energía solar en las próximas dos décadas, con el objetivo de recortar el consumo de petróleo para generar electricidad. Chile ofrece excelentes condiciones para el desarrollo de la energía solar, en un contexto de crecimiento de la demanda energética impulsada por la minería.

La debacle de los activos de las compañías del sector de la energía solar

Las acciones de las compañías del sector de la energía solar tuvieron una de las peores evoluciones en bolsa entre 2010 y 2012, a pesar del desastre de Fukushima y del generosísimo apoyo en las tarifas.

En un nuevo caso de excesiva confianza en el «crecimiento sostenido» de la demanda de China y los países de la OCDE, la capacidad de producción de paneles solares aumentó a gran velocidad, especialmente en China, donde se pretendía cubrir tanto la demanda nacional como la internacional.

Pero la capacidad de fabricación ha aumentado mucho más deprisa que la demanda real, lo que ha generado una fuerte presión a la baja de los márgenes en un mercado que ha pasado a estar dominado por los compradores. En 2011, la capacidad de fabricación excedía en 20 GW a la producción real, y era dos tercios mayor que la capacidad nueva instalada aquel año en todo el mundo.

En 2012, las tensiones comerciales entre Estados Unidos, Europa y China han tenido como resultado la imposición de aranceles sobre la importación de paneles solares chinos por parte de Estados Unidos.[167] Varias compañías importantes han quebrado, como la alemana Q-Cells (el mayor fabricante de células solares de Europa) en abril de 2012, y se está produciendo una oleada de fusiones.

La rapidez con la que se restablezca el equilibrio dependerá del ritmo de crecimiento de la demanda de PF. China representa un gran mercado potencial, pero su demanda de PF a corto plazo es incierta.

¿Qué salió mal?

La gente tiende a pensar que las tarifas que favorecen el crecimiento del volumen y el descenso de los precios favorecen en conjunto tanto a la industria como a la valoración de sus activos, aunque perjudiquen a las empresas ineficientes en costes. Pero eso no es necesariamente así. La razón es que el sector arranca con sobrecapacidad y costes excesivos e incluso con un descenso del 39 por ciento en los costes y con subvenciones que garantizan un promedio de 180 euros/MWh, muchas empresas siguen perdiendo dinero.[168]

Los promotores de mercados regionales en ocasiones preferirían la introducción de límites de capacidad con tarifas más altas, para así beneficiarse de la presión de la sobrecapacidad sobre el precio medio de sus proveedores.

Los fabricantes asiáticos han hecho gala de una falta total de disciplina a la hora de limitar las inversiones de capital o el crecimiento. Han respondido a las señales de precio a corto plazo para continuar expandiéndose, lo cual ha ido empujando virtuosamente el coste a la baja.

En la base de todo el problema hay una industria demasiado apalancada: un endeudamiento del 80-85 por ciento del valor del proyecto ya es insostenible, pero es que también la explotación se financia con deuda, con lo que el apalancamiento neto total suma 5 o 6 veces el EBITDA.

La sobrecapacidad en todos los ámbitos de la cadena de valor, desde las obleas de silicio a el polisilicio pasando por el desarrollo, alcanza más del 50 o el 60 por ciento de promedio y los distintos competidores (no sólo chinos, también los alemanes) muestran escasa disciplina inversora y aspiraciones imperialistas de cuota de mercado.

Así que, a la mínima señal positiva (el anuncio de una nueva tarifa, o la confirmación gubernamental de algún plan de renovables), la capacidad crece muy por encima de la demanda.

Resulta asombroso ver cómo las compañías son incapaces de mantenerse a flote aun a pesar de la caída de los costes. Las necesidades operativas de capital se «comen» cualquier tasa interna de retorno positiva de los activos y la deuda aniquila la rentabilidad.

Los asiáticos construyen más y más capacidad, pero dentro de la cadena de producción hay partes mucho más fáciles y baratas de construir que otras, tanto desde el punto de vista de la tecnología como del tiempo requerido. Simplificando: cuanto menor es el valor, más barato y fácil es añadir capacidad. Como resultado, la cadena de valor a día de hoy tiene el aspecto de una pirámide invertida, con más capacidad instalada en la parte inferior del proceso que en la superior.

De «arriba abajo» la cadena de valor es la siguiente: polisilicio, oblea, célula y, finalmente, módulo. Cuando la capacidad de fabricación de células creció por encima de la capacidad de fabricación de obleas, la demanda de obleas hizo que se disparara su precio medio de venta, llevándose el margen de los fabricantes de células. La señal positiva del precio de las obleas hizo que los fabricantes asiáticos aumentaran su capacidad, con el resultado de que la capacidad de fabricación de obleas excedió el polisilicio disponible. En 2011 el precio de contado del polisilicio era tan elevado (el margen bruto era superior al 50 por ciento) que sus productores asiáticos recuperaban sus inversiones en capital en un año. Ahora se cierne sobre ellos nuevamente el fantasma de la sobrecapacidad, su margen bruto se ha colapsado y están en el punto en que deben rebajar todavía más sus márgenes o todo el sector quedará estancado. Los fabricantes de obleas y células, entretanto, apenas tienen beneficios brutos.

Si uno quisiera ser cínico diría que alemanes y españoles engañaron a los chinos durante algunos años con señales positivas de precios, para inducirles a construir, construir y construir fábricas hasta que la ingente sobrecapacidad actual ha hecho que el coste de la energía solar fotovoltaica se acerque al promedio de la red.

A medida que los gobiernos vayan perdiendo la capacidad de mantener sus enormes subvenciones (el 85 por ciento de las subvenciones a la energía solar se dan en Europa, sobre todo en Alemania), el sector está condenado a una fuerte reestructuración.

Los beneficios de la industria de la energía solar se desmoronan por culpa de las subvenciones. Las subvenciones crearon el sector y ahora son las responsables de su deceso. Las subvenciones crean señales artificiales de una demanda inexistente que dieron como resultado un exceso de capacidad. ¿Se trata de una situación temporal? Tal vez. Pero si «temporal» son cinco años, será el fin para muchos.

Como idea en sí, la energía solar no es ningún problema. Lo que sí es un problema es la avaricia alimentada por señales de precios manipuladas por los gobiernos y que desaparecen tan deprisa como surgen, unidas a un nivel de endeudamiento insostenible y a decisiones de capital carentes de disciplina.

El coste marginal de los paneles fotovoltaicos (PF) está bajando

Según Bloomberg New Energy Finance, el coste de los paneles solares fotovoltaicos (PF) bajó un 44 por ciento en sólo dos años, entre 2010 y 2012, debido a una combinación de sobrecapacidad y un descenso en los precios de los insumos.

Además de la sobrecapacidad y la competencia salvaje, la industria se ha beneficiado de un aprendizaje importante en investigación y desarrollo y del descenso en el precio de componentes clave como el silicio purificado, cuyo coste ha experimentado una gran caída desde 2008. El resultado de todo ello ha sido un importante descenso en el coste marginal de producción.

Los grandes beneficiarios han sido los instaladores de PF.

De hecho, en muchas partes de Asia la energía solar es más barata que el gas natural licuado a precios actuales, lo que significa que no necesitaría subvenciones para competir con los combustibles fósiles.

La estructura de costes de la energía solar tendrá un fuerte impacto en el espacio energético, tanto en desplazamiento de demanda como en valoración de activos. Por otro lado, en un mundo de precios a la baja es posible que los productores de gas y petróleo se convenzan de que no cabe esperar un aumento en los precios de la energía y decidan bombear mayores volúmenes en lugar de dejar las reservas inexplotadas.

La desinflación de los precios de la energía solar

Entretanto, los incentivos siguen aplanando el mundo de la energía solar.

La sobrecapacidad de fabricación, el aprendizaje tecnológico y los costes marginales han contribuido a que los precios hayan decrecido con fuerza, pero aún no están próximos a la paridad con el promedio de la red. La tecnología debe trasladarse a menores tarifas para el consumidor, no en mantener subvenciones desproporcionadas para cubrir los errores estratégicos de sobrecapacidad productiva.

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Los biocombustibles. ¿Energía o comida?

Transformar alimentos en combustibles es una monstruosidad.

FIDEL CASTRO

Seguridad energética disfrazada

La industria de los biocombustibles es otra de las respuestas gubernamentales a la excesiva dependencia del petróleo de Oriente Medio. Tras las experiencias de los años setenta, gobiernos de todo el mundo hicieron la apuesta desesperada de utilizar como «combustible» lo que tradicionalmente habían sido «alimentos y piensos».

Estados Unidos, la «Arabia Saudita del maíz», decidió alimentar sus vehículos con etanol extraído del maíz. Brasil, uno de los mayores productores de azúcar del mundo, hacía ya tiempo que había decidido alimentar sus vehículos con etanol obtenido del azúcar. Y otros países se fijaron en el aceite de palma como fuente de biodiésel.

Como hemos comentado, los gobiernos han jugado un rol clave en el desarrollo de los biocombustibles por medio de una combinación de incentivos («la zanahoria») y mandatos («el palo»).

Las «zanahorias del regulador»

Los gobiernos de todo el mundo han incentivado de forma activa y por diversas vías la infraestructura y el consumo de los biocombustibles.

En 1978, la Ley del Impuesto sobre la Energía estadounidense introdujo créditos fiscales de hasta 1 dólar por galón por mezclar biocombustibles. Otros combustibles alternativos como el gas natural comprimido, el gas natural licuado, el gas de petróleo licuado o los procedentes de tecnologías de «carbón a líquidos» también se beneficiaron de créditos fiscales de 0,5 dólares por galón.[169]

En 1980, el gobierno estadounidense impuso un arancel de 0,5 centavos por galón al etanol importado. Es decir, no sólo incentivaba la producción doméstica sino que también desincentivaba las importaciones.

Por otro lado, el gobierno incentivó la construcción de infraestructuras por medio de una combinación de préstamos de hasta el 90 por ciento de los costes de construcción y créditos fiscales por infraestructura de hasta el 30 por ciento, a la vez que cantidades importantes de dinero público se destinaban a la investigación y el desarrollo del sector.

El «palo del regulador»

Pero los gobiernos también han impuesto mandatos estrictos y fuertes penalizaciones («el palo») para asegurar que se alcanzaban sus objetivos estratégicos.

En Estados Unidos, la Ley de Política Energética de 2005 estableció el mandato de alcanzar un consumo de 7500 millones de galones de etanol para el año 2012 (más del doble de la producción por aquellas fechas). Y en 2007 el mandato fue doblar nuevamente esa cantidad hasta los 15 000 millones de galones de etanol de maíz para el año 2015.[170] Pero como ocurre a menudo, estos «objetivos volumétricos de obligado cumplimiento» tienden a definirse en términos muy inflexibles y a generar efectos secundarios involuntarios, como se verá en breve.

En China, el objetivo es del 10 por ciento para 2020, como parte del objetivo de alcanzar hasta un 15 por ciento de energía renovable en 2020.[171]

En Europa, la Directiva de Energías Renovables (RED) establece un objetivo del 20 por ciento para 2020.

En la India está vigente un mandato de etanol del 5 por ciento, tan pronto como se acelere la producción doméstica el objetivo es aumentarlo al 10 por ciento y seguir creciendo hasta alcanzar el 20 por ciento en el conjunto de los biocombustibles para el año 2017.

La inflación de los precios de los alimentos y la desigualdad

La inflación de los precios de los alimentos es el riesgo y el daño colateral de emplear «alimentos y piensos» como «combustible». Los gobiernos de todo el mundo, enfrentados ante una elección forzosa entre la seguridad energética y la inflación alimentaria, escogieron la seguridad energética. Y lo hicieron con pleno conocimiento de causa.

Pero la inflación de los alimentos es un tema importante. En especial para las personas y los países pobres.

Las políticas se disfrazaron de «nacionales» pero tuvieron un impacto global. En efecto, si sube el precio del maíz estadounidense, históricamente el mayor exportador del mundo, el precio mundial también sube. ¿Hay que sorprenderse?

Y el impacto de la subida de los precios de los alimentos se dejará sentir más en los países más pobres. Los alimentos suponen una parte muy pequeña de la cesta de la inflación para el norteamericano medio, pero ocupan una parte mucho mayor para el indio, chino o indonesio medio.

No es extraño que los biocombustibles sigan envueltos en una fuerte controversia.

La escasez y el acaparamiento como «aplanadores»

Las materias primas agrícolas son las que tienen una oferta más volátil. Sequías, inundaciones o bajas temperaturas pueden tener efectos desastrosos sobre las cosechas.

Y si combinamos una oferta reducida con una baja elasticidad de la demanda, el resultado son precios aún más altos y volátiles, pues el mercado no tiene otro remedio que destruir demanda e incentivar la sustitución.

Ante la perspectiva de la inflación y de posibles situaciones de escasez, los países productores no han dudado en imponer cuotas y otras restricciones a la exportación. La lista es larga. En 2007, Argentina puso límites a las cantidades exportadas de trigo e incrementó los impuestos a la exportación de trigo, maíz, soja y derivados de la soja. Ucrania, Serbia y la India prohibieron las exportaciones de trigo. Rusia y Kazajistán aumentaron los impuestos a la exportación de trigo. Kazajistán prohibió las exportaciones de semillas oleaginosas y aceites vegetales. Malasia impuso cargas a la exportación de aceite de palma. La India, por tradición un importante exportador de arroz, prohibió completamente la exportación del cereal excepto en su variedad basmati. Otros países fueron presa del pánico y compraron arroz y trigo a precios máximos, sólo como precaución.[172] Y la lista sigue.

Pero como ocurre siempre, el mercado se defiende a sí mismo. Gobiernos como el chino responden al riesgo de escasez de alimentos de forma todavía más agresiva que en el caso de la energía.

Las respuestas y los mecanismos de defensa ante estas crisis son —correcto— poderosas fuerzas aplanadoras.

Los biocombustibles y la eficiencia energética

Si es usted un ingeniero químico, posiblemente se sorprenda al constatar que convertir maíz en etanol consume más o menos la misma cantidad de energía que la obtenida al utilizar ese etanol como combustible. Es decir, el proceso de convertir maíz en etanol es «energéticamente neutro».

En el caso del etanol obtenido a partir de caña de azúcar el proceso es «energéticamente positivo», lo que tiene más sentido.

Sin embargo, la razón de la conversión no tiene por qué ser la eficiencia energética. La razón de la conversión tiene que ver con la economía y la independencia energética.

Desde el punto de vista de la independencia energética, los biocombustibles se consideran «combustibles nacionales». Sin embargo, como se ha comentado antes, su impacto puede ser global y afectar, sobre todo, a los países más pobres.

Desde un punto de vista económico, recuerdo al consejero delegado de una gran multinacional agrícola que dijo en una conferencia: «La prueba de que la comida es demasiado barata es que la utilizamos para alimentar nuestros coches». No coincido necesariamente con la frase pues existen mandatos gubernamentales que obligan a echar comida en los coches, pero algo de razón le asistía. La gente no tiene en cuenta cuestiones de eficiencia energética cuando se trata de mezclar productos de bajo precio para producir un producto más caro.

Un mundo agrícola más plano

En el largo plazo, sin embargo, el superciclo de los biocombustibles también puede terminar siendo beneficioso para los mercados emergentes a través del canal de los alimentos.

En los últimos años, el precio de los cereales ha alcanzado su valor máximo en muchos años gracias a la combinación de la demanda de biocombustible y la sequía aguda en Norteamérica y otras zonas del mundo.

Estos altos precios han incentivado la extensión de la tierra cultivada y el desarrollo de nuevas infraestructuras. Brasil, por ejemplo, ha ampliado notablemente su capacidad portuaria y de transporte, y está destinado a superar a Estados Unidos como el mayor exportador mundial de maíz.

Igual que sucedió con la burbuja puntocom, todos estos desarrollos por el lado de la oferta, combinados con un descenso de la demanda de biocombustibles por parte del sector del transporte, pueden dar como resultado precios mucho más bajos de los cereales y de los alimentos. Una fuerza aplanadora en toda regla en el sector de los alimentos.

Buenas noticias para los consumidores de alimentos. Buenas noticias para los países pobres.

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La OPEP. Tirando piedras contra su propio tejado

Los cristianos tenían más opciones de vencer a los leones que el consumidor americano a la OPEP.

ED MARKEY

La caloría que colmó el vaso de la OPEP

Pasé las últimas semanas de 2012 ocupado con el lanzamiento de un nuevo fondo y visitando algunos de los mayores yacimientos descubiertos en la última década, desde el golfo de México hasta el Jubilee de Ghana, pasando por los yacimientos de esquisto bituminoso de Texas. El final del viaje fue la cita anual más importante de la industria petrolera mundial, la Conferencia Petróleo y Dinero, un evento excepcional en el que participaban figuras como el secretario general de la OPEP, Abdalla Salem El-Bardi, el príncipe saudita Turki Al Faisal, los directores de las principales compañías petroleras así como de grandes instituciones financieras, y algunos inversores.

Por entonces era ya evidente que existían desavenencias importantes en el seno de la OPEP. Arabia Saudita se había erigido en el Banco Central del Petróleo, defensora de un mercado equilibrado, mientras Irán y Venezuela abrigaban actitudes más agresivas respecto a la producción. Las sucesivas reuniones de la OPEP en Viena han demostrado que los desacuerdos aumentan en la misma medida en que lo hace la disparidad del precio que necesita cada país para equilibrar su presupuesto.

El «put de la OPEP»

El «put de la OPEP» es el nombre con el que los participantes de mercado se refieren a menudo al precio mínimo que la OPEP tratará de defender por medio de cortes en la producción. Algunos de estos participantes tienen la percepción de que el cártel de la OPEP es una especie de «Banco Central del Petróleo» capaz de mantener un precio dado del petróleo durante tanto tiempo como quiera. La realidad, sin embargo, es muy distinta.

El Banco Central de Suiza puede defender un cambio máximo del franco suizo con el euro de 1,20 por la vía de «imprimir tantos francos suizos como sea necesario», literalmente, lo que les permite evitar que su moneda se revalorice.

Pero lo máximo que la OPEP puede hacer es cortar totalmente su producción. Es decir, la OPEP tiene un «número limitado de balas» para impedir una bajada del precio del petróleo. Ha habido muchos casos en que los bancos centrales han fracasado miserablemente en el intento de defender su moneda, como por ejemplo en el asalto de George Soros a la libra esterlina, durante el cual el Banco de Inglaterra agotó sus reservas de moneda extranjera, o por ejemplo el colapso del baht tailandés que desencadenó la crisis asiática de 1997.

En la práctica, la OPEP nunca cortaría del todo la producción para defender un precio. Cederá mucho antes. En primer lugar, la ausencia de producción conlleva la ausencia de ingresos. Y no importa cuán fuerte sea su posición fiscal. En segundo lugar, los yacimientos sufrirían daños si se cortara completamente la producción. En tercer lugar, desde un punto de vista comercial quedarían fuera del mercado. En cuarto lugar, la tentación de incumplir los acuerdos sería muy fuerte, lo cual penalizaría a quienes cumplieran.

La casi totalidad de los subsidios a los combustibles fósiles proceden de países productores tales como Irán, Arabia Saudita, Rusia o Venezuela, que emplean sus ingresos petroleros para cubrir costes sociales y de otro tipo, no sólo los de producción. Grandes consumidores como China o la India también ofrecen importantes subsidios a los combustibles fósiles por razones sociales y de control de la inflación.

Aunque su objetivo es proteger a los consumidores, los subsidios agravan los desequilibrios fiscales, expulsan gasto público prioritario y deprimen la inversión privada, incluida la orientada al sector energético. Los precios mundiales de la energía se han incrementado drásticamente en la última década, pero muchas economías de ingresos bajos o medios se han mostrado reticentes a reflejar dicho incremento en el precio nacional de la energía.

Los costes fiscales resultantes han sido importantes, y si el precio mundial sigue aumentando los riesgos fiscales a los que se exponen dichos países serán cada vez mayores. En las economías avanzadas la traslación a los precios nacionales ha sido mayor, pero todavía menos de la que sería necesaria para reflejar las externalidades negativas del consumo energético para el medio ambiente, la salud pública y la congestión del tráfico.

La tendencia al aumento de la demanda, de los subsidios y de los programas de gasto público no es sostenible y el precio necesario para equilibrar el presupuesto es cada vez más alto.

El aumento del precio necesario para alcanzar el punto muerto aumenta los riesgos asociados a un eventual descenso de los precios.

Y hay muchas razones por las cuales el precio del petróleo puede descender. Una de ellas es el desplazamiento de éste por otros combustibles, especialmente en el transporte. Todos esos riesgos pueden inducir a los países productores a incrementar el precio, en lo que yo llamo «la caloría que colmó el vaso de la OPEP».

Hipotecas sobre la producción futura

Para empeorar las cosas, productores como Venezuela han hipotecado buena parte de su producción futura a China en forma de préstamos, lo que aumenta la presión sobre el presupuesto.

Falta de inversiones

Y lo que es todavía peor, el país sufre de falta de inversión en el sector del petróleo, lo que es como «matar a la gallina de los huevos de oro». Los ingresos procedentes del petróleo se dedican casi enteramente a programas sociales en lugar de renovar la producción. Como suelo decir, países como Venezuela cuidan bien de sus pobres porque con sus políticas aumentan su número cada año que pasa.

Inflación y descontento social

Por otro lado, retirar estos subsidios y programas sociales puede ser extremadamente doloroso.

En el caso de Venezuela, la depreciación del bolívar (el cual, en el momento de escribir estas líneas, se cambia al 7 por ciento de su tipo de cambio oficial) ya está ejerciendo presiones inflacionarias sobre la economía.[173]

Imaginemos qué ocurriría si se anularan los subsidios y se dejara que el precio del petróleo flotara libremente. La inflación se dispararía todavía más.

En mi humilde opinión, un impago es inminente.

La paradoja de la abundancia

A lo largo de los años he podido apreciar de primera mano los problemas políticos y de seguridad que acompañan a la «maldición del petróleo» o la «paradoja de la abundancia».

En 1996, cuando estaba de visita en Nigeria, una carestía de gasolina provocó disturbios y vandalismo callejero. Las estaciones de servicio estaban rodeadas de larguísimas colas de vehículos. El petróleo se robaba de los oleoductos. Por muy irónico que pudiera parecer, el hecho es que uno de los mayores productores de petróleo del mundo era incapaz de procurar dicho producto a su población.

A lo largo de los años fui testigo de los beneficios obtenidos por Venezuela, Irán, Colombia, Kenia o Uganda del comercio de petróleo y, simultáneamente, del aumento de la inseguridad y de la desigualdad.

Países con suficientes recursos naturales como para estar entre los más ricos y prósperos del mundo se encontraban en cambio enfrentados a graves disturbios sociales y problemas políticos causados por el «dinero gratis» procedente del petróleo.

Parte del problema tiene su origen en fuerzas macroeconómicas. La «enfermedad holandesa» es un fenómeno bien conocido que toma su nombre de las adversidades que padecieron en los Países Bajos cuando hallaron gas natural y la demanda de energía sumada a la entrada de dólares provocaron una fuerte revalorización de su divisa. Las industrias no vinculadas al petróleo pierden competitividad y cuando la marea del petróleo baja, el país queda en situación de gran vulnerabilidad, sin los ingresos del petróleo y sin otras fuentes comparables de ingresos.

Pero parte del problema es que muchos de los países en los que se encontró petróleo carecían de sólidos fundamentos democráticos y legales. Esas circunstancias geopolíticas a su vez condicionan el modo en que invierten las industrias. Proyectos que normalmente requieren calendarios de diez o veinte años son descartados a causa de la inestabilidad política y de la falta de una legislación clara y fiable, de derechos de propiedad, de seguridad o de un marco impositivo.

Recuerdo una noche en Freetown, en Sierra Leona, cuando un amigo me dijo: «Mejor recuperas el capital invertido en dos años, éste es el largo plazo de aquí».

Con el paso de los años vi ejemplos de países ricos en petróleo que se habían desarrollado de forma admirable, como en los casos de Uganda o Ghana, donde me complació ver que la «maldición del petróleo» había sido contenida. Y recuerdo pasear por las maravillosas calles de Bakú, en Azerbaiyán, flanqueadas por edificios que parecían parisinos. O ver como aeropuertos y carreteras viejas y destrozadas eran reemplazadas por magníficas autopistas nuevas por las que circulaba un parque renovado de vehículos. Los países seguían expuestos a la variabilidad de los precios de las materias primas, pero la creación de riqueza era obvia.

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Los gobiernos que critican el petróleo y viven de él. Impuestos

Afirmo que un país que persiga la prosperidad mediante los impuestos es como un hombre con los pies metidos en un cubo que tratara de levantarse tirando del asa.

WINSTON CHURCHILL

Los gobiernos consumidores adictos a los impuestos del petróleo

Los gobiernos de Estados Unidos, Japón, Alemania, Reino Unido y buena parte de la OCDE cobran impuestos a los consumidores de petróleo. Y son impuestos muy elevados.

En algunos casos llegan a ser incluso exorbitantes, y generan ingresos superiores a los de los países productores. Pensemos en el caso de Holanda, donde el impuesto supone más del 65 por ciento del precio minorista. Resulta interesante que estos impuestos quedan a menudo «ocultos» por la conversión de unidades y divisas. La mayoría de los holandeses están familiarizados con el precio de la gasolina en euros por litro que pagan en el surtidor, y también con el precio del crudo en dólares por barril, pero no tienen la menor idea de cómo compararlos. Sin duda, la mayoría se sorprendería de saber que pagan más de 370 dólares/ bep.[174] Y el panorama no es muy distinto en los demás países de la OCDE. ¡Sería interesante ver la reacción de la ciudadanía si la OPEP instruyera a los consumidores y comenzara a dar el precio del crudo en dólares por litro!

La intención original de estos impuestos era desincentivar la demanda mediante unos precios elevados. Pero con el tiempo los consumidores se han acostumbrado a estos precios más elevados, lo cual ha tenido otras consecuencias no buscadas, como acostumbra a ocurrir. En efecto, los elevados impuestos han vuelto a los consumidores menos sensibles a los precios del petróleo, lo que ha contribuido históricamente a la volatilidad del crudo, pues la destrucción de demanda requiere precios mucho más elevados.

TABLA 3. El «arma del impuesto del petróleo»

Fuente: Banco Mundial, 2013.

Los gobiernos consumidores actúan como beneficiarios escondidos respecto a la OPEP. La mayoría de las veces le echan la culpa de la inestabilidad, pero en realidad están sacando una «tajada» más grande que los propios productores a través de los impuestos a los consumidores nacionales.

El problema es que los gobiernos consumidores están «enganchados» a los impuestos del petróleo. Necesitan esos preciosos ingresos para equilibrar sus presupuestos y su deuda.

¿Qué ocurriría si los coches eléctricos o de gas natural comenzaran a quitar cuota de mercado a los derivados del crudo? Sin duda, los gobiernos consumidores buscarían modos de sustituir los impuestos perdidos mediante otros impuestos sobre la electricidad o el gas natural. Esto resulta más fácil de hacer en el «surtidor» o en la estación de servicio, pero ¿qué hacer cuando la gente recarga su coche eléctrico en casa enchufándolo simplemente a la corriente? Si suben los impuestos de la electricidad, el impacto se dejará sentir sobre todos sus demás usos. Este conflicto de intereses explica por qué muchos gobiernos de la OCDE han estado promoviendo cínicamente los combustibles alternativos «de puertas afuera», pero no en la práctica. Pensemos por ejemplo en los grandes subsidios que recibe el sector del automóvil, o los subsidios para renovar la flota de coches y reducir los inventarios de coches de gasolina y diésel.

En todo caso, todos estos «impuestos ocultos» terminan penalizando a largo plazo la competitividad de los consumidores. Lamentablemente, no hay mucho que los consumidores puedan hacer para evitarlo. El «arma del impuesto del petróleo» está totalmente en manos de los gobiernos.

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Inflación por decreto. Experimentos monetarios y la bomba de relojería del crédito

El papel moneda siempre vuelve a su valor intrínseco: cero.

VOLTAIRE

La devaluación monetaria es una mera transferencia de riqueza del conjunto de los ciudadanos de un país a las industrias políticamente favorecidas… La devaluación no vuelve más competitivo un país. No hace nada para promover el ahorro interno o la inversión de capital externo, los cuales tienen el efecto de incrementar la inversión de capital per cápita y constituyen por tanto las únicas fuentes del incremento de la productividad de los trabajadores y del nivel de los salarios.

PATRICK BARRON

Oro negro

A lo largo de 2012 me hicieron muchas preguntas en los medios sobre la «subida de los precios del petróleo». Pero cuando señalaba la devaluación del dólar y otros datos monetarios como los factores clave, la mayoría de la gente se encogía de hombros. La relación entre el petróleo y el oro (el precio del petróleo en términos del oro) se había mantenido muy estable mientras el precio del crudo se disparaba en términos de dólares, desde los 50 hasta los 110 dólares por barril.

Lo mismo podía decirse de los precios de muchas materias primas, como resultado del tsunami monetario provocado por los bancos centrales de todo el mundo en general, y del Tesoro estadounidense en particular, con billones de dólares en estímulos monetarios. Bienvenidos a la «era Bernanke», en la que los precios de las materias primas ya no estaban determinados por los fundamentales de la oferta y la demanda, sino por un tercer factor: las políticas monetarias.

GRÁFICO 12. Precios de las materias primas 1960-2011 (Precio medio de 20 años 1960-1979: 100)

Fuente: (Johnsville News, Bloomberg)

La impresión de dinero y más de una década de rebaja de los tipos de interés se han traducido en presiones inflacionarias sobre los precios de las materias primas, compensando parcialmente las presiones deflacionarias de la tecnología y la curva de aprendizaje.

Desde 2001, los principales bancos centrales han aportado el equivalente a 10 billones de dólares a la oferta monetaria.[175] En el período comprendido entre 2009 y 2013, la Reserva Federal estadounidense generó la mitad de la oferta monetaria de sus varios siglos de historia. La política monetaria estadounidense perseguía un doble objetivo. A nivel nacional, los bajos tipos de interés en dólares incentivaban el consumo y la inversión, y desincentivaban el ahorro. A nivel internacional, un dólar más débil favorecía la competitividad y las exportaciones de los productos estadounidenses, y desincentivaba la importación de productos extranjeros. Todavía hoy, mientras la Fed «retira» su programa de flexibilización cuantitativa, la base monetaria sigue creciendo, aunque a un ritmo menor.

Sin embargo, un dólar más débil significa también una depreciación del yuan chino (CNY), como consecuencia de la tasa de cambio fija establecida por el Banco Popular de China (PBOC, por sus siglas en inglés). Irónicamente, la indexación ha creado importantes tensiones entre ambos países, y China ha sido acusada de «manipular divisas» por representantes de la administración estadounidense, a pesar de que fue Estados Unidos quien introdujo políticas monetarias extremas y no convencionales disfrazadas de medidas orientadas al mercado interno, pero que tenían un efecto incuestionable sobre el dólar estadounidense y por tanto sobre el resto del mundo.

El riesgo de inflación en Estados Unidos se consideraba reducido por el margen existente en los mercados inmobiliario, industrial y laboral. Pero con el tiempo el «beneficio marginal» de la flexibilización se fue haciendo cada vez menos claro. La Fed tenía que imprimir mucho más dinero para obtener un impacto parecido. El tiempo dirá el daño que se ha hecho en el proceso.

El riesgo de inflación en China era una historia totalmente distinta. La indexación artificial generaría grandes distorsiones y una gran acumulación de reservas de divisas, así como extraordinarios desequilibrios, como la emergencia de un sistema bancario en la sombra. En 2014, el PBOC y el gobierno chino están adoptando medidas proactivas para poner el CNY en flotación y corregir los grandes desequilibrios del sistema, pero una vez más el tiempo dirá el daño que se ha hecho.

Y la política monetaria es «contagiosa». Japón, Europa, Suiza, Reino Unido y muchos otros bancos centrales creíbles del mundo han estado aportando estímulos monetarios sin precedentes a través de todos los canales posibles.

Como resultado, los bancos centrales de todo el mundo se hallan en plena carrera hacia el abismo, en una «guerra de divisas» que actúa sobre la base monetaria en el intento de superar sus problemas económicos a través de la depreciación.

La política monetaria ejerce presión inflacionaria sobre los precios de las mercancías en dólares estadounidenses.

Además de los excesos monetarios, los gobiernos de todo el mundo han estado aportando grandes incentivos fiscales. Tan sólo en 2008,[176] China puso en marcha un plan de estímulo de 585 000 millones de dólares, que sin duda se tradujo en una demanda añadida de infraestructura.

Todas estas medidas incrementan la demanda de China, lo que contribuye a presionar el sistema energético y empuja al alza los precios de las materias primas en dólares.

La carrera hacia el abismo

Nos encontramos en un período que será estudiado en el futuro en las escuelas de negocios por su obstinación en aplicar una y otra vez las mismas recetas que han llevado a la crisis.

«¿Cómo podemos salir de un problema de deuda y estancamiento que no ha mejorado a pesar de los planes de estímulo?». La preocupación por una posible «guerra de divisas», a la vista de la creciente actividad de los bancos centrales, fue motivo de debate en el G-20 y en Davos durante el año 2013.

El primer ministro japonés, el señor Abe, dijo que con un dólar por encima de los 85 yens, «empresas que hasta ahora no pagaban impuestos pueden empezar a hacerlo», porque la mayor debilidad del yen incrementa sus beneficios. ¿De verdad? ¿O es más bien un caso de exportación sin margen de beneficio por estar planificada sobre la base de una tasa de cambio del yen insostenible?

¿Es una buena idea la devaluación? Sus defensores argumentan que «mejora la competitividad», o que «la deuda desaparece a medida que la moneda en la que está denominada pierde valor», lo cual les permite «empezar de nuevo».

¿De verdad? ¿Es así de sencillo? Bueno, no tanto en realidad. Los fundamentales de la economía no han cambiado, y de paso hemos hundido la credibilidad de los gobiernos y del sistema financiero. Los esquemas piramidales no funcionan si no hay confianza.

Primero vienen las tasas bajas de interés, el gasto desproporcionado en activos de alto riesgo y escaso rendimiento, el empobrecimiento y los planes de estímulo inútiles. La consecuencia es más deuda y baja productividad en la economía. ¿Y cuál es la solución, según nuestros gobiernos? Repetirlo. Aplicar estímulos para combatir el desempleo.

Para «repetir» una receta tan «exitosa», los gobiernos deben robar el dinero de los bolsillos de los ahorradores: impuestos, depreciación y manipulación del coste del dinero. Y por supuesto, el desempleo no disminuye… no en todo caso por la intervención del gobierno. Represión financiera de manual, versión 2013.

El debate generacional

¿Debemos pasarlo mal ahora y tener un impacto efectivo sobre el valor actual de nuestros activos y nuestros ahorros? De este modo situaríamos la valoración de los activos en su nivel real, y daríamos más opciones a los jóvenes de entrar en la economía, aunque fuera a costa de perjudicar a los mayores con una reducción de sus ahorros.

¿O debemos buscar la salida en medidas «inflacionistas»? De este modo reduciríamos la deuda efectiva a costa de los ahorros de los mayores y diluiríamos lentamente el problema, con el supuesto objetivo de fomentar la entrada de los jóvenes en la economía.

No cabe duda que los gobiernos de todo el mundo prefieren dejar los problemas para más adelante, una receta que se ha usado una y otra vez y sólo lleva a crisis aún mayores. Represión financiera de manual, versión 2013.

La inflación es un término relativo. Para mí puede significar algo distinto que para otro. Yo tuve trillizos. Diego, gemelos. Y los dos sabemos que la inflación de los pañales era un dato a tener en cuenta en cierto período de sus vidas. Ahora los niños han crecido y ese dato ya no tiene ningún impacto en nuestras vidas, pero sí en las de otros. De modo parecido, la alimentación, la educación o la electricidad pueden tener impactos diferentes sobre la cesta de la inflación de distintas personas.

Los bancos centrales utilizan una cesta arbitraria de bienes y servicios para determinar «cuál es la inflación oficial» y establecer la tasa de crecimiento de las pensiones, por ejemplo. Otras formas de inflación, como la inflación fiscal, la inflación inmobiliaria o la inflación de activos, tienen un carácter más «cualitativo». La inflación oficial es por tanto otra herramienta más, sujeta a la regla general de que «el gobierno puede cambiar las reglas en cualquier momento».

La bomba de relojería monetaria del riesgo crediticio

Uno de los efectos de esta guerra de divisas es la búsqueda del rendimiento a cualquier precio por parte de los inversores, para compensar el miedo a la pérdida de valor del dinero. En otras palabras, se aceptan menos intereses por un riesgo más elevado.

Según Bloomberg, la demanda de bonos basura y deuda de países con problemas se ha disparado hasta niveles de 2007. Empresas al borde de la quiebra emiten bonos que encuentran una demanda diez veces superior a la oferta…

El desempleo no baja, pero la inflación sube

Me asombra leer que algunas personas piensan que monetizar deuda sirve para crear empleo.

El desempleo se reduce cuando la actividad económica se recupera, cuando vemos inversión privada real. Pero cuando creamos una burbuja monetaria el efecto es contraproducente, porque el dinero es invertido en activos financieros a corto plazo.

La ratio riesgo-rentabilidad de la inversión productiva en la economía real es simplemente inasumible en comparación con la de los activos financieros líquidos. Los bancos centrales están penalizando a los inversores por ser conservadores. Pero éstos a su vez no ponen el dinero a trabajar durante quince años, y menos aún en activos reales, hasta que ven un entorno seguro y oportunidades de crecimiento. De modo que el dinero va al lugar que los bancos centrales van a defender hasta el final: los activos financieros de riesgo.

Mientras tanto, la actividad económica se contrae. Por eso cae la velocidad del dinero. Un sistema que reprime y genera dinero falso no transmite mucha confianza. La inflación aumenta, aunque quede disimulada en las cifras oficiales.

Los problemas estructurales no se resuelven con burbujas. Sólo se perpetúan y se incrementan con ellas.

«Empobrece al vecino»

Charles Plosser, de la Fed estadounidense, dijo en una ocasión que las «políticas de empobrecer al vecino no son saludables». El principal riesgo de una devaluación masiva es el empobrecimiento y el estancamiento, sumado al desplome de la inversión productiva.

Europa compite con Japón por las exportaciones globales. Una devaluación brutal del yen significa una caída de las exportaciones de la Unión Europea a Asia. Si añadimos a eso la devaluación en curso del dólar, el efecto es muy simple: Estados Unidos exporta inflación, pues el 75 por ciento de las transacciones mundiales se realizan en dólares. La cotización de las monedas de los países emergentes se dispara, las materias primas, en especial la energía, también mantienen precios altos, y los desequilibrios mundiales se exageran como resultado de todo ello.

Sorprendentemente, la opinión general es que Europa debería sumarse a esta guerra absurda.

A menudo oímos que la culpa de la crisis del euro es de Alemania por negarse a poner en marcha la máquina de imprimir dinero. Oímos cosas como: «Es un crimen que España tenga una tasa de desempleo del 26 por ciento sólo porque Alemania no quiere más inflación»… como si no hubiéramos aprendido nada de las devaluaciones competitivas de los noventa. Eso no funciona.

No obstante, y a pesar de los esfuerzos del BCE para incrementar su balance, que se acerca a los dos billones de dólares… seguimos sin ver una gran devaluación del euro.

¿Por qué? Europa, y especialmente España, Alemania e Italia, ha mejorado sus exportaciones gracias a una política de «devaluación interna» (reducción de costes-salarios) y venta en precios dolarizados. Esto significa que buena parte de los éxitos de exportación de los últimos años, hasta el 80 por ciento según Goldman, procede de ventas en dólares o equivalentes.

Alemania sabe que la gran mayoría de las transacciones en euros tienen lugar entre países de la UE. Por tanto, esforzarse por devaluar artificialmente la moneda común podría ser como pegarse un tiro en el pie. La inflación de la eurozona podría entrar en una espiral alarmante. Ya ha ocurrido muchas veces en el pasado. En las oficinas de la Unión Europea de Westminster son muy conscientes de ello, pero lamentablemente algunos opinan que forzar la inflación es un «mal menor». «Ya veremos, dijo un ciego y nunca vio», como decía mi abuela.

Alto riesgo y volatilidad

Las guerras de divisas tenían un sentido estratégico muy limitado cuando no tenían un carácter global y concertado. Para que lo tuvieran debían darse dos condiciones: confianza en el sistema político y financiero global, y que los bancos centrales independientes dejaran de hacer funcionar la máquina de imprimir dinero.

Hoy no se cumple ninguna de estas condiciones. Las políticas no convencionales son algo habitual. Ir subiendo la apuesta de «el año que viene todo se arreglará» ha llevado a un incremento masivo del crédito, lo cual ha llevado a una burbuja en los mercados de futuros y derivados que podría suponer un riesgo sistémico en caso de corrección… lo cual impide a su vez parar la máquina de imprimir dinero pues si lo hicieran el sistema bancario se colapsaría.

El balance de los bancos centrales es como una trampa para cucarachas: nada de lo que entra, sale.

Los bancos centrales han dejado de esterilizar sus medidas y ahora no tienen más remedio que aplicar medidas no convencionales para mantener la permanente burbuja del crédito soberano, alimentada por un gasto insostenible.

La oferta monetaria aumenta anualmente entre un 6 y un 7 por ciento a escala mundial,[177] lo que significa generar inflación en las materias primas y exportar inflación a los países en vías de desarrollo, pues no pueden competir en las guerras de divisas a escala mundial. El resultado es más pobreza, que termina afectando a todos. Lo más importante es que la velocidad del dinero está bajando rápidamente, signo de que la economía no se está recuperando, porque el mensaje que se envía es: «No te preocupes de invertir en activos reales, invierte en riesgo». El resultado es una monstruosa burbuja en bonos.

Los países están imprimiendo dinero para manejar una deuda que es muy difícil que puedan devolver pero que sigue creciendo porque los ingresos disponibles de las familias y los beneficios de los pequeños negocios se encogen como consecuencia del incremento de la carga fiscal y la incapacidad de reducir el gasto. La represión financiera está teniendo un impacto negativo sobre el crecimiento y el consumo.

Teniendo en cuenta la ralentización de los avances de la liberalización del comercio en los últimos años, así como el lento crecimiento del comercio mundial, existe el temor de que en algunos países se comiencen a escuchar proclamas proteccionistas. Por fortuna se trata sólo de una amenaza, no de un fenómeno tangible.

Un problema estructural de deuda y gasto, falta de crecimiento y desindustrialización no se resuelve con deuda barata y devaluación. La solución es la innovación y el desarrollo de áreas de alta productividad. Eso no se logra imprimiendo dinero y manipulando los tipos de interés.

Eso no hace sino fomentar el endeudamiento, las malas inversiones y mantener en pie sectores zombis en decadencia.

La solución es justamente lo que todo el mundo parece esforzarse por evitar: limpiar un sistema agotado y sustituir los sectores de baja productividad con tecnología y alta productividad, vendiendo en dólares o equivalente.

La fase de la complacencia

Una gran civilización no puede conquistarse desde fuera hasta que se ha destruido a sí misma desde dentro.

WILL DURANT

Actualmente nos encontramos en la fase de complacencia, que consiste en restar importancia a la acumulación de la deuda y la creación de falso dinero como simples anomalías incómodas. Es una fase que durará hasta que la situación explote. Lo cual ocurrirá, que nadie lo dude. No sabemos cuándo, pero sí sabemos cómo. Lo hará de forma abrupta y dolorosa. Lo hemos visto ya muchas veces desde 1789, cuando Francia trataba de resolver un problema de gasto y deuda recurriendo a la impresión injustificada de dinero. [178]

Hay algunos indicadores positivos: la mayoría de las economías mundiales están en fase expansiva, aunque a ritmo bajo y por debajo de su potencial.

Pero estos elementos positivos no pueden ocultar que el agujero de la deuda está creciendo más rápidamente que ningún indicador relativo al PIB, los beneficios empresariales, los ingresos fiscales o el crecimiento industrial. El agujero supera los 17 billones de dólares en Estados Unidos.[179] Es una receta que nadie debería copiar, por tres razones:

En primer lugar, la política de incrementar y monetizar la deuda que hemos estado viendo en Estados Unidos o Reino Unido no reduce la necesidad de introducir recortes masivos, ni resuelve los problemas de crecimiento. De hecho, es precisamente la dependencia de un modelo piramidal de deuda lo que genera las burbujas que luego llevan a las crisis y a los recortes. Si no dejamos que el sistema haga limpieza, no haremos más que perpetuar los problemas. Estados Unidos ha incrementado su deuda un 1560 por ciento desde 1981, mientras que la población sólo ha crecido un 35 por ciento en el mismo período, y sólo se ha logrado generar un incremento real de menos del 0,24 por ciento del PIB por cada dólar de deuda adicional. («The Central Bankers’ Potemkin Village», Hayman Capital). Las cifras son parecidas en el resto del mundo occidental. Todos los países de la eurozona tienen una deuda pública entre dos y tres veces superior a sus ingresos. Una pirámide de ingresos con una base cada vez más reducida para apoyarse.

En segundo lugar, la burbuja crediticia y bursátil es el resultado de los bajos tipos de interés y la impresión de dinero, cuyo efecto consiste en proyectar una «ilusión de crecimiento» que promueve la adopción de dudosas decisiones de inversión, cada vez con más riesgo y más centradas en el corto plazo.

En tercer lugar, los ingresos disponibles de la clase media y los beneficios empresariales se ven reducidos por las subidas de impuestos, la falta de inversión productiva, la incertidumbre económica y el riesgo sistémico. La recuperación se retrasa como resultado de los intentos de evitar una corrección drástica del agujero de deuda basada en simples principios de mercado: quiebra cuando no haya más remedio y conversión de la deuda en valores siempre que sea posible.

El riesgo de quiebra es esencial para el funcionamiento del mercado, para premiar a los buenos gestores y establecer una penalización clara para las malas inversiones. Sin embargo, cuando introducimos el efecto placebo de la impresión de moneda, los bajos tipos de interés y los rescates, destruimos el principio de la responsabilidad crediticia, generamos incentivos perversos, riesgos exagerados y propiciamos el hundimiento de la credibilidad de todo el sistema.

Y, sin embargo, los bancos siguen destruyendo moneda y aumentando su deuda… para nada, pues olvidan que ni la población ni el PIB crecerán lo suficiente para financiar la orgía de gasto que hemos generado.

La máquina de hacer burbujas

Cuando todos los países están resueltos a crear inflación e inyectar liquidez sin preocuparse por los fundamentales, se fomenta la creación de una burbuja entre los beneficiarios de este dinero: gasto político y empresas zombis, esas que deberían haber quebrado pero siguen «vivas» con préstamos eternamente renovados porque asumir una pérdida crearía un agujero demasiado grande para los bancos. Todo ello desincentiva la limpieza del sistema, porque el «demasiado grande para caer» se convierte en la norma. No hace falta que sean eficientes o productivas, basta con que las empresas sean gordas. No fuertes, gordas.

Cuando las políticas monetarias no convencionales se convierten en algo habitual, comienzan a producirse burbujas a ambos extremos del espectro del riesgo, desde los países de «bajo riesgo» soberano como Estados Unidos y Alemania, hasta las empresas y los países en dificultades, en el extremo del «alto riesgo». El cero por ciento de interés de los bonos americanos o alemanes está tan injustificado como un cupón de apenas el 5 por ciento por bonos de países o empresas al borde del colapso. Todo ello no hace sino generar una «sobreoferta» de deuda con retornos marginales negativos. Y las economías no mejoran.

Pero por supuesto no vamos a renunciar a una receta tan «exitosa». La acompaña un exceso de riesgo que se traduce en una volatilidad extrema de los mercados financieros, totalmente ajena a los fundamentales. Los bancos centrales por supuesto no quiebran, pues los pagamos nosotros y nuestros nietos. De modo que perpetúan sus intervenciones «no convencionales», hoy convertidas en regla, arruinando a sus ciudadanos a través de la inflación y la devaluación. Pero al apoyar el exceso de gasto gubernamental y la subida de la bolsa, generan una «sensación de riqueza» (me encanta esa expresión) aun cuando no ocurra nada realmente. Y así seguimos adelante un poco más. Pero al final podría ocurrir que los bancos centrales perdieran su crédito y sus papeles se quedaran sin valor. Parece que vayamos camino de que ocurra eso justamente.

Las burbujas se pinchan cuando hay un «shock de demanda». Cuando el flujo de nuevos participantes se corta o desaparece y la competición por el capital se recrudece. Cuando esto ocurre, es una situación muy agresiva. Entonces el esquema piramidal deja de funcionar de golpe. Disfrutémoslo mientras dure.

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La excusa perfecta: culpemos a los especuladores

Un especulador es alguien que observa el futuro, y luego actúa antes de que ocurra.

BERNARD BARUCH

He debatido el papel de los especuladores y de los mercados financieros en numerosas entrevistas y programas televisivos. Es interesante ver que en la mente de la mayoría de las personas, un «especulador» es alguien que hace subir los precios de las materias primas sin razón alguna; en cambio, nadie menciona a los mercados financieros cuando el precio de las materias primas baja. También resulta divertido comprobar cómo esas mismas personas echan la culpa a los especuladores cuando la bolsa baja, pero no cuando sube. Los especuladores tienden a llevarse la culpa por los movimientos que nos afectan de forma negativa.

«El precio no guarda relación alguna con la oferta y la demanda. En base a los fundamentales, el crudo no vale más de 50 dólares por barril —dijo el ministro saudí para el petróleo, Ali Al-Naimi, en 2005, como comentamos antes, al justificar un recorte inesperado de producción por parte de su país—. La razón de este recorte es sencilla. La gente no quiere comprar petróleo».

En efecto, en aquel momento los consumidores no querían comprar petróleo. Querían comprar gasolina, diésel y queroseno, y en cantidades mucho mayores que antes. Pero es que para entonces, los cuellos de botella en la capacidad de refino eran muy evidentes, y bombear un poco más de crudo pesado agrio no haría sino saturar aún más el mercado del fueoil residual, y reducir el valor del crudo saudí. Las refinerías tenían la sartén por el mango, cosa que jamás hubieran pensado ni la OPEP ni Arabia Saudita.

Y los consumidores estaban demostrando ser muy insensibles al precio. Los subsidios del combustible en China, la India, Indonesia, Malasia, Nigeria, Venezuela y muchos otros países, incluida la propia Arabia Saudita, implicaba que los precios permanecían constantes para los consumidores nacionales, a pesar del tremendo incremento de los precios internacionales. No había mecanismo de mercado para incentivar la destrucción de demanda en los mercados emergentes, de modo que la carga del ajuste recaía íntegramente sobre los consumidores de la OCDE, los cuales se hallaban también bastante aislados de los precios por efecto de los elevados impuestos de los combustibles. Un cálculo aproximado realizado a posteriori mostró que un incremento del ciento por ciento en los precios provocaría un descenso del 2 por ciento en la demanda. ¿A alguien le sorprende que el precio se disparara hasta los 140 dólares por barril, y que el combustible de aviación llegara a los 200 dólares por barril en 2008?

Pero en lugar de aceptar la dinámica del mercado, Al-Naimi echó la culpa a los especuladores. «El precio del petróleo viene marcado por un mercado que mueve miles de millones de dólares integrado por compañías petroleras, traders, inversores y hedge funds. Esta clase de burbujas se pinchan cuando se produce un shock de demanda y se corta el flujo de nuevos participantes».

El impacto de los flujos financieros ha sido analizado y debatido a fondo. En las siguientes secciones presento algunos de los principales argumentos a favor y en contra, acompañados de mi opinión personal. Pero en el ejemplo recién mencionado, los especuladores eran la respuesta más fácil. No obstante, las cosas resultan mucho más claras vistas en retrospectiva, y todo el mundo terminó comprendiendo que los precios reflejaban efectivamente los fundamentales. Lo que ocurre es que en aquel momento dichos fundamentales no eran bien comprendidos.

Los políticos y los reguladores se sacuden la culpa de encima

La regulación forma parte del juego e influye sobre los precios. Hay veces en las que está bien diseñada y complementa las fuerzas del mercado. Y hay otras veces en las que está mal diseñada y ocurren desastres.

Lo que resulta cínico es que los políticos y los reguladores echen la culpa a los especuladores de problemas que ellos mismos han creado.

Veamos por ejemplo el caso de la crisis eléctrica de California, durante la cual el gobernador Gray Davis, en lugar de admitir las deficiencias de su propia regulación, dijo que «el estado estaba viviendo una pesadilla energética por las subidas abusivas de precios provocadas por especuladores de fuera que tenían rehén al estado». Sin embargo, una década después del fin de la crisis, y con la ventaja que da la distancia en el tiempo, el presidente de la Comisión Federal de Regulación de la Energía reconoció que «la crisis de California fue producto de un fallo de la regulación».

O pensemos en el caso de los precios del maíz. Durante la subida supercíclica de precios de los dos mil, la mayor parte de las materias primas alcanzaron precios históricamente altos, ya se tratara del crudo, del carbón, del gas natural, del cobre o del maíz. Las correlaciones se habían incrementado notablemente, lo que a menudo se usaba como argumento para pretender que la subida de precios se debía a los especuladores. Y por supuesto los altos precios del combustible y los alimentos no hacían sino generar inflación e incrementar el riesgo de inestabilidad financiera.

Una vez más, los políticos y los reguladores corrieron a echar la culpa a los especuladores. «Subida del precio de los alimentos, ¿cómo se atreven?». Éste era un terreno demasiado sensible, que afectaría especialmente a los pobres y aumentaría la desigualdad. Vaya cinismo.

La principal razón por la que subían los precios del maíz era el incremento de la demanda del etanol producido a partir del maíz en respuesta a los elevados precios de la energía y los mandatos impuestos por los reguladores. El maíz, que tradicionalmente había pertenecido a la categoría de «alimentos y piensos», había pasado a la categoría de «alimentos, piensos y combustibles». El incremento de la demanda debía resolverse mediante el incremento de la oferta y la destrucción de demanda. Como no se podía «imprimir maíz», los precios experimentaron una subida importante. El mercado no tenía otra opción.

En 2012, tras una severa sequía en Norteamérica, el precio del maíz alcanzó niveles históricos al superar los 8,30 dólares/ bushel, un incremento del 400 por ciento desde 2005. «Los especuladores se están aprovechando de la situación. Debemos reducir sus límites de riesgo en los futuros. Son los responsables del incremento de la inflación en los alimentos». Sin embargo, más del 40 por ciento de la cosecha física de aquel año fue a parar a la producción de etanol para coches.[180] Las cantidades habían sido impuestas por el gobierno, y el «combustible» forzó la destrucción de demanda de los «alimentos y piensos» a través de la subida de precios. Fueron las vacas y los cerdos los que tuvieron que cambiar de dieta, no los coches. Por imperativo gubernamental.

Como acostumbra a ocurrir, la regulación y los mandatos no son lo suficientemente flexibles para adecuarse a los cambios en las circunstancias. Nadie debería sorprenderse por el riesgo de shocks de oferta en el sector de la agricultura.

Una vez más, los altos precios eran un buen reflejo de los fundamentales. Era sólo que las reglas del juego habían cambiado y los fundamentales incluían la asignación obligatoria de ciertas cantidades a la producción de etanol. Pero el gobierno, lejos de asumir la culpa, la echó a los especuladores. Supongo que resulta mucho más fácil. Y la opinión pública, a menudo mal instruida e informada por los medios de comunicación, se subió al carro.

Los límites a los futuros impuestos por la CFTC

La misión de la Comisión del Comercio en Futuros sobre materias primas (CFTC, por sus siglas en inglés) consiste en proteger a los participantes en el mercado y a los ciudadanos en general de fraudes, manipulaciones, prácticas abusivas y riesgos sistémicos relacionados con los derivados —tanto futuros como permutas financieras— y promover un funcionamiento transparente, abierto, competitivo y financieramente sólido en los mercados.

En febrero de 2014, en un discurso titulado «Los especuladores y los precios de las materias primas», el comisario Bart Chilton dijo: «Hace tiempo que deberíamos haber puesto en solfa y utilizado la única herramienta de que disponemos para responder a los elevados precios del petróleo y el gas. No se puede encender la televisión o la radio sin oír hablar de los precios récord del petróleo y el gas, y sin embargo la CFTC todavía no ha sido capaz de imponer los límites ordenados por el Congreso a las posiciones, para poner freno a la especulación excesiva en los mercados del petróleo y otras materias primas».

En respuesta a las presiones políticas y de la opinión pública, la CFTC impuso límites más severos a los especuladores (véase la web de la CFTC: http://www.cftc.gov/IndustryOversight/MarketSurveillance/SpeculativeLimits/speculativelimits).

«Para proteger los mercados de futuros de excesos especulativos que puedan causar fluctuaciones injustificadas de precios, la Ley del Mercado de Materias Primas (CEA, por sus siglas en inglés) autoriza a la Comisión a imponer límites al volumen de las posiciones especulativas en los mercados de futuros.

»El Principio 5 de la Sección 5(d) de la CEA exige que los mercados designados establezcan límites a las posiciones especulativas o impongan responsabilidades a los especuladores, siempre que sea necesario e indicado, para reducir la amenaza potencial de manipulación o congestión del mercado, en especial durante la negociación en el mes de entrega.»[181]

Estoy de acuerdo en que un volumen desproporcionado de posiciones especulativas puede aumentar la volatilidad y generar distorsiones a corto plazo mientras el mercado trata de absorber el riesgo. Hay que recordar que por cada comprador debe haber un vendedor, por construcción. Si hay muchos más compradores que vendedores, los precios de futuros subirán hasta encontrar esos vendedores. Pero tal como ya se ha tratado antes, estoy convencido de que los precios de los futuros convergen hacia los precios de contado. Todo cuanto ocurre en los mercados de futuros es un «juego de suma cero» entre los compradores y los vendedores.

La prima de riesgo especulativa

En su discurso, el señor Chilton ofreció una larga lista de artículos y utilizó un ejemplo concreto para apoyar su argumentación: «Un estudio de Goldman Sachs del año pasado concluía que por cada millón de barriles de posición especulativa neta en los mercados el precio del barril de crudo sube entre 8 y 10 centavos. El 23 de febrero de 2012, el Informe de Posiciones de los traders del CFTC indicaba que el “dinero gestionado” mantenía posiciones equivalentes a 233,9 millones de barriles en contratos de crudo NYMEX. De acuerdo con los resultados de la investigación de Goldman Sachs, y multiplicando 10 centavos por 233,9 millones, eso significaría que en teoría existe una “prima especulativa” de 23,39 dólares por barril en el precio del crudo NYMEX».

En mi opinión, hay el peligro de descontextualizar el concepto de «prima especulativa». Supongamos que los precios están en equilibrio a 100 dólares por barril. Salen noticias de un aumento de las tensiones en Oriente Medio y hay un 20 por ciento de probabilidades de una escalada que incremente los precios hasta los 150 dólares por barril, y un 80 por ciento de que no ocurra nada. El precio de los futuros responderá con una subida de 10 dólares por barril (esto es, un 20 por ciento de la subida potencial de 50 dólares). La prima refleja la media ponderada de los posibles resultados. Los productores y consumidores son libres de actuar sobre éstos. Mientras tanto, el mercado simplemente trata de hacer su trabajo. Los consumidores al descubierto pagarán los precios de contado, con independencia de lo que ocurra con los futuros.

Valor en riesgo

A lo largo de mi carrera como trader he visto a compañeros sufrir pérdidas mucho mayores de lo que ningún modelo habría anticipado. Parte del problema es un exceso de confianza y dependencia de modelos complejos.

El valor en riesgo (VaR, por sus siglas en inglés) es la herramienta más aceptada para medir el riesgo de pérdida monetaria, y en mi opinión una de las responsables de muchos de los trastornos financieros que hemos vivido. Estrictamente hablando, el VaR mide la pérdida diaria mínima esperada con un grado de confianza del 95 por ciento. En la práctica, me gusta pensarlo como la pérdida diaria mínima esperada al menos una vez dentro del mes de operaciones (un intervalo de confianza del 95 por ciento equivale a una opción de veinte, lo que coincide aproximadamente con el número de días de operaciones en un mes, excluidas las vacaciones).

El VaR tiene importantes limitaciones y hay que usarlo con plena conciencia de ellas.

Soy consciente de que la siguiente exposición contiene mucho lenguaje técnico de la gestión de riesgo que tal vez no resulte fácil de entender, pero eso es justamente lo que quiero subrayar. Los modelos complejos no son necesariamente mejores.

La siguiente exposición sobre el VaR identifica una serie de áreas en las que el modelo puede «salir mal» y dar como resultado pérdidas mucho mayores de las anticipadas.

En primer lugar, el VaR estima las pérdidas mínimas (en la práctica las pérdidas pueden ser muy superiores al VaR) en un día con dos desviaciones estándar, pero en la práctica esas desviaciones diarias podrían ser mucho mayores. Aunque tengamos una orden de «stop» que cierre la exposición cuando se alcance el umbral del VaR, la pérdida realizada puede ser mucho mayor si falta liquidez, lo que ocurre a menudo cuando los movimientos son importantes. Por ejemplo, una posición VaR de 1 millón de dólares podría perder 5 millones en un solo día.

En segundo lugar, aun cuando los movimientos diarios se mantengan dentro de las estimaciones VaR, es posible que dichos movimientos se produzcan más de una vez por mes. He visto muchos casos en los que existen límites de movimiento al alza y la baja en el mercado durante muchos días consecutivos, lo que significa que no se puede cerrar el riesgo. Como resultado, las pérdidas acumuladas pueden ser muy superiores a las inicialmente anticipadas. Por ejemplo, una posición puede sufrir pérdidas de 1 millón de dólares por día durante cinco días consecutivos, hasta un total de 5 millones de dólares.

En tercer lugar, el modelo requiere una serie de datos estadísticos. Es la «letra pequeña» del modelo.

Algunas personas usan la «volatilidad histórica» (esto es, la desviación histórica observada en el pasado en la distribución de precios) para estimar los riesgos futuros. Esto puede generar eventos «cisne negro» ya que períodos de baja volatilidad realizada en el pasado pueden generar una percepción de bajo riesgo en el futuro, lo cual puede ser un error fatal y hacer que el volumen de las posiciones y de las pérdidas sean mucho mayores de lo que habrían sido. Pensemos, por ejemplo, en el caso del yuan chino, una moneda que durante años ha estado indexada y cuidadosamente gestionada en una banda estrecha de negociación en relación con el dólar estadounidense. Pero el futuro podría ser muy distinto y ampliarse la banda de negociación o incluso convertirse en una moneda de libre flotación. Como resultado, las proyecciones basadas en volatilidades históricas pueden llevar a grandes riesgos.

Otras personas, en cambio, usan la «volatilidad implícita» para estimar los riesgos futuros, es decir, la expectativa de mercado. En mi opinión, es mucho mejor utilizar referencias tomadas del mercado, aunque están lejos de ser una estrategia perfecta. También en este caso hay margen para las sorpresas. La volatilidad aportada al mercado por inversores de riesgo controlado puede llevar a subestimar el riesgo. O bien en el caso de eventos impredecibles que no estén descontados en el precio también pueden darse niveles de volatilidad (y pérdidas) mucho mayores que las inicialmente anticipadas. El problema es que la volatilidad implícita es una proyección a futuro que requiere la introducción manual de datos que pueden no existir de forma líquida y accesible en muchos mercados. En cambio, las volatilidades históricas pueden computarse utilizando datos más accesibles como los precios históricos. Como resultado, muchos modelos confían en datos históricos para determinar la volatilidad.

En cuarto lugar, el modelo requiere datos sobre la «estructura de plazos». La volatilidad a corto plazo puede ser distinta que a largo plazo. De nuevo hacen falta datos.

En quinto lugar, la complejidad del modelo crece de modo exponencial cuando se añaden activos múltiples. El modelo requiere gran cantidad de datos sobre correlaciones para determinar el «efecto cartera». La «matriz de covarianza» plantea de nuevo la cuestión de las «correlaciones históricas» o las «correlaciones implícitas». Las correlaciones son aún menos transparentes que las volatilidades implícitas, pero son un dato clave para comprender el riesgo global de una cartera. Por ejemplo, la correlación puede ser baja para movimientos pequeños («ruido»), es decir, los activos suben y bajan de manera bastante independiente en condiciones normales de mercado. Pero ¿qué ocurre cuando nos encontramos con «mercados hostiles» producto de eventos como Lehman? Pues bien, las correlaciones tienden a incrementarse de forma significativa. En otras palabras, los mercados de valores de Estados Unidos, Japón o Europa pueden ser muy independientes en sus movimientos diarios, pero es muy probable que cuando ocurren estos eventos excepcionales se muevan en la misma dirección, de modo que el riesgo —y las pérdidas— se disparen literalmente en la práctica, por más que el modelo dé un VaR bajo en consideración de la baja correlación y la «diversificación de cartera».

No espero que hayan podido seguir todos los detalles de la exposición, sino que les haya ayudado a comprender la dificultad de la modelización de los riesgos financieros. Los modelos son útiles, y los límites de riesgo necesarios. Pero es preciso comprender adecuadamente su aplicación y sus limitaciones.

Parte IV

31

La energía en España

El verdadero tesoro del hombre es el tesoro de sus errores.

ORTEGA Y GASSET

La realidad energética en España

Recuerdo una cena en 2008 con unos empresarios energéticos en Dallas, Texas, en la que comentábamos las posibilidades que se abrían con la revolución del fracking, la energía solar y la energía eólica. Uno de ellos comentaba «el gas y las renovables son la pareja perfecta. Imbatible para generar seguridad de suministro y controlar los precios de la energía». No le faltaba razón.

Pero la realidad es que España, a pesar de ser pionera en energías renovables, tiene unos problemas estructurales muy importantes en el sector de la energía. Problemas que no tienen fácil solución, pero que debemos entender antes de poder solucionarlos. Como el paciente que va al médico con gran malestar pero sin saber muy bien lo que tiene, es importante entender y diagnosticar correctamente la enfermedad y sus causas, y no cometer el error de intentar tratar los síntomas.

Hay quien defiende que el éxito de Estados Unidos ha sido no tener una política energética dictada desde los despachos gubernamentales y que el fracaso de España ha sido precisamente el de tener una política energética diseñada en los despachos gubernamentales y no le falta razón.

España, pese a ser un país con relativamente pocos recursos naturales, ha conseguido tener un sector energético moderno y diversificado. España tiene una posición geoestratégica envidiable, y se ha convertido en un centro logístico de gran importancia, tanto para el gas natural licuado como para los productos refinados del petróleo. Pongamos, por ejemplo, la red de plantas de regasificación, que ha permitido que, ante los riesgos de la crisis de Ucrania, se dé la posibilidad de que España sea el centro de suministro hacia Europa y sustituir parcialmente a Rusia.

Pero un análisis más profundo de la situación energética española, muestra unos problemas serios, como por ejemplo la sobrecapacidad de generación en el sector eléctrico, que no pueden ni deben ser infravalorados.

Muchos de estos problemas vienen de lo que llamo la «mano visible de los gobiernos» (en clara referencia a la «mano invisible de los mercados», concepto acuñado por Adam Smith en el siglo XVIII).

A lo largo de este libro he analizado en detalle el impacto (positivo y negativo) en la regulación a través de casos y ejemplos históricos no sólo en España, sino a nivel mundial. En mi opinión, y como buen liberal, no creo en las subvenciones. Más aún, creo que las subvenciones son uno de los principales motivos de la pérdida de competitividad en el sector energético europeo en general, y español en particular, y han contribuido muy negativamente a la situación económica y de competitividad en muchos otros sectores, no sólo en el energético.

Uno de los mayores problemas que hemos creado ha sido el de la sobrecapacidad de generación eléctrica. A continuación voy a analizar la problemática, así como las principales causes y efectos secundarios.

El problema de sobrecapacidad de generación eléctrica

España tiene capacidad excedentaria de más del 40 por ciento, resultado de una burbuja de infraestructuras y capacidad de generación eléctrica que se creó con el aplauso de todos, ciudadanos, gobiernos, empresas y reguladores, y que tiene muchas similitudes con la inmobiliaria.

Los gobiernos que planificaron para un crecimiento «eterno».

Unas comunidades autónomas que tenían que tener todas una planta de regasificación, miles de molinos, cientos de placas solares y decenas de ciclos de gas.

Una remuneración y un sistema de subvenciones que hunde la competitividad si no crece la demanda.

Una población que aplaudía los excesos regulatorios en subvenciones.

Un sector que se lanzó al calor de expectativas de demanda injustificadas y subvenciones y se ahogó en deuda. Ahora se encuentra con rentabilidades paupérrimas y problemas de calificación crediticia.

Todo un país que piensa que nada se paga.

¿Cómo llegamos a esta situación?

Causa 1. Planificación obligatoria y regulada

A principios de la década se dieron en España un par de cortes de suministro, lo que llevó a los gobiernos a aprobar «con urgencia» una enorme cantidad de proyectos de ciclos combinados de gas, donde cada Comunidad Autónoma tenía que garantizar su «seguridad de suministro».

Uno de los mayores problemas de las políticas de demanda orientadas desde el Estado es la facilidad con la que se crean problemas de exceso de capacidad, que abrazamos apasionadamente ante las expectativas de demanda «creciente», pero que luego acarrean un coste muy elevado que, por supuesto, nos negamos a pagar.

En un documento del año 2013 del presidente de la Comisión Nacional de Energía, Alberto Lafuente, mostraba cómo la planificación energética —que era obligatoria— aprobada por el gobierno para 2002-2011 asumía un crecimiento medio anual del PIB —y con él la demanda energética— del 2,9 por ciento hasta 2006 y del 3 por ciento de 2007 a 2011.

El «error» de estimaciones de demanda planificada superaba el 35% entre 2007 y 2014. Así, en España, se construyeron decenas de miles de megavatios de nueva capacidad de acuerdo a esas «previsiones conservadoras», llenando el país de plantas de ciclo combinado y solares que no eran necesarias en su momento, y que fueron construidas fruto de una política de planificación «de burbuja».

Los gobiernos crearon efectos llamada con suculentas subvenciones, estimaciones de demanda de ciencia ficción y permisos descontrolados, que lo único que han conseguido es generar sobrecapacidad, clientelismo, sobrecoste y deuda.

Saltemos a 2008, con la burbuja inmobiliaria y la crisis una realidad, y nos encontramos con que la planificación estimaba un crecimiento medio anual del 3 por ciento hasta 2016. En base a estas previsiones, se construyeron otro par de decenas de miles de megavatios para atender a esa inexistente «creciente demanda», y gobierno tras gobierno, nacional, regional, local, se liaron a dar permisos. Las inversiones anuales pasaban de 450 millones en gas y otros tantos en electricidad a mucho más del doble. «Hay que invertir».

Excelentes profesionales, con décadas de experiencia que alertaban contra esta salvajada de previsiones y esta locura de inversiones innecesarias, fueron retirados de sus puestos. Según las previsiones, el futuro era brillante y todos los gastos parecían esenciales con la idea de asegurar la «seguridad de suministro» y con «rentabilidad mínima garantizada por el Estado». Es decir, por el contribuyente.

Causa 2. Excesivas subvenciones

Nos encantan las subvenciones. Les buscamos distintos nombres, «ayudas», «apoyos», «primas», «incentivos». Léxico burbujero. La enorme mayoría de la población las apoyaba. Sólo que nadie quería saber cuánto costaban.

Tras los cortes de suministro, los gobiernos aprobaron una enorme cantidad de proyectos de ciclos combinados de gas para garantizar su «seguridad de suministro», con el incentivo de pagos de capacidad garantizados de unos 600 millones de euros anuales, se construyeron 27 000 megavatios entre 2002 y 2012.

Luego llegó la «economía verde» basada otra vez en la planificación obligatoria a base de subsidios, y sin sustituir ninguna tecnología, lo que generó otros 26 000 megavatios. En solar fotovoltaica, se construyeron 3243 megavatios, ocho veces más que los cuatrocientos planificados, alcanzando un 6 por ciento de la electricidad generada y un 26 por ciento de las primas otorgadas. El comportamiento de las Comunidades Autónomas, aprobando proyectos muy por encima de lo previsto, tiene un coste de 7000 millones que sube hasta los 9000 millones en el 2020 según planificación obligatoria y regulada.

Mientras tanto, se seguía manteniendo al carbón nacional con subvenciones, que suponía otros 450 millones de euros anuales. Suma subvención y sigue, además de ser totalmente contradictorio de una política verde, ya que el carbón es un gran contaminante.

Para todos estos planes de «crecimiento» hubo que construir redes. También planificadas obligatoriamente. Otros 1400 millones de euros adicionales de coste.

Además, a pesar del exceso de capacidad, y por si se volvía a dar un apagón, subvenciones a los clientes para que aceptasen «interrumpir» su suministro eléctrico. Otros 500 millones anuales que se disparan a casi 700 millones en el 2013.

Pero ¡que no falte nadie!, subvenciones a la cogeneración de las industrias. Otros 1989 millones de euros.

Total, más de un 1 por ciento del PIB en subvenciones cada año.[182]

¿Y qué ocurre cuando la demanda deja de crecer?

Pues que el sistema se colapsa, pero los costes suben.

Entre los años 2008 y 2011, España pasó de tener un coste medio de la electricidad para los consumidores pequeños y medianos ligeramente superior a la media europea, a tener un coste medio un 20 por ciento superior a la media europea (fuente CNE), que a su vez es un 45 por ciento superior al coste en Estados Unidos.[183]

Y hay quien se pregunta por qué cierran las empresas y se deslocalizan.

Por otro lado, la media de precios mayoristas —precio del pool— no se movió de la media europea. Entre 2008 y 2013, según Bloomberg, los precios de la electricidad mayorista evolucionaron exactamente igual que la media del precio mayorista francés, alemán e italiano. El precio mayorista lo refleja la generación que compite en un mercado marginalista. Todos los sistemas europeos son marginalistas. Todos. Dicho precio suele fijarlo la tecnología que cubre la demanda a medida que se va generando. Es decir, normalmente empieza por cubrirse demanda con energía de «base» —nuclear, hidráulica—, para seguir con gas y carbón o petróleo. Dado que el viento y la solar deben comprarse por ley, la demanda empieza a cubrirse una vez que las renovables —el régimen especial— ya han sido cubiertas. La media del precio mayorista suele depender del mix de generación de cada país. En un país con alto nivel de energía hidráulica como es España, los precios pueden subir o bajar mucho dependiendo del nivel de lluvias.

Los sobrecostes no sólo se acumulaban, sino que no se pagaban. Un déficit de tarifa que crecía a una media de 4000 millones de euros anuales desde 2008. Hasta 3000 millones de euros en 2014,[184] a pesar de los recortes regulatorios a las eléctricas. Un déficit lleno de «promesas de pago» gubernamentales si la empresa aceptaba la exigencia de gastar —«invertir»— en sobrecapacidad. Tremendo.

¿Incentivos o subvenciones?

Alguien pensará que los incentivos fiscales y las subvenciones son lo mismo. Pero no lo son.

Un incentivo fiscal es un apoyo, pero las variables de demanda las sigue generando el mercado, y no el Estado. Así, con una política de incentivos fiscales a las renovables, no de subvenciones, se puede conseguir que la demanda y el mercado funcionen sin crear el peligroso «efecto llamada» de las jugosas primas pagadas con el bolsillo del contribuyente.

Por otro lado, una subvención es un coste inmediato, pagado por el Estado —normalmente con deuda— y que genera en sí mismo una señal de demanda falsa. Se crea capacidad productiva por las subvenciones. Si se da un incentivo fiscal, eso no sale como un coste hundido del bolsillo del contribuyente y, al darse la inversión sólo cuando la demanda real coincide con la oferta, no se incentiva la capacidad innecesaria.

Causa 3. Crecimiento financiado con excesiva deuda

La expansión en España se ha financiado a base de gran apalancamiento financiero, lo que ha dejado a las empresas eléctricas y renovables entre las más endeudadas, con una deuda equivalente a 3,9 veces el EBITDA.[185]

Estos niveles de deuda excesivos fruto, de la avaricia y de la «planificación burbuja», acarrean muy serios problemas en cadena por todo el sistema. Los costes son altos y los pagamos todos.

Causa 4. Hotel California

Como era el caso en Hotel California, la famosa canción de los Eagles, donde se podía dejar la habitación las veces que quisieras pero no salir del hotel,[186] el problema añadido en España es que no existen mecanismos ni se permite corregir la sobrecapacidad generada.

En cualquier mercado, no sólo el energético, cuando sobra capacidad, lo lógico es permitir que el sistema se ajuste. Permitir que quiebre quien tenga que quebrar, y que de esta manera se limpie el sistema.

Pero en España, a pesar del 40 por ciento de sobrecapacidad, ninguna región permite que se cierren sus plantas. Los sindicatos, gobiernos regionales, gobiernos nacionales y opinión pública protestan ante cualquier posibilidad de eliminar excedentes de generación.

En Alemania, con un problema de sobrecapacidad del 17 por ciento (mucho menor que el 40 por ciento de España),[187] en el 2014 el regulador Bundesnetzagentur ha aprobado el cierre de 4700 megavatios netos de capacidad de generación eléctrica, por encima de los 3600 megavatios estimados previamente.

¡Lo irónico es que tampoco aceptamos pagar los costes de estos excedentes!

Queremos capacidad gratis. Nos gusta la sobrecapacidad. Pero no queremos pagar por ella. ¡La solución que nos dan es aguantar la respiración y esperar a que crezca la demanda a niveles adecuados!

Si hay exceso de capacidad, hay que permitir que el mercado se ajuste, por el bien de todos.

Causa 5. Las reformas eléctricas y la inseguridad jurídica

Recuerdo lo que me dijo hace ya varias décadas un alto ejecutivo de una empresa energética: «No hay nada peor que un activo cautivo», refiriéndose a inversiones que dependen de ingresos garantizados por el Estado. Porque una vez invertido, no te puedes escapar. Y la historia está plagada de regulaciones cambiadas, revisadas o eliminadas.

En otras palabras, los gobiernos cambian las reglas del juego, y con ellas la rentabilidad y viabilidad de las inversiones.

Esta genera un riesgo de inseguridad jurídica que daña gravemente la imagen del país donde cambios regulatorios se perciben aleatorios, retroactivos, y confiscatorios.

Desde hace diez años llevo leyendo «Inminente revisión del marco regulatorio». Cada vez que se anuncia un decretazo alguien se lleva las manos a la cabeza diciendo que nadie va a invertir en España, y sin embargo… no pasa. De hecho, a pesar de cambios brutales de regulación y derechos reconocidos en el BOE, se construyeron decenas de miles de megavatios de nueva capacidad.

El problema de los impuestos confiscatorios

Se ha llegado a la situación perversa por la cual la mayoría de nuestras empresas energéticas simplemente no genera ninguna caja libre, por eso su deuda no baja, a menos que vendan activos.

Son rehenes del mismo sistema planificado en el que invirtieron (en Estados Unidos se les llama stranded assets). Mucha gente habla de los «beneficios» de las energéticas, pero pocos se fijan en su situación atroz de caja y balance. Sin embargo, como sector rehén, sufre de una pobre generación de caja y alta deuda.

Las consecuencias

Una vez que entendemos y hemos diagnosticado las causas de la problemática, los síntomas y las consecuencias resultan evidentes y no deberían sorprender a nadie.

Consecuencia 1. Sube el precio de la electricidad (¡a pesar de haber sobrecapacidad!)

La electricidad ha subido un 70 por ciento en seis años según la Comisión Nacional de la Energía (CNE).

¿Cómo es posible que haya tanta sobrecapacidad y que el precio de la electricidad haya subido?

En una entrevista reciente, el consejero delegado de Iberdrola, una de las mayores compañías eléctricas de España y Latinoamérica, dijo lo siguiente: «La tarifa eléctrica española podría y debería bajar. A lo largo de los años, se ha convertido en una especie de cajón de sastre donde el gobierno ha ido arrojando cosas que deberían financiarse con cargo a los presupuestos y no a la tarifa. Más del 60 por ciento de lo que pagan los clientes no tiene nada que ver con el coste de la energía o de la distribución.[188]

Un 62 por ciento lo fija el gobierno (36 por ciento son impuestos y un 19 por ciento primas a las renovables), y el resto son costes de redes eléctricas (12,5 por ciento) y coste de la energía consumida (25,5 por ciento). [189]

La aparente incongruencia entre la sobrecapacidad y la subida del precio de la electricidad es fruto de las subvenciones y otros costes que se han pasado al consumidor, y que según fuentes del sector, la sobrecapacidad en España cuesta unos 50 006 000 millones de euros anuales debido a subvenciones a todo, y que nos impacta a todos.

El impacto ha sido una subida del 189 por ciento en los costes regulados por el gobierno, mientras que la «energía consumida y redes» (kilovatios, transporte y distribución) sólo habría subido un 12 por ciento. [190] Es decir, la subida de la factura eléctrica se debe principalmente a los costes fijos regulados que no han parado de subir, a pesar de que la demanda caía a niveles de 2005.

El gran culpable, el elefante en la habitación, es la planificación obligatoria del gobierno y los incentivos que crea a través de subvenciones, todas. Pero esos errores no los puede pagar el consumidor, ni unas empresas que están al borde del bono basura, si queremos que sigan empleando a las decenas de miles de personas que contratan.

Eso sí, se les exigen inversiones multimillonarias.

La solución pasa por limpiar la tarifa de todos los costes que no están relacionados con el suministro (extrapeninsulares, carbón nacional, eficiencia…). Se trata de costes que obedecen a determinadas políticas territoriales, sociales o industriales y, por tanto, deberían ser financiados con cargo a los Presupuestos Generales del Estado. Por el contrario, buena parte de las medidas regulatorias adoptadas se han orientado hacia las actividades relacionadas con el suministro, las redes y generación, que son muy competitivos en España. El precio mayorista de producción es más de un 10 por ciento inferior a la media de los principales países europeos y la retribución a la distribución es un 15 por ciento inferior a la media europea.[191]

Consecuencia 2. Baja rentabilidad y empresas débiles

En 2009, publiqué el artículo para El Confidencial titulado «El despropósito energético nacional»,[192] en el que alertaba «ya podemos rezar que la demanda vuelva a crecer brutalmente, porque si no la factura va a ser de broma».

En 2010, en otro artículo, esta vez titulado «Economía insostenible y el ridículo del déficit de tarifa», decía que «lo único sostenible es el agujero que estamos cavando, porque la factura de la planificación del “a crecer a crecer”, de las primas y de la orgía de sobrecapacidad la pagarán nuestros nietos».[193]

Según datos de Bloomberg, las empresas eléctricas españolas son las de menor rentabilidad sobre el capital empleado en su negocio doméstico (4 por ciento) en toda Europa. Las sucesivas reformas eléctricas desde 2011 han reducido el beneficio de las empresas afectadas entre un 24 y un 40 por ciento. Las reformas sitúan la rentabilidad de muchos proyectos por debajo de su coste de capital a través de recortes retroactivos, dejando empresas entrampadas, endeudadas y débiles.

El sistema actual crea empresas gordas, pero no fuertes. Lo hemos creado entre todos. Entre todos la matamos y ella sola se murió.

Hoy corremos el peligro de debilitar aún más a nuestras empresas, que son líderes en muchas otras tecnologías, con un sistema confiscatorio y sin seguridad jurídica en el que sufren los más débiles, los pequeños inversores y los consumidores.

Se asume erróneamente que de esos efectos llamada se benefician los «malvados capitalistas», porque la gente no valora el impacto de la deuda y la bajísima creación de caja libre. Olvídense del beneficio contable y miren los balances y flujos de caja de todas las empresas de estos sectores.

¿Cómo puede ser que los costes se hayan disparado pero las rentabilidades sean pobres? Acumulación y dispersión. Muchos pequeños chocolates del loro, que suben cada año o se actualizan con la inflación por ley, y luego suman mucho. Lo que yo llamo el «chocolatón». Y mucha deuda.

Existen otros errores típicos que han contribuido al hundimiento de la rentabilidad del sector eléctrico europeo.

«A mí no me va a pasar». El error más típico de las grandes multinacionales energéticas en los países es llegar y decir que a ellos no los van a tocar. El sector europeo ha tenido que dotar provisiones por pérdidas de más de 30 000 millones desde 2005.[194]

«Tengo renta de posición». Invertir sabiendo que la rentabilidad es pobre o el riesgo es alto, pero por lo menos tomo cuota de mercado y así, si las cosas van mal, tengo influencia sobre el regulador y me da subvenciones. En España, se han construido 22 000 megavatios sabiendo que la demanda se había estancado.[195]

«Si gasto hoy, ya me lo reconocerán mañana». Inversiones de 10 000 millones anuales[196] que no se justifican económicamente pero se espera que en algún momento se apruebe una mejora retributiva.

«Que recorten a otro, no a mí». Sectores que son conscientes de que sus rentabilidades son sospechosamente generosas y esperan que, cuando salte el problema, se le pase la factura a otro.

Consecuencia 3. Mala deuda

Según estimaciones del BBVA, los bancos acumulan más de 40 000 millones de euros de préstamos al sector renovable,[197] muchos de ellos de difícil cobro.

Llevar al banco malo los proyectos ya construidos muy endeudados e inviables es una solución propuesta que podía bajar el coste de las subvenciones, aunque siempre que el coste para el Estado, es decir, el consumidor, sea menor que el actual.

Consecuencia 4. Desindustrialización

Entre 2004 y 2010 se incrementó el precio de la electricidad para consumo industrial un 90 por ciento. Los costes de actividades reguladas crecían a niveles de 10 por ciento anual. Hoy, las pymes, que generan el 78 por ciento del valor añadido del país, pagan un coste de energía superior a la media europea entre un 6,7 y 11 por ciento (Eurostat), si bien es cierto que el coste de la energía de las grandes empresas y consumidores pequeños es ligeramente menor en media europea (–2,3 por ciento).

Los gobiernos europeos saben que la inseguridad jurídica no ha tenido coste para el Estado porque siempre ha habido alguien dispuesto a aceptar más riesgo por menos rentabilidad. Y en el caso de España en particular, porque la amenaza de no invertir es más bien un alivio cuando superamos las necesidades hasta el 2020.

La sobrecapacidad no se va a solucionar esperando que vuelva la demanda de burbuja inmobiliaria. No es sólo eficiencia, sino la desindustrialización que provoca precisamente el coste desorbitado de la energía subvencionada.

Los gobiernos deben entender que la planificación optimista y la sobrecapacidad hunden a los países por sus costes acumulados. Las empresas deben entender que participar de esos efectos llamada tiene un enorme coste a medio plazo —corto incluso—. Si una de las dos partes o juntas lo evitan, ambas ganan.

¿Oligopolios?, ¿qué oligopolios?

Toda Europa y todos los sistemas eléctricos necesitan enormes empresas capaces de aguantar las grandes inversiones que exigen los gobiernos, sobre todo en distribución, y las bajísimas rentabilidades que generan.

Pero pocas empresas no implica poca competencia o manipulación. España es uno de los países que mejor se sitúa en el índice HHI (Herfindahl-Hirschman Index), el cuarto país de la UE tras el Reino Unido, Italia e Irlanda.[198] Cuando este número es bajo, la industria es altamente competitiva y de baja concentración.

Por otro lado, en España en 2003 teníamos las mismas empresas eléctricas generando y suministrando electricidad y la misma concentración de mercado. Sin embargo, entonces los precios de la electricidad eran de los más bajos de Europa. Hoy son los terceros más caros. ¿Han subido los precios por el «oligopolio»? ¿O por la acumulación de costes fijos regulados fijados por el gobierno, como he explicado antes?

Renta de posición

Todos los sistemas eléctricos de Europa son marginalistas, es decir, el precio de la electricidad mayorista lo fija un proceso de subasta. En Alemania hay tres operadores mayoritarios, en Francia tres, en Italia cinco, en el Reino Unido seis.

Pero la planificación obligatoria y regulada, así como otros problemas que hemos discutido, no crean competencia, sino lo que llamamos «renta de posición»: hacerse un hueco en el camarote de los hermanos Marx.

La competencia y libre mercado llevarían a las tecnologías más caras a la quiebra en favor de las tecnologías más baratas, pero el sistema actual no genera competencia.

La renta de posición genera monopolios intervenidos donde el impacto de las fuerzas del mercado es limitado.

Lo que busca es generar sobrecapacidad, en el que hay un pastel limitado y le quitan parte al que gana un poco más para darle al ineficiente.

Si luego pasa como en Francia, que EDF ha tenido que ser rescatada dos veces por el Estado, o como ocurrió en España, donde fuimos hundiendo empresas eléctricas hasta que se fusionaron, no pasa nada. Siempre se puede culpar a los malvados capitalistas.

El sistema exige inversiones sin rentabilidad, un 33 por ciento más de empleados que la media del sector, que no se cierre una sola planta ineficiente y establecemos con «no sé qué criterio» la remuneración que consideramos «aceptable», hasta que las empresas pierden acceso a capital o quiebran, y entonces le echamos la culpa a los mercados financieros.

Sobrecapacidad, más subvenciones que nadie, más inversiones que nadie, proteccionismo absoluto y todo gratis. Igual que en deuda soberana. No debería sorprender a nadie que ante la voracidad recaudatoria, la injusticia regulatoria retroactiva y la inseguridad jurídica, muchas empresas decidan no invertir.

El Libre Mercado

La energía debe ser barata, limpia y abundante. Nada más, y nada menos.

Cuando propongo un sistema de libre mercado, donde quiebre el ineficiente, se eliminen subvenciones y se cierre capacidad no rentable, me dicen «¿y el empleo?»; «¿y los mineros?»; «¿y la seguridad de suministro?». O mis unicornios favoritos: «las externalidades». Con esas palabras se justifica cualquier sobrecoste; «en 2030 será rentable»; «sólo son 1000 millones más»; o «en mi región no, que corten en la otra».

Todos estos costes son reales y los estamos pagando. Las reformas que hemos visto desde 2011 buscan lidiar con la herencia del sobrecoste, pero no lo cercenan.

En el escenario más optimista que he leído (Morgan Stanley), las tarifas tendrán que seguir subiendo a razón del 2-2,5 por ciento anual, y a pesar de ello se seguirá generando un déficit —pequeño—, pero todo cuenta.

En el escenario más conservador, las tarifas tendrán que subir aún otro 3 por ciento anual hasta 2017 para acabar con el déficit en 2018.

Todo asumiendo que la demanda crece un 1,4 por ciento anual. Pero como no crezca, vendrán nuevas revisiones.

Lo que nos lleva a la siguiente fase de riesgo regulatorio: las tarifas.

Hasta ahora los países europeos han buscado lidiar con reducir el aumento de tarifas. Pero eso no es suficiente para mejorar la competitividad de nuestras industrias.

Las tarifas van a tener que bajar, y en mi opinión lo terminará exigiendo la Unión Europea. Por eso nadie en Bruselas se ha lanzado a criticar la retroactividad de las medidas de España.

Por eso, en mi opinión, la siguiente ola será forzar las bajadas de las tarifas para poder competir con Estados Unidos, que tiene unos costes de electricidad medios un 45 por ciento inferiores.

En discusiones con promotores renovables, me comentaba Jorge Morales de Labra en agosto de 2014 que el coste de generación con renovables —solar y viento— se situaba en 68€/mwh (a pesar de que los cálculos de bancos y analistas lo sitúan en 80€/mwh)… «sólo» un 31 por ciento superior al precio mayorista de las energías convencionales. Según CERA, es muy superior, incluso con las caídas de costes, un 45 por ciento de media.

Gastamos 45 000 millones de euros al año en importar hidrocarburos, pero el coste de producir esa misma cantidad con renovables superaría los 65 000 millones de euros,[199] hundiendo la competitividad al crecer los costes, además de ser técnicamente imposible por espacio, redes y factores de carga. Ése es el problema a acotar.

El objetivo, lo repito una vez más, es generar energía barata, limpia y abundante. Nada más y nada menos. Lo que me lleva a tratar otros temas de interés nacional: el precio de la gasolina, la luz y la polémica en torno a la extracción de petróleo en Canarias y el fracking, además de la problemática y dinámica global que discutimos en detalle durante el resto del libro.

¿Por qué siempre sube el precio de la gasolina en España?

La respuesta: por los impuestos.

Con el precio de la gasolina ocurre algo parecido a la tarifa eléctrica.

En España, casi un 50 por ciento del precio de la gasolina son impuestos, que han ido aumentando progresivamente en los últimos años.

En más detalle, el precio de la gasolina (95) se compone de un 48 por ciento de impuestos: (IVA, 21 por ciento; Impuesto Especial de Hidrocarburos más el Impuesto sobre Ventas Minoristas, 27 por ciento), un 43 por ciento del coste del petróleo (precio internacional y no «manipulable»), y el resto, un 9 por ciento son costes fijos (logística y comercialización) que incluye el margen de las petroleras (4 por ciento).[200]

Es decir, los impuestos fagocitan la posible mejora de los precios del crudo. Así los cambios porcentuales en los períodos de mayor volatilidad del crudo no se reflejan en enormes bajadas o subidas del precio de la gasolina o gasóleo, lo que ilustra un efecto «colchón», que impide variaciones más pronunciadas. Así, el precio antes de impuestos (PAI) fluctúa en línea con los precios del crudo, pero la curva de precio de venta al público es menos volátil debido al IVA e impuestos especiales.

La fiscalidad, tanto de los países productores como consumidores, es una fuerza clave para el futuro de la energía, como discutiremos en detalle más adelante en el libro. Los gobiernos de los países consumidores han «aprovechado» períodos de caída de precio del crudo para subir los impuestos, lo que explica la percepción de que la gasolina sólo sube, y que ayuda a los gobiernos de la OCDE a recaudar más pase lo que pase.

¿Petróleo en Canarias?

No existe un solo país en el mundo que encuentre petróleo y rechace explotarlo. Ninguno.

Rechazar el petróleo en Canarias es inútil cuando en el límite de las aguas españolas explora Marruecos a toda máquina.

La tecnología está probada y produce millones de barriles de petróleo cada día en todo el mundo con toda seguridad.

España importa más de un millón de barriles al día. Las estimaciones de producción son de hasta 140 000 barriles al día, casi un 14 por ciento de nuestras importaciones anuales.

Pero quizá lo más importante es el impacto económico.

El paro en Canarias supera el 30 por ciento en 2014. Posibles inversiones en Canarias —¡que no subvenciones!— pagadas con caja libre y de hasta 13 000 millones de euros pueden ayudar enormemente a la recuperación de la región, devastada por el estallido de la burbuja inmobiliaria, que se llevó por delante 5400 empresas y 50 000 trabajos.

Estados Unidos han acogido la revolución energética como una fuente de competitividad, actividad económica y empleo.

Que algunos rechacen inversiones petroleras es simplemente increíble.

La excusa de que supone un riesgo para el turismo tampoco es sostenible. Tres prospecciones exploratorias a sesenta kilómetros de la costa soliviantan a todo tipo de partidos, cuando en Tarragona, por ejemplo, se explota a menos distancia sin problema.

El petróleo no es incompatible con el turismo, sobre todo cuando se explora a decenas de kilómetros de la costa. En Brasil se explora y producen 2 millones de barriles diarios sin riesgo cerca de las costas (Campos, o en Copacabana a menos de 2 kilómetros de la playa, en Río de Janeiro). Igual en México, Escocia, Ghana o Noruega, por nombrar algunos… Las naciones petroleras con alto turismo han visto aumentar sus ingresos por dicha actividad desde 2001 un 10,2 por ciento anual.[201]

Demagogia es hablar de riesgos terribles de derrame cuando en el mundo hay 650 plataformas perforando anualmente en aguas de todo tipo y sólo se han producido dos incidentes anuales en tres años. Ninguno en 2014. Estamos hablando de un riesgo menor al 0,3 por ciento.

Curiosamente, los que hoy reniegan de las prospecciones las apoyaban cuando gobernaba su partido en 2011. José Miguel Pérez, secretario general del PSOE en Canarias y vicepresidente del ejecutivo regional expuso sus argumentos en favor de la búsqueda de petróleo: «Yo sólo veo ventajas, ni un inconveniente»; «si “pincha” Marruecos, España también puede hacerlo»; «es el único territorio del mundo [Canarias] con gas o petróleo y que dice que no lo quiere»… En definitiva, «a por ellas, con los ojos cerrados», animó el líder del PSOE, quien incluso llegó a calificar de «ilusorio» que los hidrocarburos tengan los días contados como fuente de energía. Fue precisamente Coalición Canaria (CC), el partido del presidente autonómico Paulino Rivero, la que en su programa electoral de aquel 2011 pedía para la región las competencias en lo relativo a las prospecciones por ser materia «de gran interés para el futuro del archipiélago».[202]

Demagogia es hablar de riesgos para las playas al perforar a 60 km de Fuerteventura y a 50 km del área volcánica, mientras en Tarragona y otras áreas se explota con toda seguridad a 45 kilómetros, o menos.

Los datos

La exploración en aguas canarias se llevará a cabo en concesiones operadas por Repsol en un consorcio junto a Woodside (30 por ciento) y la alemana RWE (20 por ciento). Repsol posee un 50 por ciento y lleva estudiando la zona desde 2002. Las estimaciones de recursos contingentes, no reservas probadas, es de unos 1000 millones de barriles de petróleo y 495 millones de pies cúbicos de gas.

El principal prospecto se llama Sandía, (todos los bloques tienen nombre de fruta, plátano, etc.) y se encuentra en una lámina de agua de 930 metros, cuyo objetivo principal supondría perforar a 2000 metros de profundidad, mucho menos que en Brasil, por ejemplo. La roca del objetivo principal son turbiditas del mioceno, nada de rocas volcánicas como dice algún desnortado, y la del objetivo secundario, arenas cretácicas. Evitando tecnicismos, lo que quiere decir es que son tipos de roca bien conocidos por su similitud con áreas similares en Canadá. Se estiman para este proyecto en particular unos recursos recuperables de 330-500 millones de barriles.

El coste en la fase exploratoria sería de unos 350 millones de dólares para tres pozos. De esa cantidad, un 15-20 por ciento se invertiría en empleo y creación de servicios en Canarias. Y si se encuentra petróleo comercial, el plan de inversiones adicional alcanzaría los 12 000 millones de euros, de los cuales un 20 por ciento se destinaría a la industria local.[203] Eso si se encuentra petróleo, porque si se encuentra gas probablemente no sería comercialmente viable, pero la inversión local por la fase exploratoria se haría igualmente.

Para desarrollar este proyecto, Sandía, se utilizaría una plataforma flotante (FPSO) como las que se utilizan a diario en Brasil, por ejemplo, y se estiman veinte pozos que, de cumplirse objetivos, producirían 100 000/barriles al día.

Si se producen 140 000 barriles al día, el gobierno recaudaría en regalías, derechos e impuestos unos 3120 millones. El proyecto crearía unos 5000 empleos directos e indirectos sin problema, sin olvidar el dinero que se gastan los ingenieros que vayan a trabajar allí.[204]

Las plataformas no tienen por qué afectar al turismo, sobre todo a 60 kilómetros de la costa, y la seguridad es máxima con los equipos que la industria utiliza, particularmente los de última generación, que son los que se van a utilizar. En Ghana, donde se ha descubierto uno de los mayores pozos del mundo, el turismo ha aumentado un 15 por ciento.[205] En Brasil nadie ha dejado de viajar a Río por perforar en aguas cercanas al turismo. Por darles un caso extremo, ya que estamos lidiando con alarmistas, un año después del derrame de BP en Macondo está todo el golfo al ciento por ciento de ocupación.

No olvidemos que Macondo fue un error aislado de una empresa en una plataforma diseñada equivocadamente. Y Obama levantó la prohibición de perforar en poco tiempo en cuanto se comprobó la seguridad en las plataformas. El propio Obama se mostraba favorable al oleoducto de Keystone en pleno año de elecciones…[206] y nosotros aquí, los mejores, «bueno y qué», rechazando capital. Según los opositores canarios, imagino que piensan que vamos a reducir el déficit pagando en unicornios.

Es prematuro asumir 140 000 barriles al día de producción, pero nada desdeñable asegurar inversiones en nuestra economía, que no nos sobran las ofertas. Llevo años diciendo que España sólo puede salir adelante si atrae capital y pone en marcha el desarrollo de sus recursos naturales, desde el gas pizarra en Cantabria al posible petróleo en Canarias.

Son inversiones que se pagan con caja de las empresas involucradas, no subsidios, que no restan PIB, como lo ha hecho la orgia subvencionadora y el estropicio inmobiliario, sino que lo crean; que no hunden la competitividad sino que la mejoran, y que mejoran nuestra balanza comercial. Poder ahorrar un 10 por ciento de nuestra factura petrolera merece la pena. Si queremos salir del atolladero, todo capital inversor es necesario. Estas inversiones, poniendo el máximo énfasis en seguridad y medioambiente, también.

¿No al fracking?

La energía es esencial para el crecimiento, pero debe ser competitiva, barata y abundante.

El gas pizarra (shale gas) cumple las tres condiciones, y es además una alternativa más limpia que el carbón.

En la Unión Europea parece que nos hemos olvidado de lo de «barata», y nos hemos disparado un tiro en el pie consiguiendo algo que parecería casi imposible: tener una energía más cara que otros países que importan más materias primas que nosotros.

Desde que comenzó la revolución energética del fracking (fractura hidráulica), el precio del gas natural en Estados Unidos ha caído cerca de una 50 por ciento, mientras en Europa subía casi un 25 por ciento de media (Eurostat, Bloomberg 20072014). La electricidad en Europa es un 50 por ciento más cara que en Estados Unidos.[207] Más aún, Estados Unidos es autosuficiente en gas e importa menos petróleo hoy que en 2007, y va camino de autoabastecerse e incluso de ser exportador de petróleo y gas, algo impensable hace sólo unos años.

Energía barata es un estímulo para las economías, y es un componente importante de la recuperación en Estados Unidos. No es una cuestión irrelevante. El coste de la energía supone casi el 30 por ciento de los costes totales de las industrias en Europa.

Según Eurostat, el precio medio de la electricidad y del gas para los hogares en España se encuentra entre los seis más altos de la Unión Europea. Como hemos visto, nuestra factura, además de unos impuestos enormes, incluye grandes costes fijos por mantener tecnologías, tanto las obsoletas como las nacientes, creadoras de sobrecapacidad y costes regulados que sólo suben.[208]

Nos rompemos la cabeza echando la culpa a las renovables, al carbón o a la nuclear, unos y otros, pero la realidad es que en Europa y España no se permite la sustitución, la competencia y el desarrollo de fuentes de energía barata.

No sólo tenemos que dejar que funcione el mercado y que caigan las tecnologías obsoletas, como ha ocurrido con empresas de carbón, solar o viento ineficientes en Estados Unidos. Tenemos que generar energía barata.

No vale decir que una tecnología «es barata» si no consideramos todos los costes que genera, incluidos los subsidios y primas. Lo contrario sería engañarnos a nosotros mismos.

Lo que importa es tener una factura final baja. Y el destrozo a la competitividad que estamos llevando a cabo mata las posibilidades de crecer y recuperar actividad industrial, puesto que las empresas se van a países más baratos.

Prohibir el fracking es suicida

La tecnología está probada y se desarrolla de manera eficiente y segura en más de diez mil pozos anuales en Estados Unidos.[209]

Ahorraría a Europa 900 000 millones en su objetivo de reducir importaciones y emisiones de CO₂ a 2050 combinado con aquellas energías renovables que ya no necesitan subvención.[210]

En Europa se estiman reservas suficientes para cubrir noventa años de demanda (156 tcm de reservas de gas pizarra). En España, casi cuarenta años. Por supuesto, esa cifra aumenta con las mejoras de productividad, como hemos visto en Estados Unidos.

Inversiones de decenas de miles de millones que no necesitan primas ni subvenciones.[211]

España importa casi el 55 por ciento de su gas de Argelia y depende, para tener flexibilidad, de países que cobran por su gas precios muy superiores a lo que costaría el gas pizarra. Incluso asumiendo un coste que duplicase al gas americano, $8/MMBtu, el gas nacional seguiría siendo mucho más competitivo. Casi un 40 por ciento inferior al gas licuado importado.[212]

En España tenemos importantes reservas de gas pizarra, concentradas en regiones afectadas por un paro cercano al 30 por ciento,[213] y que necesitan como el agua recibir inversiones y crear empleo.

La industria del petróleo no sólo atrae inversiones sin subvenciones, sino que crea empleo cualificado, además de traer extranjeros expatriados de alto poder adquisitivo. El Consejo Superior de Colegios de Ingenieros de Minas ha realizado un excelente informe que merece la pena leerse.[214] Por otro lado, el geólogo David Navarro Vázquez realizó un muy importante estudio aclaratorio desmontando los mitos sobre terremotos y contaminación llamado «El fracking y las afecciones territoriales».[215]

Competitividad, un objetivo posible… con energía barata

Decía un gestor en la conferencia global de Goldman Sachs de 2013 que «Europa decidió intentar importar menos gas y petróleo subvencionando energías que cuestan el equivalente a $180/ barril, y hoy no sólo importa más, sino que lo que produce es más caro».[216] Y no me hablen de crear «industrias y tecnologías nacionales» cuando la mayoría de paneles solares y turbinas vienen de China, Alemania y Estados Unidos.

El coste en energía es todo

Algo muy bueno debe tener el fracking cuando entre los grupos que más lo atacan se juntan las empresas carboneras, los gasistas rusos y los sectores subvencionados. Porque son los que sufren si bajan los precios del gas y se desarrolla a gran nivel.

Sí, hay que monitorizar y regular los aspectos medioambientales, pero eso se hace desde la colaboración con la industria, permitiendo la innovación, no prohibiendo.

Todo tiene riesgo, pero exagerarlo es ridículo. Sorprende, por ejemplo, la vehemencia antifracking de gente que defiende con uñas y dientes a la minería de carbón. Y para ellos, el consumo de tierras raras para sus electrodomésticos no importa, porque si contaminase lo haría en China.

Hoy en Estados Unidos ya hay empresas que ofrecen fracking sin agua —con gas— y también se usa agua reciclada de manera masiva. Los reguladores medioambientales norteamericano, polaco y británico lo certifican cada mes.[217]

Hay que seguir apostando por las tecnologías punteras. Todas. Como hace Estados Unidos. Permitiendo la sustitución, no dando subvenciones y primas, sino deducciones fiscales (tax credits), haciendo que sea el mercado el que determine si una tecnología es válida o no, así se previenen los «efectos llamada» falsos de regulaciones excesivas y se evita la sobrecapacidad.

Mostrando al consumidor el verdadero coste de la energía, no escondiéndolo en una tarifa que difiere los costes reales al infinito, como el déficit de tarifa español…[218]

Y, por supuesto, dejando que quiebre el ineficiente.

No es posible sustituir el gas y el petróleo al ciento por ciento por energías renovables. Por coste, tanto de subvenciones como por la enorme inversión necesaria en redes, que todo va a su factura. Mientras se siguen desarrollando alternativas que no cuesten hoy los ahorros de dentro de cien años, tenemos la obligación de desarrollar nuestros recursos naturales, como hace el Reino Unido, China, Australia o Estados Unidos.

Decir que los americanos son tontos por crear riqueza y aprovechar de manera exitosa sus recursos naturales, o mejor aún, decirles a empresas petroleras privadas multinacionales que sus negocios son una burbuja y «no son rentables» es de una petulancia y paternalismo de nuevo rico que no nos podemos permitir.

España necesita inversión y crear empleo ya. Rechazar capital es un lujo que no nos podemos permitir. Escondernos en el «no en mi jardín» subvencionando costes inaceptables esperando que algún día la demanda crezca y nuestro bolsillo lo pague, sólo nos hunde más en el agujero de desindustrialización y falta de competitividad en el que estamos. No nos dejemos llevar por historias de miedo y soluciones mágicas. Tenemos soluciones en casa.

Por una política energética competitiva

Europa debe afrontar la salida de la crisis desde la mejora de la competitividad y la seguridad del suministro.

Europa debe atajar y poner en orden una política energética que se ha olvidado de empresas y familias y que, ante el objetivo de «ser los más verdes de la clase», se ha olvidado de los costes y la competitividad.

En Europa, los costes de la electricidad son de media un 50 por ciento más altos que en Estados Unidos y el gas industrial, casi un 75 por ciento. Es la diferencia entre una política energética que promueve la eficiencia y la sustitución por bajos costes, con unas medidas que promueven la sustitución forzada desde el subsidio.

Las políticas «verdes» y el desarrollo de las renovables han permitido que el precio de la electricidad mayorista baje; pero entre primas, costes fijos y subvenciones, los precios a los consumidores se han disparado. Por ejemplo, en Alemania los precios de generación han bajado casi un 38 por ciento desde 2005 y la factura eléctrica media ha subido un 60 por ciento. Un error que destruye empleos y empresas y que hay que atajar.

La Unión Europea supone menos de un 14 por ciento de las emisiones de CO₂ del mundo, pero el ciento por ciento del coste. Curiosamente, y a pesar de las políticas verdes subvencionadas de la UE, en Estados Unidos se han reducido las emisiones de CO2 desde 2005 un 12 por ciento, hasta niveles de 1994, una reducción más relevante que la de Europa.

Todos estos problemas redundan en una menor producción industrial, mayor deslocalización, dificultades para competir y, por supuesto, menor empleo.

Por estos motivos, la política energética de la Unión Europea debe atender a los principios de seguridad, diversificación y competitividad.

Por un lado, seguir apostando por renovables sin pasarle la factura a empresas y familias. Las subvenciones deben acabarse, y cambiar un sistema de primas —coste inmediato— por uno de incentivos fiscales —sólo se genera beneficio fiscal cuando hay demanda y es solvente—, como en Estados Unidos. Así se evitan los errores de planificación a la hora de estimar demanda, primas y costes, y no hay que pasarlo a los sufridos bolsillos de los consumidores.

Atender el problema de sobrecapacidad. Europa no puede querer ser la más verde y a la vez subvencionar carbón ineficiente, sostener tecnologías con pagos de capacidad innecesarios, pagos por cortes injustificados o mantener subsidios al exceso de capacidad productiva, con márgenes de reserva superiores al 17 por ciento o en España, del 40 por ciento. Y todo ello pagado por los consumidores.

Sustitución, no acumulación. No se puede permitir nueva capacidad de generación cuando los consumidores pagan los excesos acumulados. La nueva generación debe venir por sustitución, y dicho cambio se debe hacer por menores costes. La política de nuevo rico de sustituir energía barata por cara aludiendo a la excusa de las «externalidades» nos ha llevado a hundir nuestra capacidad de competir. Ya saben ustedes que «externalidad» es todo aquel coste imaginado que nadie ve pero que justifique que me paguen subvenciones mayores… con el bolsillo de todos ustedes. Mientras tanto, los costes reales, los de la acumulación de subvenciones y gastos «por si acaso», nos llevan a destruir tejido productivo y empleos.

Solucionar el problema de la seguridad de suministro, desarrollando las fuentes de energía autóctonas —gas pizarra, petróleo, renovables—, además de profundizar en la interconexión que permita que países como España, que son hubs —centros de concentración de diversidad de suministro— puedan contribuir a reducir la dependencia de Rusia u otros países, a través de los distintos centros de almacenamiento y regasificacion de gas natural licuado.

No demonizar tecnologías de manera regional e ideológica. El ciudadano debe saber que sustituir la energía nuclear y el gas por renovables supondría, como comentaba el presidente de la CMC, un aumento de la factura eléctrica descomunal. Recordemos que la media de precio de generación con renovables se encuentra hoy en 68 euros/mwh, «solamente» el doble del precio mayorista en Alemania, y el 36 por ciento más que el español.

Es ridículo echarle la culpa a los «oligopolios». En Europa todos los sistemas son marginalistas y gestionados por dos o cuatro grandes empresas. Los precios de la electricidad en 2003 eran de los más bajos de la OCDE con esas mismas empresas y hoy son de los más altos. ¿Por qué? Entre otras cosas porque la factura final que usted y yo pagamos ha pasado a cargarse de todo tipo de conceptos fijos. En España, más del 62 por ciento de costes regulados, impuestos y subvenciones, todos controlados y decididos desde el Estado. La media en Europa es un 54 por ciento de costes regulados, impuestos y subvenciones.

La política energética no puede ser de «mi jardín». Pretender eliminar las centrales nucleares cuando tenemos a pocos kilómetros, en Francia, decenas de reactores nucleares, es ridículo. Mientras la energía nuclear sea competitiva, eficiente y segura, hay que seguir aprovechándola —y no me pongan casos de islas de alta actividad sísmica para criticar lo que no pasa en Alemania o España.

La sustitución se debe hacer igual que el petróleo acabó con el aceite de ballena. No porque lo decidió un comité, sino porque el coste era menor.

La energía es el pilar fundamental del futuro de Europa. Hundir nuestra competitividad con costes de burbujas y gastos de «por si acaso» nos lleva a agrandar el agujero. Sin embargo, contamos con las herramientas, usando todas las tecnologías y sin maniqueísmos ideológicos, para garantizar un suministro abundante y barato. Todo lo demás nos lleva a repetir los errores del 2007.

La oportunidad en viento y solar

El mundo de la energía siempre va a pertenecer al líder en costes, no al que reciba los subsidios más generosos. Irán o Venezuela son dos de los sistemas petroleros más subvencionados y los más ineficientes… Precisamente por ello.

Cuando buscamos un modelo en el que las energías renovables sigan desarrollándose, debemos aprender de los errores y afrontar el futuro desde la misma perspectiva con la que lo hacen nuestras empresas de ingeniería y renovables en todo el mundo. Entender el riesgo de sobrecapacidad y el de concentración.

El mundo de la energía necesita empresas grandes y sólidas. Es un enorme error, y pone en peligro la gestión energética del país, no entender la importancia de la transmisión y la distribución, y pensar que cada individuo o casa van a ser autosuficientes y, por supuesto, «ganar dinero» vertiendo electricidad a una red que no pagan.

No existe en el mundo ningún sistema eléctrico que no sea una red, donde el mix de generación contribuya a la seguridad de suministro. Por ello, las instalaciones individuales deben comprender, igual que lo hace una planta de una empresa, que son parte de una red y de unos costes del sistema. En powerpoint queda muy bien pensar que toda la energía del país se puede generar individualmente… Hasta que cae el sistema cuando bajan las horas de viento o de sol. Todos los sistemas del mundo requieren la combinación y coordinación de las diferentes formas de generación.

No se puede hablar de competencia y liberalizar cuando la energía producida se consume obligatoriamente y por ley y además está subvencionada. El sistema debe ir hacia lo que existe en los países punteros del mundo desarrollado, PPAS (power purchase agreement) donde las empresas renovables construyen sus proyectos sobre la base de una demanda ya firmada y acordada con los grandes consumidores.

Sin embargo, pocos sistemas eléctricos tienen el nivel de sobrecapacidad de España, que duplica el de países como Alemania, Reino Unido o Francia. Y si no solucionamos primero ese problema, todo lo demás es un coste ocioso.

En Estados Unidos y todos los sistemas eléctricos del mundo nuestras empresas compiten espectacularmente comprendiendo:

El riesgo de concentración. Ninguna busca acaparar cuota de mercado ni enormes porcentajes de riesgo en un solo país. Lo que nuestras empresas saben en todo el mundo es que en cualquier momento los ciclos económicos y de demanda cambian.

Coste de capital. Todas asumen un alto coste de capital en sus inversiones en el extranjero, que les permite adecuar la rentabilidad de sus inversiones si se da algún tipo de incidente regulatorio o cambios enormes en la moneda. Al fin y al cabo, si a una empresa, por muchos costes locales que tenga, le devalúan enormemente la moneda, el efecto es igual a un cambio regulatorio en Sudáfrica —país donde muchas renovables crecen—. Las empresas están analizando los proyectos siempre teniendo en cuenta el riesgo.

Acompasar su crecimiento a un entorno de costes decreciente. En España, usando un modelo constructor-promotor, algunas empresas se excedieron en instalar cuando los costes —y las subvenciones— eran altísimos y ahora que los costes han caído un 80 por ciento,[219] la sobrecapacidad que nos ahoga impide que nos beneficiemos de costes inferiores, ya que hay que pagar 11 000 millones anuales de subvenciones en un sistema con alta sobrecapacidad.[220]

Según Morgan Stanley, las instalaciones anuales de energía solar en el mundo —fotovoltaica y termo solar— alcanzarán los 38 gigavatios, y en viento 42 gigavatios hasta 2020. Eso supone que el sector cuenta con una sobrecapacidad productiva del 40 y 20 por ciento respectivamente.[221] Dado que las estimaciones de crecimiento suelen ser optimistas, el riesgo de continuar viendo problemas si las empresas no se adaptan a un entorno donde los crecimientos no son lo que eran, es importante. Y una lección que todos los sectores energéticos han aprendido. Las estimaciones de demanda optimista pueden ser letales. Que se lo digan al sector refinero, o carbonero.

Avanzar, por lo tanto, en un sistema de competencia abierta como es el modelo de Estados Unidos, donde no se busca la renta de posición, para acceder a las migajas de los pagos de capacidad y las ayudas eternas, y donde tienen que cerrar empresas de carbón o solares ineficientes, mientras otras de esas mismas tecnologías crecen y se hacen más fuertes, mejor.

Creo importante insistir en la diferencia entre tecnologías renovables eficientes, como la eólica —cuya planificación e incentivación fue correcta— y aquellas que se subvencionaron sin el suficiente grado de madurez, como las solares. Nuestro país construyó la mayor parte de sus plantas fotovoltaicas en 2008, cuando los precios de los paneles eran comparativamente altos, pagando así la curva de aprendizaje del mundo entero. Desafortunadamente, el error se ha repetido con la termosolar, tecnología en la que España posee el 75 por ciento de la capacidad mundial. En 2013, todas la energías solares supusieron el 20 por ciento del coste total de generación del sistema, mientras apenas produjeron el 5 por ciento de la energía; por el contrario, la energía eólica aportó el 20 por ciento de la electricidad y su coste fue el 19 por ciento del total.

España es ya líder en ingeniería y desarrollo de proyectos renovables.[222] Nuestras empresas han conseguido ser el referente para que fondos internacionales busquen un socio industrial para invertir por el mundo. ¿Cómo ha sido eso? Alineando los intereses con los de los accionistas y desligándose del BOE.

Uno de los problemas del sector renovable hasta 2013 era el llamado modelo «constructor-promotor». No era un modelo energético. Se trataba de instalar todo lo que se pudiese donde fuera posible, cobrar las subvenciones y seguir. Los inversores y accionistas perdieron miles de millones con cambios regulatorios, planes megalómanos de capacidad instalada que llevaron al sector solar, por ejemplo, a una sobrecapacidad productiva de más del 60 por ciento (según Solarword), y las acciones caían. El NEX (índice de empresas renovables) llegó a perder un 80 por ciento de valor desde 2008 y aun a junio de 2014 cae un 55 por ciento desde esa fecha.[223]

Las empresas empezaron a unirse a inversores que entendían el concepto energético y a la vez buscaban rentabilidad por dividendo. Así se evitaba la tentación de crecer por crecer, de atiborrarse de deuda y de caer en la trampa de las subvenciones. Combinar conocimiento e ingeniería con visión empresarial orientada a la rentabilidad creaba una combinación muy poderosa en las joint-ventures de alto dividendo llamadas «yieldcos».

A su vez, las empresas han aprendido de los sucesivos sustos regulatorios en España, Alemania o Italia, entre otros… para desligarse de las subvenciones como elemento esencial para la inversión y orientar el modelo al de una empresa energética. En vez de construir por construir, buscar la sostenibilidad a largo plazo y la fórmula que ya inventaron las petroleras hace décadas: nunca tener más de un 20 por ciento de tus activos en un solo país.

El futuro de las renovables en España es incuestionable, y muy brillante, si se entiende como parte de un todo energético, con tanta importancia como el petróleo, el gas y la nuclear.

Los líderes mundiales en viento y en ingeniería solar son empresas españolas que entienden la energía no como un episodio de La guerra de las Galaxias, una lucha entre Darth Vader y Luke Skywalker, sino una cuestión de balance, gestión y rentabilidad para el bien de todos.

En definitiva, la industria, el mercado y los gobiernos deben buscar una fórmula que permita que la competitividad del país mejore sin hundirla con costes energéticos desorbitados. Porque hay dos cifras que nunca deberíamos olvidar a la hora de analizar el futuro energético de España y que todos los agentes deben analizar para que cambie a mejor:

Número de países que puedan tener petróleo y se nieguen a explorarlo: 0.

Número de países donde las tarifas al consumidor hayan bajado por el desarrollo de renovables: cero.[224]

Gran parte de los problemas del sector terminan por ser explicados por la excesiva politización y el populismo de los reguladores, no sólo en España, sino en gran parte de Europa. Si no conseguimos cambiar esa dinámica, difícilmente contaremos con una política energética y unos marcos regulatorios objetivos, transparentes, predecibles y eficientes, lo que resulta clave para asegurar un suministro energético sostenible económica y medioambientalmente.

El futuro mix energético no lo decidirá un comité en La Moncloa o en Bruselas. Lo decidirán la industria y los consumidores. Compitiendo, no intentando sacar unas migajas del bolsillo del eficiente para dárselo al ineficiente.

Parte V

Implicaciones y oportunidades en los mercados

El precio es lo que pagas. El valor es lo que obtienes.

WARREN BUFFETT

Durante la fiebre del oro, la mayoría de aspirantes a mineros perdieron dinero, pero la gente que les vendía los picos, las palas, las tiendas y los tejanos (como Levi Strauss) se sacaron un buen beneficio.

Los precios de las materias primas son señales e incentivos. Sirven a la vez como «alarmas» para indicar los desequilibrios de mercado, y como «manos invisibles» que incentivan su retorno al equilibrio. El precio es uno de los factores más importantes, y nos dice muchas cosas. Pero a menudo tendemos a ignorar la información que nos proporciona.

Tras años de carrera en el mundo empresarial, entré a trabajar en uno de los mayores hedge funds del mundo. Las entrevistas fueron extremadamente detalladas y cubrieron muchas áreas, no sólo mi conocimiento de los mercados y del sector energético, sino también personales. Cuando terminé, estaba completamente seguro de que no me iban a seleccionar. Un mes después, me hicieron una oferta.

Por lo que me dijeron, su decisión de escogerme entre los otros candidatos, a pesar de ser mayor y tener menos experiencia en la City, fue lo que llamaban mi capacidad para pensar «against the box», a contracorriente. No buscaban sólo a alguien que pensara «out of the box», es decir, alguien capaz de proponer ideas diferentes de la mayoría de la gente; buscaban a alguien que pensara en contra de las ideas establecidas.[225]

Para comprender más fácilmente la realidad de los ciclos económicos hay que entender que los grandes actores económicos tienen tres rasgos principales: son vendedores (tratan de vender un producto), reactivos (responden a las situaciones una vez se han producido) y, por encima de todo, tienen una visión optimista del futuro. De ahí la gran importancia atribuida a pensar «a contracorriente». Se trata de detectar incoherencias y cambios de ciclo, o por lo menos comprender el nivel de riesgo al que nos estamos exponiendo y estudiar las posibles soluciones a los problemas.

El gas natural: ganador por volumen, no necesariamente por precio

Una de las preguntas que la gente me hace más a menudo es la de cómo sacar provecho de la revolución del gas de esquisto. «¿Compro el ETF del gas natural?», me preguntan.

Además de las temibles consideraciones sobre el rendimiento «roll» ya examinadas en el capítulo dedicado al almacenamiento, es importante darse cuenta de que la revolución del gas de esquisto, de la que el gas natural emerge como ganador a escala mundial, no se traduce necesariamente en unos precios más elevados del gas natural.

Es probable que el gas natural sea «ganador por volumen», y tal vez dé como resultado un mayor desplazamiento de la demanda de carbón y crudo, pero la tendencia general de los precios dependerá de muchos otros factores.

En las siguientes secciones abordaré algunas consideraciones para «enseñar a pescar» en lugar de «dar el pescado».

Centraré mi atención en las tendencias generales ya examinadas a lo largo del libro, y en la forma de generar rendimientos absolutos a partir del nuevo orden, de sus ganadores y de sus perdedores.

Materias primas o valores ligados a materias primas

Una de las cuestiones clave que es preciso comprender es que los precios de las materias primas y de los valores ligados a las mismas son asuntos distintos. Hay muchos inversores que manifiestan expectativas alcistas para el crudo a través de valores ligados al crudo, o hacia el oro a través de valores ligados al oro, y así sucesivamente, pero hay muchas circunstancias que pueden alterar sus valoraciones respectivas, y en ocasiones pueden ir incluso en direcciones opuestas.

Pensemos en el caso del crudo respecto a los valores ligados al crudo. Es perfectamente posible que los precios del crudo se disparen y que los precios de los valores ligados al crudo se desplomen. ¿Cómo puede ocurrir eso?

En primer lugar, cuando los precios del crudo están altos, los gobiernos y los empleados locales tienden a pedir un pedazo más grande del pastel a través de una combinación de huelgas, aumentos de sueldos o subidas de impuestos, lo que en casos extremos puede llegar incluso a la expropiación e incluso la nacionalización. Sólo hay que ver el caso de Repsol en Argentina, BP en Rusia, y muchos otros. De hecho, cuanto más alto es el precio del crudo, más atractiva es la nacionalización.

En segundo lugar, hay muchas otras consideraciones que pueden influir sobre las valoraciones de estos activos, como los costes de producción, la política de cobertura, la financiación/apalancamiento, los riesgos de divisa, la respuesta de la oferta, riesgo macro, la beta de los mercados de valores e incluso desastres medioambientales (que se lo pregunten a BP, también…).

No pretendo dar una visión sesgada de la cuestión. Yo prefiero invertir en acciones y Diego prefiere en general los futuros de materias primas, pero el valor relativo está donde está, y cambia constantemente. Los inversores deben hacer sus propios análisis y evaluaciones para determinar dónde se encuentra el mejor valor relativo, teniendo en cuenta los riesgos y las divergencias potenciales recién indicados.

Un juego de suerte y habilidad

A corto plazo, los precios de mercado reflejan las acciones, expectativas y emociones de los participantes en el mercado, a menudo a partir de información limitada e incompleta. Hay mucho «ruido» y arbitrariedad en el comportamiento de los precios a corto plazo. Las nuevas plataformas de negociación y el mayor número de actores no hacen sino aumentar el ruido. Sin embargo, forma parte de la naturaleza humana tratar de explicar y racionalizar estos comportamientos.

Poco después de entrar a trabajar en un banco de inversión de Londres, me enviaron a Nueva York para realizar un programa de formación de tres meses centrado en los mercados financieros. Éramos unos cincuenta jóvenes analistas y asociados procedentes de todo el mundo. El entorno era muy competitivo, y los jefes de nuestras mesas de operaciones seguían nuestros resultados con atención. Los mercados financieros eran una novedad para la mayoría de nosotros, y cada mañana se pedía al grupo que debatiera los últimos desarrollos de los mercados. Una mañana, el profesor le preguntó a uno de mis compañeros japoneses: «Hitoshi-san, ¿por qué subió el yen ayer?». Él dudó un segundo y luego dijo: «¿Más compradores que vendedores…?». La clase se echó a reír. El profesor se sintió insultado. Como titulados de primer nivel de algunas de las mejores universidades del mundo, se esperaba que pudiéramos dar una respuesta más «profunda». Algo capaz de «racionalizar» el comportamiento del mercado. Pero lo que parecía una muestra de rebeldía era una respuesta más profunda de lo que parecía. En el corto plazo (los próximos minutos), el comportamiento de los precios es extremadamente arbitrario, y las probabilidades de que suba o baje son prácticamente 50/50. Las probabilidades se aclaran mucho más a largo plazo, pero a corto plazo los precios son muy arbitrarios. Tanto el profesor como la mayoría de nosotros no supimos apreciar plenamente la profundidad sarcástica de la respuesta de Hitoshi. Y aceptar la arbitrariedad del mercado es una de las reglas más básicas del juego.

A largo plazo, el «ruido» tiende a nivelarse y las valoraciones convergen hacia el valor razonable. Como diría Warren Buffett: «A corto plazo, el mercado se comporta como una máquina de hacer sondeos. A largo plazo, el mercado se comporta como una máquina de pesar».

Phil Ivey está considerado uno de los mejores jugadores de póquer del mundo. Sin embargo, a una sola mano tengo opciones razonables de ganarle. A una sola mano, las cartas que recibimos son cosa del azar y la suerte es más importante que la habilidad. Pero mis opciones se reducen de forma significativa a medida que el número de manos jugadas aumenta. Y a la larga (tras miles de manos), el ruido y la arbitrariedad tienden a nivelarse. Mi probabilidad de ganar a Phil se reduce significativamente a medida que jugamos más manos. A la larga, la habilidad se impone. La suerte se diluye en el término medio. Así sucede en el póquer, en el mundo del trading y las inversiones, y en la mayoría de asuntos de la vida.

En este sentido, el trading y la inversión se parece más al póquer que al ajedrez.

El ajedrez es un juego en el que ambos jugadores disponen de todas la información y no hay ningún elemento de suerte o azar. Pero al invertir, por muy bueno que uno sea, siempre habrá un elemento de suerte y azar.

Por ejemplo, alguien podría haber desarrollado la expectativa básica de que los precios globales del gas natural bajarán por causa de la revolución de esquisto. Para sacar provecho de esta expectativa, puede tomar posiciones cortas sobre los futuros, con la intención de recomprarlos a un precio más bajo en fecha posterior. Y entonces ocurre lo de Fukushima. ¿Quién habría podido predecirlo?

No hay tal cosa como la «certeza» en los mercados financieros. Las perspectivas estáticas y las «firmes convicciones», combinadas con un alto apalancamiento, pueden ser fatales.

Forma parte de la naturaleza humana tratar de modelar, anticipar y predecir el futuro. Las hojas de cálculo y otras herramientas complejas facilitan esta tarea en comparación con los viejos tiempos, cuando los cálculos debían hacerse a mano. Cualquiera puede construir un modelo y extrapolar conclusiones al futuro más distante, con sólo arrastrar el ratón y copiando y pegando celdas. Este «efecto de canal» puede generar un exceso de confianza en nuestra capacidad de predecir y controlar el futuro, tal como explicaba Nicholas Taleb en ¿Existe la suerte? Las trampas del azar.[226] Los modelos tienden a simplificar en exceso la realidad, y tienen grandes limitaciones cuando tratamos de establecer relaciones y resultados probables entre «desconocidos conocidos», ignorando los importantes «desconocidos desconocidos».

El momento de comprar y vender

El dinero se gana (o se pierde) al salir, no al entrar.

Sin embargo, la mayoría de los inversores dedican la mayor parte de su tiempo a pensar cuándo entrar en una posición. Muy pocos determinan desde el principio cuándo van a salir. Hay mucha «improvisación» en la salida. El resultado de este comportamiento tiende a ser que se realizan beneficios demasiado pronto, y se asumen pérdidas demasiado tarde, si es que se hace.

En el mundo de la inversión y el trading, existe el dicho de que «el timing lo es todo». Pero encontrar el momento perfecto (vender sistemáticamente al precio más alto, y/o comprar al precio más bajo) es prácticamente imposible. Es lo mismo que tomar el autobús: a veces llegamos temprano y a veces tarde, y a veces justo a tiempo. Encontrar el momento para entrar y salir de posiciones en el mercado es un caso parecido, y puede verse muy afectado por el azar. Hay que aceptar el hecho de que uno llegará la mayoría de las veces demasiado tarde o demasiado temprano, y prepararse para ello.

En los mercados financieros, a diferencia de lo que ocurre con el autobús, llegar demasiado temprano puede ser más peligroso incluso que llegar demasiado tarde. La mayoría de los traders con experiencia tratan de «atrapar el rebote» y de «evitar coger un cuchillo que cae». Desde nuestro punto de vista, el proceso ya ha comenzado y es imparable, pero eso no significa que los precios del petróleo no harán otra cosa que bajar y/o no marcarán nuevos máximos históricos. Puede ocurrir cualquier cosa. Los inversores deben aceptar esta realidad y prepararse para ello.

La bola de cristal

Para ilustrar la importancia de saber escoger el momento, supongamos que usted tiene una bola de cristal que le permite predecir el futuro con un ciento por ciento de exactitud y certeza. Y supongamos que la bola de cristal le dice que el crudo estará a 35 dólares por barril en 2020. Teniendo en cuenta que los precios del crudo están ahora por encima de los 100 dólares por barril, ¿qué es lo que haría usted?

La mayoría de las personas estarían tentadas de vender futuros de crudo, ahora, y en grandes cantidades: «A fin de cuentas, sé que tengo razón… Sólo tengo que esperar y ganaré un montón de dinero, ¿no es así?». Pues bien, ciertamente parece una manera fácil de ganar dinero, pero no tiene por qué ser así. Parte del problema es que las operaciones guiadas por grandes certidumbres tienden a ser mayores en volumen que las normales y a mantenerse más tiempo del debido. Esta combinación puede ser literalmente fatal. De acuerdo con la célebre sentencia de Keynes, «los mercados pueden mantenerse irracionales durante más tiempo del que yo puedo mantenerme solvente». Un recordatorio básico e importante, de que en el mundo de la inversión se trata de ganar dinero, no de tener razón.

Lo que la bola de cristal no le dijo

La bola de cristal nos dijo —con la mayor de las certezas— cuál será el precio final, pero difícilmente nos dirá el camino que seguirán los precios para llegar hasta allí. Dado un precio inicial y otro final, pongamos que 100 y 35 dólares por barril respectivamente, los precios podrían seguir literalmente infinitos caminos. Lo más probable es que el camino no sea una línea recta, sino una ruta más volátil con picos y valles. Esto es particularmente cierto en el caso de activos volátiles como el crudo, que a menudo se ven afectados por riesgos macro o geopolíticos.

¿Por qué habría de importarnos la evolución de los precios? Pues porque determinará el margen de seguridad que necesita el inversor para seguir en el negocio. El precio puede terminar en 35 dólares por barril (tal como acertadamente anticipa el inversor) pero las pérdidas incurridas en algún momento durante la vida de la operación pueden ser tan grandes que se viera forzado a liquidar la posición para cortar pérdidas.

El peor escenario posible

Una regla de oro de la inversión es: «Ten presente el peor escenario posible». La mayoría de inversores no reflexionan lo suficiente sobre ello antes de tomar una posición. A menudo porque están cegados por su propia convicción, o simplemente porque carecen de disciplina y técnica inversora.

Recuerdo una cena durante la crisis de Lehman en la que uno de mis mejores amigos me dijo que había comprado algunas financieras que cotizaban a lo que entonces eran mínimos históricos de 25 dólares por acción. Todavía eran las primeras fases de la crisis y la gente estaba bastante dividida entre los que pensaban que era «el fin del mundo» y los que pensaban que las cosas se habían sacado de quicio y que las financieras ofrecían algunas oportunidades realmente interesantes. Yo estaba sufriendo lo mío con mis propias acciones de Merrill Lynch y le pregunté ingenuamente a mi amigo: «¿Cuál crees que es el peor escenario posible?». Influido por la perspectiva ultraconservadora del mundo de mi esposa, dije: «El peor escenario en tu caso es que tus acciones pierdan todo su valor», lo que dio pie a un «interesante» debate. «Eso no va a ocurrir jamás. Citibank no caerá jamás…». ¡Y tenían razón!…

Mi pesimismo generó cierta inquietud, pero mi descripción posterior del peor escenario posible generó algunas risas. Supongo que sonaba como algún lunático deprimido. Mi respuesta fue: «Cuando digo el peor escenario posible, quiero decir el peor escenario posible, no lo que creo que va a ocurrir. Sé que es improbable, y realmente espero equivocarme, pero ¡es una posibilidad que no se puede ignorar!».

Hay dos formas de enfocar esta cuestión:

Primera: «¿Cuál es el peor escenario posible para esta operación en particular?». La respuesta era la pérdida de todo el capital. Por muy improbable que fuera, el peor caso posible era la pérdida de los 25 dólares por acción. Para cubrir parcialmente este escenario, los inversores disciplinados establecen un «stop loss». La otra regla de la gestión de riesgo, más laxa, es «invierte sólo lo que puedes permitirte perder».

Segunda: «¿Cómo se comportaría el resto de tu cartera (y de tus ingresos) si se materializara el peor escenario de esta operación?». La crisis de Lehman afectó a todo el mundo, en todos los sectores. Mi amigo, al igual que muchos otros excelentes profesionales, fue despedido a lo largo de los meses siguientes. Un escenario en que las acciones de Citibank (y otras financieras) se desplomaran era improbable, pero se dio.

Apuesta contra los perdedores

«Antes compraría un buen activo a un precio razonable, que un activo razonable a un buen precio», dijo en cierta ocasión Warren Buffett, el multimillonario inversor en valor que trata de comprar acciones cuando están infravaloradas y venderlas cuando están sobrevaloradas.

«Veo la bolsa como un socio comercial. A veces es demasiado pesimista y me quiere vender su parte del negocio. A veces se pone demasiado optimista y quiere comprar mi parte». Warren enfoca la inversión de forma totalmente cerebral. Cuando el valor de un activo sube por encima de lo que cree razonable, vende.

Pero ¿por qué no tratar de aprovecharse de las oportunidades que hay cuando el mercado está sobrevalorado?

Como dice un amigo mío: «Ganar dinero con posiciones largas es trabajo, ganar dinero con posiciones cortas es un placer».

Los inversores tradicionales siempre han tenido una preferencia por las posiciones largas. Compran cosas. Es posible que sepan encontrar oportunidades que consideren infravaloradas, pero la mayoría de los inversores carecen de los instrumentos y los conocimientos necesarios para generar o aprovechar la situación.

Históricamente, en estas situaciones los inversores minoristas tienden a liquidar sus posiciones en efectivo y esperar a que vuelva el valor. Pero los inversores profesionales pueden tomar prestado el activo sobrevalorado, venderlo y esperar a que el precio baje para comprarlo de nuevo y devolver el préstamo. Y existen también muchas otras alternativas, como vender futuros o comprar opciones «put», aunque a menudo van más allá de la zona de confort de la mayoría de inversores, y a menudo conllevan sus propios riesgos y consideraciones. Más recientemente, el mercado ha desarrollado instrumentos financieros como los exchange traded funds (ETF) que ofrecen exposición a corto e incluso apalancada a mercados bajistas de una forma sencilla y eficiente en cuanto a coste.

Tener la flexibilidad necesaria para capturar valor mediante posiciones cortas en activos infravalorados, o posiciones cortas en activos sobrevalorados, puede mejorar mucho el rendimiento de la cartera.

Las posiciones cortas y las estrategias de valor relativo

Como extensión natural de lo dicho anteriormente, los inversores pueden tomar también posiciones largas y cortas de manera simultánea. Ya no se trata de apostar a la dirección que tomará el mercado, sino a la valoración relativa de dos activos.

Por ejemplo, un inversor puede pensar que el gas natural y el crudo están infravalorados. O invertir en largo en acciones de un productor de crudo y en corto en acciones de otro productor de crudo. Las posibilidades son ilimitadas.

Si tenemos en cuenta que las recomendaciones de inversión en bolsa son predominantemente positivas, que las correcciones de mercado son tachadas de «anomalías», que las revalorizaciones son consideradas «fundamentales», y que el mantra de «no luches contra los bancos centrales» es casi una religión, nos daremos cuenta de que existen grandes oportunidades de generar alfa con posiciones cortas.

Por supuesto, existe el hecho básico incuestionable de que las posiciones cortas suponen un riesgo asimétrico en nuestra contra porque el beneficio máximo de una posición corta está limitado al ciento por ciento de la inversión, mientras que la pérdida máxima es ilimitada.

Pero cuando uno entra en una posición corta no lo hace siempre apostando a que los precios «bajarán», sino para financiar una posición larga y reducir la volatilidad. Cuando encuentras una acción que te gusta, en la que ves un gran potencial pero también un elevado nivel de volatilidad y un importante riesgo de mercado, puedes financiar esa posición con un buen corto.

La calidad de la cuenta de pérdidas y ganancias (P&L, por sus siglas en inglés) se expresa a menudo a través de la ratio Sharpe, que dicho en términos sencillos describe el rendimiento por encima de la tasa de interés sin riesgo generado por unidad de volatilidad. Se puede obtener una aproximación a la ratio Sharpe mediante la ratio de Información (IR, por sus siglas en inglés). Por ejemplo, un gestor que obtiene una rentabilidad del 15 por ciento anual con una volatilidad del 30 por ciento tiene un IR de 0,5 (15/30). Otro gestor que obtuviera un rendimiento del 30 por ciento con una volatilidad del 15 por ciento tiene un IR de 2 (30/15). A falta de otras consideraciones, es preferible el gestor con la mayor ratio Sharpe o de Información. Su cuenta de resultados es de «mayor calidad». Sin embargo, mucha gente tiende a ignorar el riesgo y la volatilidad y se centra únicamente en la rentabilidad. No es buena idea, como veremos más adelante.

Volviendo a las posiciones cortas, la posibilidad de mitigar la volatilidad forma parte del éxito de una inversión. Y las posiciones cortas contribuyen a eliminar los ruidos y los riesgos indeseados, pues «el ruido largo y el ruido corto» se cancelan entre sí. Por eso lo mejor que uno puede hacer es buscar esas perlas de cortos que tienden a tener una evolución peor que sus pares.

Olvidémonos del BCE, del BoJ, de la Fed y del Banco de Inglaterra. Hay una razón muy clara por la que ciertas empresas rinden peor que sus referencias: la destrucción de valor en el proceso de inversión. Son compañías que «corren para quedarse donde están», que gastan dinero para generar retornos inferiores. Ésos son los mejores cortos, y en un contexto alcista la oportunidad con ellos consiste en seguir el consejo: «Cuando suben, ponerse cortos, no comprar las bajadas».

Trampas de valor

Se considera que una acción es una «trampa de valor» cuando parece ser barata porque cotiza a múltiples bajos de ingresos, flujo de caja o valor en libros, pero en realidad no lo es. Hay valores baratos porque tienen razones para serlo.

Esta clase de valores tienden a atraer inversores en busca de gangas, pero la baja valoración puede significar que la empresa o el sector entero pasan por dificultades. A menudo, una trampa de valor parece un negocio tan estupendo que los inversores no entienden lo que ocurre cuando no tiene el rendimiento esperado.

El círculo vicioso de las trampas de valor

Las trampas de valor tienden a ser «procíclicas».

En otras palabras, compran a precios altos, cuando el mercado está «caliente», y venden a precios bajos, cuando la deuda las asfixia. Las adquisiciones se hacen con altos múltiplos con el argumento de que se trata de mercados «de crecimiento» o de que se pretende «diversificar» (en general, cuando hay que diversificar es porque algo va mal en la actividad principal).

Las trampas de valor siempre «invierten» tarde.

Se trata de empresas con gastos de capital de miles de millones pero siempre dirigidos a copiar lo que hacen sus principales competidores, generando una burbuja en la que todos participan… hasta que explota. Las trampas de valor invierten sobre la base de estimaciones optimistas en comisiones donde los asesores temen dar malas noticias a los equipos de dirección. Son empresas donde las políticas internas del «sí, señor» tienden a premiar la mediocridad y el nepotismo… Empresas que utilizan el dinero de los accionistas en proyectos de expectativas optimistas justificadas por powerpoint. Después llegan las revisiones a la baja de las propias estimaciones de la empresa… las advertencias de beneficio, las ampliaciones de capital y los bonos convertibles… y todo eso sin que nadie pierda su empleo.

Las trampas de valor tienden a usar demasiada deuda.

Este círculo vicioso tiende a llevar a un exceso de deuda a medida que el «crecimiento» no se materializa y los márgenes se deterioran. El proceso comienza con justificaciones (como por ejemplo «podemos asumirlo») y sigue con acciones que diluyen a los accionistas (bonos convertibles, acciones preferentes o híbridos) y terminan con asunciones de pérdidas, recortes de dividendos y ampliaciones de capital a precios suelo.

Y una vez que han destruido unos miles de millones en valor (tan sólo en Eurostoxx, 150 000 millones de euros entre 2007 y 2010)… vuelta a empezar. Nuevas adquisiciones «para crecer» y apretamos el botón de «reinicio».

Siempre habrá algún consejero delegado que les diga que «las acciones no reflejan el valor real de la empresa», que el «nuevo plan es distinto y muy realista», y que «los fundamentales no han cambiado». Pero hay una razón por la que estos valores de empresas «estratégicas, semipúblicas y nepotistas» obtienen año tras año resultados inferiores a la media de sus respectivos sectores.

La trampa de valor de las grandes petroleras

Llevaba casi una década trabajando para una compañía petrolera integrada, y no paraba de leer explicaciones de por qué las grandes empresas de telecomunicaciones eran trampas de valor, y por qué el sector energético era totalmente distinto. No dejaba de escuchar las palabras «valor», «crecimiento», «el año que viene será distinto» y «la percepción del mercado no está justificada».

Hasta el año 2007 se produjeron gigantescas fusiones en los sectores del petróleo, el gas y la electricidad, persiguiendo grandes descuentos del valor neto de los activos y oportunidades para generar sinergias, todo ello apoyado por ingentes cantidades de análisis detallados de banqueros corporativos. Pero el resultado efectivo de todas estas fusiones y adquisiciones sólo se haría evidente con el tiempo, tras muchos años de excusas y justificaciones el sector había generado una media del 13 por ciento de retorno sobre el capital empleado (ROCE, por sus siglas en inglés) cuando los precios del crudo estaban alrededor de los 11 dólares por barril, y a pesar de que dichos precios se multiplicaron por diez, hasta los 110 dólares por barril, el ROCE permaneció inmutable en una media del 13 por ciento. Año tras año el crecimiento estuvo por debajo del esperado, pero el gasto de capital no había dejado de crecer, erosionando los beneficios que podrían haberse derivado de los mayores precios de las materias primas.[227]

Cuando entré en el sector financiero, me di cuenta de que las grandes compañías energéticas por capitalización bursátil ya no eran un sector de crecimiento. Se me hizo evidente que los cambios fundamentales que se habían producido en el sector de la energía no podían sino defraudar invariablemente las expectativas de crecimiento y llevar de advertencia de beneficio en advertencia de beneficio.

Para mí resultaba evidente que las grandes compañías petroleras no eran la mejor estrategia para sacar partido del precio del crudo, pero muchos inversores estaban canalizando a través de ellas sus expectativas alcistas. Una razón importante para ello es de carácter fiscal. En la mayoría de los casos, el «país anfitrión» se queda con una cuota cada vez mayor de los ingresos a medida que sube el precio del crudo, mediante una combinación de fiscalidad restrictiva y «acuerdos de participación en los beneficios». En algunos casos, el gobierno anfitrión puede quedarse hasta el 99 por ciento de los ingresos a precios superiores a los 120 dólares por barril.[228] No es la clase de participación que esperan la mayoría de inversores. Los gobiernos anfitriones han podido «salirse con la suya» hasta ahora gracias al simple mecanismo de la oferta y la demanda (más compañías petroleras ofertantes que contratos disponibles). El precio medio de la cesta de crudos de la mayoría de grandes compañías petroleras se ha mantenido en torno a los 65-68 dólares por barril.

Una de las razones de la divergencia entre la evolución de los precios del crudo y de los resultados de los productores son los impuestos.

En la mayoría de los casos, el «país anfitrión» se queda con una cuota cada vez mayor de los ingresos a medida que sube el precio del crudo, mediante una combinación de fiscalidad restrictiva y «acuerdos de participación en los beneficios». En algunos casos, el gobierno anfitrión puede quedarse hasta el 99 por ciento de los ingresos a precios superiores a los 100 dólares por barril. No es la clase de participación que esperan la mayoría de inversores. Los gobiernos anfitriones han podido «salirse con la suya» hasta ahora gracias al simple mecanismo de la oferta y la demanda (más compañías petroleras ofertantes que contratos disponibles). El precio medio de la cesta de crudos de la mayoría de grandes compañías petroleras ha bajado de 100 a 65-68 dólares por barril.

Otra razón que explica la divergencia de valoraciones es el gas natural.

La estrategia de crecimiento a medio plazo de las grandes petroleras se basa en gran medida en el gas natural, el cual ha permitido a las compañías generar retornos del 33 por ciento en activos heredados. No obstante, en nuevos proyectos los retornos han sido mucho menores, cerca del 10 por ciento. Reinvertir un dinero generado al 33 por ciento en proyectos que generan el 10 por ciento supone destruir valor para los accionistas, pues los múltiplos que refleja el precio de la acción suponen una expectativa de retornos muy superior.

Otra razón es el coste de la reposición de reservas.

El sector invierte de media el 30 por ciento de su capitalización en la reposición de sus reservas. Ésta es la razón de que el sector «no funcione». Los múltiplos «parecen baratos» (PER bajo, rendimiento de dividendos alto), pero en un sector tan intensivo en capital como el de la energía, lo que realmente importa es la generación de flujo de caja. El flujo de caja libre ha caído año tras año desde el 7 por ciento en 2003 (cuando el crudo estaba a 30 dólares por barril) hasta una media muy baja del 3,7 por ciento en 2013 (cuando el crudo estaba a 100 dólares por barril). Como la amortización de los activos sigue siendo inferior al capital invertido, el PER real (el «PER económico») es mucho más alto. Si añadimos a eso que dichas inversiones apenas podrán generar ningún crecimiento, el resultado es que el sector «corre para quedarse donde está».

Y por supuesto, la diversificación no aporta valor a los accionistas.

Otro argumento típico es que las grandes compañías petroleras cotizan a precios muy por debajo de la suma de sus partes. Eso no es necesariamente así. El descuento por conglomerado se justifica cuando los retornos generados por algunas de las partes están muy por debajo del de su actividad principal. Por ejemplo, una de las grandes compañías cotizadas en bolsa destinaba anualmente el 15 por ciento de su inversión en capital a áreas no relacionadas con su actividad principal, esto es, el refino y la electricidad, lo que generó un ROCE del 5,5 por ciento entre 2001 y 2010, muy inferior al retorno esperado de la actividad principal. Nadie debería sorprenderse de que desde el punto de vista de la valoración estas actividades resten valor a las actividades principales y de mayor rendimiento.

Por otro lado, las grandes reservas no significan valor.

La valoración de las grandes petroleras sobre la base de sus reservas no es válida, a menos que la empresa estuviera a la venta, como algunas independientes. Si además parece que estas compañías adquieren nuevas reservas para reemplazar las consumidas, el valor del conglomerado no supera los 4 dólares por barril (reservas probadas y probables) hasta que comiencen a generar liquidez. Ésa es la razón de que las grandes petroleras coticen basándose en los múltiplos tradicionales PER, EV/DACF y rendimiento del flujo de caja libre.

Finalmente, está el argumento de que las grandes petroleras pagan buenos dividendos.

De acuerdo. Pero también es cierto que desde la caída del flujo libre de caja que hemos visto, buena parte de este dividendo se paga con deuda adicional. De modo que es difícil ver este dividendo como un incremento en términos de dólares estadounidenses, a menos que consideremos que la deuda es muy baja. Y a primera vista eso parece. Con una ratio de deuda sobre capital (acciones) del 20-30 por ciento de media, las compañías parecen tener muy poca deuda. Pero si añadimos las necesidades de capital operativo, y nos fijamos en la ecuación «caja libre-capex-dividendo», resulta difícil dar una lectura positiva.

La trampa del valor de las compañías eléctricas europeas

El sector eléctrico europeo, uno de los de más bajo rendimiento en el período 2008-2013 a causa del gran tamaño de las empresas integradas, constituye un caso similar y muestra todas las características de una «trampa del valor».

Desde Alemania hasta Italia, las compañías eléctricas son percibidas como empresas de servicios públicos a las que se permite endeudarse en los mercados para financiar grandes inversiones pero cuyos retornos no se dejan crecer por encima de lo que los gobiernos consideran «adecuado»: un magro 8 por ciento ROACE de media. Un sector donde las compañías invierten centenares de miles de millones al año en proyectos a veinticinco años vista pero cuyas reglas de juego cambian cada cuatro o cinco.

En segundo lugar, las compañías eléctricas europeas han estado «corriendo para quedarse donde están».

Parte de la enorme cantidad de fusiones y adquisiciones de las que fueron testigo los años comprendidos entre 2004 y 2007 vinieron del deseo de las compañías, muchas de ellas parcialmente propiedad del gobierno, de generar retornos fuera de su país de origen al considerar que los obtenidos en el mercado nacional siempre serían de carácter limitado. Pero los resultados han terminado siendo igualmente decepcionantes.

En tercer lugar, el sector europeo de las eléctricas se vende barato «sólo en apariencia».

El sector cotiza a un promedio de 7,2 veces el EBITDA y reparte dividendos de entre el 4,5 y el 5 por ciento. Parecen cifras muy atractivas para alguien que busque una inversión «a largo plazo», ¿verdad? Cuidado. El múltiplo del EBITDA está, de hecho, más próximo al 9 si se descuentan los permisos de emisión de CO₂ gratis, es decir, si se emplean estimaciones «limpias». Y lo que es aún más importante, tras la oleada de fusiones y adquisiciones y la reorientación del negocio, el coste medio ponderado de capital (CMPC) se ha incrementado, hecho que las compañías no reconocen abiertamente.

Hay que tener cuidado también con los dividendos estimados. Primero, porque ya hemos visto casos en que son los propios inversores quienes pagan el dividendo por medio de las retribuciones en forma de «dividendo en acciones», que son en realidad ampliaciones de capital camufladas como «oportunidades de crecimiento». Pero hay que tener muy en cuenta que un sector tan intensivo en capital necesita mantener una prístina calificación crediticia para acceder al mercado de bonos. Con los retornos confiscados y un ratio promedio de tres veces la deuda neta sobre el EBITDA, el sector no genera suficiente flujo de efectivo libre para asumir las inversiones comprometidas, pagar los dividendos y reducir la deuda.

En cuarto lugar, la gestión del margen de reserva.

El sector ha entregado las llaves de la gestión del margen de reserva y de las decisiones de inversión en nueva capacidad de generación a sus gobiernos, los cuales tienen debilidad por la sobrecapacidad, y la industria, ante el riesgo de crecimiento cero, prefiere invertir con la esperanza de que algún día se les compensará por ello.

En quinto lugar, mala gestión.

Con algunas honrosas excepciones, hay que llamar la atención sobre la baja calidad de la gestión, con una larga trayectoria de inversiones de miles de millones en el punto alto del ciclo que luego se venden en el punto bajo, y de baja exposición de los directivos al precio de las acciones (los directivos apenas poseen acciones de las compañías). Después de todo, ¿cómo puede confiar un inversor en un gestor que apenas posee acciones de su propia compañía, tiene incentivos para comprar cualquier cosa que se mueva para «crecer» y exhibe un historial tan pobre de inversión a largo plazo, siendo que por la naturaleza del negocio está obligado a hacerlo? Finalmente, querría destacar el escaso interés de los gobiernos en el precio de las acciones de sus propias inversiones, en contraste con la actitud de los accionistas minoritarios.

Es interesante contemplar cómo, en este contexto, las acciones que peor rinden tienden a ser las más recomendadas por los analistas, con más de un 80 por ciento de recomendaciones de «compra». Siempre digo lo mismo: «En un mercado alcista no se necesitan analistas y en uno bajista no convienen».

Las únicas compañías eléctricas que se están comportando bien son las que muestran disciplina financiera, están enfocadas al retorno del capital empleado (ROCE, por sus siglas en inglés) y están «en rebeldía antigubernamental». El resto equivale a tirar el dinero.

Busque la escasez

En el mercado de las materias primas físicas, a diferencia de lo que comúnmente se cree, las que más suben de precio son a menudo las que tienen menor crecimiento de la demanda. Por el contrario, las materias primas con un mayor crecimiento de la demanda tienden a rendir peor.

La razón es simple: la escasez.

El petróleo y el cobre, por ejemplo, son materias primas que han experimentado un crecimiento de la demanda lento. ¿Por qué? Porque no había oferta suficiente para satisfacer la demanda. Para incentivar la destrucción de demanda, la sustitución y el aumento de la oferta los precios, en consecuencia, debían subir.

Atención a los cuellos de botella

Los cuellos de botella pueden considerarse como casos de «escasez temporal» y tienden a generar comportamientos explosivos de «expansión y contracción».

El carbón, por ejemplo, es una materia prima muy abundante. Desde luego, no hay escasez de reservas mundiales de carbón. Pero durante la fase alcista de la década de dos mil, el fuerte incremento en el precio del carbón era debido a cuellos de botella logísticos a lo largo de la cadena de suministro.

Los cuellos de botella tienden a obedecer a un «efecto dominó». Los precios altos incentivan la producción y la exploración en busca de yacimientos. Para acomodar el aumento de volumen de la materia prima debe construirse una línea férrea u otro medio de transporte. Luego es el puerto el que debe ampliarse para admitir más barcos y de mayor tamaño. Lo mismo ocurre con los puertos de llegada, así como con las vías de transporte al consumidor final. Todo cuello de botella a lo largo del proceso puede trasladarse potencialmente a los precios, aportando al mercado de la señal y el incentivo para absorberlo.

Pero cuidado. Los cuellos de botella son temporales. Las oportunidades que ofrecen son tácticas, no estructurales. A la larga se relajan. Y de este modo se perpetúa un ciclo explosivo de «expansión y contracción» en lugar de darse un proceso de inversión continua y estable.

El significado del «contango» y la «backwardation»

La dislocación del WTI provocada por la saturación de la capacidad de almacenamiento es un ejemplo extremo de lo que llamamos «contango», una situación en la que los precios a plazos cortos son más bajos que los precios por entregas futuras. Me gusta pensarlo como una «prima negativa por la disponibilidad inmediata», una penalización para los productores que venden al contado y un incentivo para que los compradores consuman y almacenen.

La situación contraria, en que la entrega inmediata cotiza con una prima respecto a la entrega futura se conoce como «backwardation». Me gusta pensarlo como una «prima por disponibilidad inmediata», un incentivo para que los productores vendan al contado.

La curva de futuros también refleja factores estacionales. Por ejemplo, aunque el suministro de gas natural es más o menos constante a lo largo de todo el año, la demanda puede manifestar una fuerte estacionalidad, con un pico en invierno por efecto de la demanda de calefacción y otro en verano por efecto de la demanda de refrigeración. De modo parecido, en agricultura la oferta es estacional por el efecto de las cosechas, mientras que la demanda se mantiene relativamente constante a lo largo del año.

Otro factor que puede influir sobre la curva de futuros es la cobertura. En general, los productores tienden a vender una parte de su producción futura a un precio fijo para asegurar ciertos flujos de caja. Cuando los productores están más interesados en la cobertura que en el consumo, los precios de futuros para plazos largos se negocian con un descuento para atraer compradores. Normalmente son los especuladores los que desempeñan esta última función, consistente en compensar los desajustes de volumen y tiempo entre los consumidores y los compradores.

El exceso de existencias y el «supercontango»

Como ya se ha visto, las existencias juegan un papel crucial en la determinación de los precios de las materias primas, al amortiguar los desequilibrios a corto plazo entre la oferta y la demanda. En condiciones normales de mercado, los mercados de materias primas tienden a mantener los niveles de existencias «mínimas necesarias» para cubrir los desequilibrios razonables a corto plazo entre oferta y demanda. Mantener un exceso de existencias puede resultar oneroso, pues supone costes de almacenamiento, seguros y financiación, entre otros. Un nivel de existencias demasiado bajo también puede resultar peligroso, pues puede llevar a alteraciones del suministro. Idealmente, dada la asimetría de riesgos, los mercados tienden a mantener un nivel de existencias algo superior a modo de seguro.

Como resultado, en condiciones normales (a falta de trastornos o situaciones meteorológicas extremas) el mercado del gas natural tiende a estar en situación de contango, es decir, existe una prima negativa para la entrega inmediata por causa de los costes de almacenamiento y financiación. Cuanto mayores sean los costes de almacenamiento, financiación y seguros, más fuerte es el contango.

Una situación extrema es cuando se llega al límite de almacenamiento. En ese caso, cualquier incremento se convierte en un problema. Simplemente no hay modo de almacenarlo. En esos casos el precio del gas al contado se desploma para incentivar a los productores a detener la producción. El impacto sobre los precios se produce principalmente en los plazos inmediatos, no tanto en los plazos largos, que tienden a cotizar más cerca del coste marginal de producción.

La falta de existencias y la «super-backwardation»

El otro escenario extremo se produce cuando no hay existencias. En ese caso, el problema es la escasez de gas. La prima por entrega inmediata se refleja en unos precios más elevados del mes inmediato, los cuales pueden llegar a dispararse literalmente en situaciones extremas como el huracán Katrina. Como resultado, los futuros a plazo inmediato tienden a cotizar con una prima en relación con los plazos más largos. Cuanto mayor es la escasez y menor la sensibilidad al precio de los consumidores, mayor será la prima por entrega inmediata.

Los retornos de los índices de materias primas

Tal como dijo Albert Einstein: «Si no puedes explicarlo con sencillez, es que no lo entiendes lo suficientemente bien», a lo que yo añadiría: «Si no lo entiendes lo suficientemente bien, no inviertas en ello».

El Índice de Materias Primas de Goldman Sachs (GSCI) fue creado en 1991 con el fin de servir como referencia para la negociación de materias primas. El Índice se compone de una cesta diversificada de futuros del mes inmediato sistemáticamente rolados para evitar la entrega física. La ponderación se basa en una «ponderación del consumo y la producción», en virtud de la cual, por ejemplo, el crudo pesa más que la plata. Cabe compararlo con la «capitalización bursátil», en virtud de la cual Microsoft o Apple tienen una capitalización superior que otras firmas.

Los retornos totales no son lo mismo que los retornos spot

Para referirse al rendimiento de los índices de materias primas y de las estrategias de rolado de futuros se acostumbra a hablar de «retorno total», el cual está compuesto por el «retorno spot» y el «retorno roll».

# 1 «Retorno spot», que recoge los movimientos direccionales (arriba o abajo) de los futuros del mes inmediato del crudo o el gas natural. El retorno spot es muy intuitivo. Es lo que la mayoría de los inversores «creen» estar comprando, pero por desgracia es imposible de replicar.

# 2 «Retorno roll», que recoge los beneficios o los costes de no aceptar la entrega física del gas natural. El retorno roll no es muy intuitivo y acostumbra a generar confusiones. No es constante, sino que varía con el tiempo en función de las dinámicas de mercado.

El rendimiento roll es de gran importancia para el gas natural, pero también para el crudo, la agricultura y cualquier otra materia prima en cuyo precio intervenga la estacionalidad y el almacenamiento. En la próxima sección trataré de explicarlo desde diferentes ángulos.

El ETF del crudo

En 2005, mi amigo Francisco Blanch publicó un informe titulado «Sticky contango». Hasta entonces, se pensaba que lo «propio» del crudo era la backwardation. Muchos analistas usaban argumentos keynesianos para defender el carácter estructural de la backwardation basándose en la idea de que los productores estaban dispuestos a vender la producción futura con un descuento para asegurarse los precios. Pero el mundo estaba cambiando, en 2005 el riesgo se inclinaba cada vez más hacia los precios elevados y el informe defendía un «contango estructural», donde serían los consumidores quienes estarían más dispuestos a pagar una prima para asegurarse los precios.

Las implicaciones del informe eran enormes, pues desafiaba el perfil de rentabilidad de los principales índices de las materias primas. Un contango estructural supondría un carry negativo en los índices de materias primas. Mientras muchos quitaban importancia al informe, Francisco y su equipo se adelantaron e introdujeron una nueva generación de índices que evitaban el rolado del mes inmediato, en un intento de reducir el carry negativo. Los nuevos índices también trataban de dar exposición a mercancías más «elaboradas» como los productos refinados, en lugar del crudo.

Tuvo que pasar un año antes de que la gente comenzara a verlo. El crudo había subido un 15 por ciento aquel año, pero el Índice de Materias Primas de Goldman Sachs (GSCI) no se había movido. ¿Cómo era posible? La respuesta era el carry negativo causado por el supercontango y la dinámica de almacenamiento.

La nueva generación se expandió rápidamente hacia la agricultura y, por supuesto, el gas natural estadounidense, en lo que fue seguramente una de las peores películas de terror del mundo de los índices de materias primas.

Cuidado con el ETF del gas natural

El gas natural estadounidense ha sido un elemento clave del GSCI desde su creación en 1991. En los primeros años, no se prestaba demasiada atención al diferencial de rendimiento spot y roll. Todo formaba parte de una gran cartera.

En abril de 2007, el United States Commodity Fund lanzó el primer ETF de gas natural de la historia, y la SEC aprobó su distribución entre pequeños inversores. La página describe el producto del siguiente modo: «The United States Commodity Funds LLC se encarga de la gestión de valores negociables diseñados para replicar los movimientos de precios de los futuros de diversas materias primas».

El ETF funcionaba básicamente a base de rolar futuros del mes inmediato en gas natural estadounidense, exactamente igual que hacían los índices de materias primas.

En abril de 2008, un año después de su lanzamiento, el gas natural superó por primera vez la barrera de los 10 dólares. Los precios del gas natural del mes inmediato habían subido un 30 por ciento desde el lanzamiento. Tuvo que ser un golpe para los inversores cuando su bróker les dijo que el ETF que compraron por 100 dólares valía ahora 90, o sea que había bajado nada menos que un 10 por ciento. ¿Cómo era eso posible? ¿El gas natural había subido un 30 por ciento y el ETF había bajado un 10 por ciento?

Y aún fue a peor. Mientras escribo estas líneas, el precio del gas natural estadounidense ha bajado un 40 por ciento desde el lanzamiento, pero el ETF ha bajado un 95 por ciento. Sí, 100 dólares invertidos en UNG se han convertido hoy en 5 dólares.

Pues bien, la respuesta hay que buscarla en los costes de almacenamiento, que con el rolado de futuros cristalizan como carry negativo en un mercado contango o supercontango. Los retornos roll pueden ser positivos (en backwardation) o negativos (en contango), y lamentablemente para los inversores en gas natural han sido extremadamente negativos (más del 30 por ciento anual) durante largos períodos de tiempo.

En conclusión, el rendimiento de un ETF de gas natural no resulta tan obvio como parece. Hay que tener en cuenta los retornos roll además de los retornos spot.

Me he leído el prospecto (documento legal) de 169 páginas que acompaña el US NG ETF, y no encontré ninguna explicación o reconocimiento claro de estos riesgos. Estoy seguro de que está ahí, en algún lugar, pero no resultaba fácil de encontrar.

¿Son iguales todos los ETF y todos los índices de materias primas?

Pues no.

Y antes de invertir en ETF, por muy de moda que estén, hay que hacer un esfuerzo por comprender lo que se está comprando. Y si no se entiende lo suficientemente bien, recomiendo no comprarlo para evitar sorpresas.

Una primera consideración es si el ETF está cubierto con materia prima física o con futuros rolados. Tal como hemos visto, tanto el ETF del crudo como el del gas natural se basan en el rolado de futuros. Otros, como el ETF del oro (GLD) están cubiertos con oro físico.

Si el ETF está cubierto con futuros, es importante comprender los riesgos y el orden de magnitud del retorno roll. En este sentido, no hay límite para la backwardation y por lo tanto tampoco para el carry positivo. Pero el peligro es el supercontango, cuando la capacidad de almacenamiento está saturada. Este riesgo es menos importante para materias primas «sólidas» y «no estacionales» como el carbón o el aluminio. El riesgo de un carry negativo aumenta de forma significativa con las materias primas «no sólidas» o «estacionales», como los productos agrícolas, el crudo o el gas natural.

Los cuellos de botella y la escasez en el mercado de valores

Los gastos de capital globales en petróleo y gas han crecido recientemente hasta alcanzar los 720 000 millones al año, una tendencia que en mi opinión se va a mantener.

El sector de servicios petroleros está bien posicionado para beneficiarse de esta tendencia, pero los ganadores serán unos pocos elegidos.

Las compañías de servicios petroleros son clave cuando se trata de maximizar el rendimiento de los campos petrolíferos y evitar carísimos retrasos y problemas técnicos. Y generan un espectacular retorno sobre el capital empleado del 25 por ciento y más. El mito de que estos retornos son insostenibles y de que los recortes en el gasto de capital los van a reducir drásticamente han probado ser falsos en un mundo «posMacondo» donde la seguridad y la fiabilidad valen cada dólar que cuestan.

Las compañías de servicios más eficientes, agresivas y flexibles están consiguiendo nuevos contratos. Y si algo quedó demostrado en el período 2008-2009, es que en un marco de fuertes caídas en el precio del petróleo, los costes de los servicios petroleros apenas bajaron un 15 por ciento. Eso es muestra del poder del sector sobre sus clientes. La competencia es relativamente baja, las barreras de entrada y especialización son muy altas y los clientes, las petroleras, no ponen en riesgo su eficacia y prevención de riesgos por ahorrar un poco de dinero.

Mención especial merecen las compañías que se especializan en proyectos grandes y complejos. Entre ellas, Halliburton y Schlumberger han demostrado su capacidad para ejecutar proyectos gigantes en lugares como Arabia Saudita o Nigeria y generar importantes retornos.

Al inversor no iniciado le recomendaría centrarse en tres características:

Primero, la capacidad de mantener o incrementar el precio que cobra a los clientes, así como para incrementar su cartera de proyectos. Se trata de una industria muy especializada y los jugadores más débiles desaparecen con rapidez.

Segundo, evite las compañías semiestatales y las excesivamente diversificadas, que afrontan a menudo riesgos de ejecución o son demasiado dependientes de un único cliente.

Tercero, hay que centrarse en compañías independientes y bien capitalizadas con experiencia en un segmento específico de interés para los predadores. Desde mi punto vista, dichos sectores son la perforación en alta mar y las empresas sísmicas.

Como uno de los pocos subsectores del petróleo que genera crecimientos de dos dígitos y márgenes altos, el sector de los servicios petroleros puede interesar a los inversores con apetito por el riesgo que quieran exposición a los precios del petróleo. En un mundo que reclama inversiones anuales en petróleo y gas del orden de 750 000 millones de dólares, y continuará haciéndolo durante bastantes años según mi parecer, los líderes de la industria de los servicios petroleros seguirán teniendo el poder de incrementar sus márgenes y sus ventas.

Apunten: Equipo de perforación terrestre: coste de producción 10-15 millones de dólares, alquiler de 15 000 a 20 000 dólares diarios. Plataforma autoelevadora: coste de producción 75 175 millones de dólares, alquiler de 100 000 a 200 000 dólares diarios. Semisumergibles: coste de 200 a 400 millones, alquiler de 200 000 a 400 000 dólares al día. Barco de perforación: coste de 300 a 500 millones y alquiler de 250 000 a 500 000 dólares diarios.

Otro cuello de botella fundamental y fuente de valor para los inversores es la exploración, un sector donde las compañías independientes han obtenido resultados regularmente superiores a los de las grandes empresas del sector en términos de éxitos y calidad de su cartera.

La selección concreta lo es todo en el sector de la exploración, pero en mi opinión estas compañías son atractivas por dos razones.

En primer lugar, hay muy pocas compañías independientes con recursos naturales atractivos, lo que las convierte casi inevitablemente en el objetivo de los predadores.

En segundo lugar, su exposición a activos en la forma de exploraciones de gran potencial hace que su valor oscile arriba y abajo con mayor rapidez que en otros sectores. También hay compañías en las que existe un único objetivo: encontrar y monetizar reservas. Nada de planes a cincuenta años, de estrategia política, de obligaciones con los medios. Y si no rinden, caen. Según Wood Mackenzie, entre 2007 y 2013 se invirtieron 155 000 millones de dólares en la compra de compañías independientes.

Permítanme que explique brevemente su valoración a los no iniciados.

Los exploradores independientes compran activos con un atractivo potencial de exploración, los perforan y, una vez están seguros de que los proyectos son comercialmente viables, o bien los explotan o bien venden una participación de su explotación a las grandes petroleras con condiciones muy ventajosas. Normalmente mantienen una serie de pozos que les aseguran la producción y el acceso a la financiación y el dinero que necesitan, y usan esos recursos para seguir explorando y vendiendo. El factor clave para un inversor es el historial de éxitos. No es lo mismo confiar en empresas con un 77 por ciento de éxitos en la exploración que en otras con un porcentaje de éxito mucho menor.

Las compañías independientes se valoran a partir de una estimación del valor liquidativo de sus activos principales (en inglés, core NAV) y del porcentaje esperado de éxito de su cartera de pozos, un porcentaje que asigna el mercado en función de la geología y de la lectura e interpretación de la información sísmica. Una vez ha arrancado su programa de exploración, el mercado asigna valor a las reservas encontradas, o lo resta del valor estimado en un inicio si lo que se encuentra es un «agujero seco» no comercial.

Si está interesado en el sector, preste atención a empresas con poca deuda y expuestas a áreas de fuerte interés para los predadores, pero también a aquellas que dispongan de buenas oportunidades de adquirir y explorar reservas en zonas atractivas tales como África occidental, el mar del Norte, o bien Estados Unidos y el golfo de México si se trata de gas.

En el sector del gas de esquisto en Estados Unidos busque siempre compañías con costes bajos y un programa de exploración intensivo. Todas ellas están obviamente expuestas al complejo entorno de precios del gas estadounidense, pero centrarse en productores con costes bajos y una posición atractiva a la hora de establecer alianzas es crítico.

Se trata de acciones muy estrechamente correlacionadas con los precios del gas y del petróleo, pero también muy expuestas al contexto crediticio dado que deben mantener niveles muy bajos de deuda a la vez que financian grandes proyectos de exploración. Son acciones que conviene comprar cuando se abre una puerta de entrada tal como una ampliación de capital para financiar un proyecto de perforación o el anuncio de un pozo no comercial de poca relevancia antes de un programa de exploración intensivo y atractivo. Es un sector desaconsejable para los inversores con aversión al riesgo o para los entusiastas de los dinosaurios que pagan altos dividendos. Pero excitante como pocos.

En el sector de las renovables no existen cuellos de botella tan visibles; el sector creó rápidamente gran cantidad de capacidad sobrante al recibir incentivos gubernamentales en dicho sentido. Las áreas principales donde, a largo plazo, se dan cuellos de botella y poder para fijar precios son el polisilicio y la parte baja de la cadena de producción de los led (diodo emisor de luz http:// es.wikipedia.org/wiki/Led). Brian Chenel de Digital Lumens lo explicó a la perfección: «Está emergiendo un amplio consenso alrededor de la idea de que la iluminación inteligente e interconectada va a ser la siguiente gran área de innovación. A medida que nos acercamos al límite práctico de la eficiencia y el coste de los aparatos, será el software adaptado al hardware comercial el que liderará la próxima disrupción en el mercado de la iluminación. Tanto si se trata de nuevos modelos de negocio ideados para proveer luz como si fuera un servicio, luz biofílica que ayuda a mejorar la calidad del sueño o la mejora radical en la eficacia que pueden proporcionar los sistemas inteligentes de nueva generación, lo que está claro es que el futuro próximo de la iluminación por led va a ser mucho más que simplemente emitir fotones».

De nuevo la tecnología impulsa la ventaja competitiva.

La ilusión de la dilución

Las materias primas no se pueden imprimir. Suena simple, pero es la propia naturaleza física de las materias primas la que conduce a dinámicas completamente diferentes a las de las acciones, los bonos o incluso las divisas ligadas a las materias primas.

Los instrumentos de capital se pueden emitir según necesidad, como en el caso de la crisis de Lehman, cuando el sector financiero se vio obligado a emitir miles de millones de dólares en acciones nuevas, diluyendo el valor de los accionistas existentes.

Lo mismo ocurre con la deuda. Las compañías y los gobiernos pueden tomar prestado y emitir nueva deuda hasta el punto en que el mercado esté dispuesto a aceptarla. Elija usted. La lista de gobiernos y compañías profundamente endeudas es inmensa. El apalancamiento, no obstante, es una bomba de relojería.

Y lo mismo ocurre con las divisas. Las políticas monetarias agresivas y la «impresión» de dinero tienen un efecto diluyente indudable sobre el valor de una divisa. Consideremos el caso de Japón, por ejemplo, con una deuda cercana a los mil billones de yenes y una agresiva política monetaria.

Encuentro divertidas las ideas que se forman algunos inversores acerca de las «acciones de centavo». En Australia, muchas emisiones de acciones nuevas tienen un precio de 0,01 dólares por acción. Créanlo o no, ¡los inversores consideran «barato» ese precio! La compañía, que busca reunir 100 millones de dólares de capital, emitirá, claro está… ¡10 000 millones de acciones!

Pues bien, eso fue precisamente lo que ocurrió durante la crisis de Lehman. Los bancos se vieron en la necesidad de conseguir más capital por medio de la emisión de nuevas acciones, hasta doblar en ocasiones el número de acciones en circulación. No obstante, algunos inversores consideraron que la acción era barata en relación con sus valores históricos «previas a la dilución».

Eso nunca ocurrirá con una materia prima. Un barril de petróleo es un barril de petróleo. Sin embargo, la dilución puede tomar formas diferentes y peligrosas, como ya comenté en el caso de los ETF y los retornos «roll».

De un modo u otro, lo importante es no olvidar que las materias primas y otros instrumentos financieros vinculados a las materias primas son diferentes. Trasladar una idea sobre materias primas a través de valores relacionados puede causar decepciones, y a la inversa.

Conclusiones

Y al final, el amor que te llevas contigo es igual al que diste.

The End, LOS BEATLES

Siempre me ha gustado este chiste que me contó un viejo amigo de Exxon una vez que nos quedamos abandonados en Nigeria:

Un veterano ejecutivo de una petrolera va al cielo donde san Pedro le dice: «Lo siento, ya se ha cubierto la cuota de gente de las petroleras; tendrá que ir al infierno». El tipo dice: «Si consigo que algunos de los que están en el cielo se vayan al infierno, ¿podré entrar?». «Naturalmente», dice san Pedro. Así que el ejecutivo grita «¡Se ha descubierto un gran yacimiento en el infierno!». De repente, miles de ángeles que habían pertenecido al sector se lanzan hacia el infierno en estampida. San Pedro ve que el ejecutivo va también tras ellos y le grita: «Pero ¿qué haces? ¿No quieres entrar en el cielo?». Y el hombre le contesta: «¿Estás loco? ¿Y si el rumor es cierto y hay petróleo en el infierno?».

La industria energética es pro cíclica. Nunca lo olvide.

La energía lo es todo. Sin ella no hay crecimiento industrial ni económico.

Es la madre de todas las batallas, y nunca acabará. Es la guerra entre consumidores y productores por alcanzar el equilibrio entre los intereses respectivos y vencer en el juego de la competitividad que conduce al crecimiento y la prosperidad. Es un conflicto que no cesa porque es una parte esencial del desarrollo de la humanidad.

La batalla tiene que ver tanto con la seguridad del suministro de energía como con su coste. Tiene que ver con la interdependencia entre los países a nivel global y a la vez con la necesidad inherente de controlar las variables de las que depende la oferta energética de cada país, con independencia de la sobrecapacidad o escasez del mercado global.

La madre de todas las batallas tiene que ver tanto con la tecnología como con los recursos. Tiene que ver con la búsqueda de energía limpia, abundante y asequible económicamente.

La deflación energética es también una fuente de estímulo. Una de las consecuencias más importantes de la revolución del gas de esquisto es el ahorro en las facturas de la electricidad y del gas de los consumidores estadounidenses. Suponiendo un gasto medio de 100-150 dólares mensuales en electricidad y 85 en gas, estas facturas han experimentado un recorte espectacular entre 2007 y 2014, con un ahorro en torno a los 700-900 dólares al año.

Como ya se ha comentado a lo largo del libro, es posible que la sobrecapacidad llegue al punto que los márgenes caigan y los precios converjan hacia al coste variable, de modo parecido a lo que ocurrió con la extensión de la banda ancha de internet en los años noventa y principios de los dos mil.

Las inversiones en capital actúan como barreras de entrada, pero una vez construidas las instalaciones se convierten en barreras de salida. Y dada la naturaleza de las estructuras de coste, se seguirá operando con sobrecapacidad durante tanto tiempo como se cubran los costes marginales variables.

Los grandes vencedores de la revolución energética bien pueden ser también los consumidores, que tendrán acceso a una energía más barata.

Los inversores deben estar alerta: esta guerra se libra a nivel global pero con un componente claramente nacional. Por esta razón, los gobiernos tienden a olvidarse de cuestiones como el retorno de la inversión y la sobrecapacidad cuando se trata de ofrecer incentivos.

En este libro hemos descrito los ejércitos, el campo de batalla y el armamento, pero la clave de todo ello es que no se trata de una apuesta «de sentido único».

Habrá grandes vencedores y grandes perdedores.

Y la clave está en rastrear el gasto en capital. ¿Dónde se invierte el dinero? ¿Cuáles son los incentivos? Y ¿cuál es el riesgo para los inversores si intervienen los gobiernos? ¿Cuándo se pierde de vista el retorno de la inversión?

Los perdedores probablemente morderán el cebo de los incentivos gubernamentales y las señales de precio a corto plazo.

Los vencedores serán aquellos que ignoren las tendencias de moda y, sin ignorar las políticas energéticas, permanezcan fieles a directrices tradicionales como el retorno sobre el capital empleado.

Los perdedores probablemente serán aquellos que vean el crédito como una oportunidad para expandir los balances y engordar en lugar de crecer.

Los ganadores serán aquellos que entiendan que sus competidores son pro cíclicos y caerán una vez y otra en la trampa del exceso de oferta.

Los perdedores esperarán a que los cambios en las políticas resuelvan sus errores estratégicos.

Los vencedores entenderán que las inversiones no deben obedecer a proyecciones excesivamente optimistas acerca de la evolución de la demanda.

Los perdedores esperarán a que cambie el ciclo.

Los vencedores entenderán la naturaleza de los ciclos y corregirán sus errores antes de que sea demasiado tarde para hacerlo.

Y lo que es todavía más importante: los vencedores entenderán que los gobiernos, cualquiera que sea su nivel de recursos y tecnología, siempre favorecerán el exceso de gasto y la seguridad en la provisión por encima de la rentabilidad. Los gobiernos necesitan de las compañías energéticas para satisfacer sus aspiraciones políticas, pero entienden que el apoyo a estas últimas tiene que ser eterno e incondicional. Por otro lado, las compañías energéticas siempre infravaloran el exceso de oferta y los ciclos.

Al final, el sector de la energía seguirá funcionando a base de desplazar al menos competitivo.

Y, repito, el último barril de petróleo no valdrá millones. Valdrá cero.

El final de la partida llegará con la consecución de energía barata y disponible para todos los consumidores. Las alternativas existen y son abundantes.

Los precios y la tecnología seguirán con su incesante labor de aplanamiento del mundo de la energía.

Estamos más cerca de lo que creemos del nuevo régimen energético que dé a las naciones mayor igualdad de oportunidades para la riqueza y la prosperidad.

La batalla prosigue.

Londres, 22 de abril de 2014
DANIEL LACALLE Y DIEGO PARRILLA

DANIEL LACALLE FERNÁNDEZ (Madrid, 5 de agosto de 1967) es un economista español de tendencia liberal, autor de varios libros de divulgación económica y gestor de fondos de inversión en la City de Londres.

Daniel Lacalle forma parte de una familia con tradición académica. Es nieto del militar José Daniel Lacalle Larraga, ministro del Aire durante la dictadura franquista, e hijo del sociólogo José Daniel Lacalle Sousa, autor de varios libros sobre mercado laboral, militante del Partido Comunista de España y responsable de la sección de Economía y Sociedad de la Fundación de Investigaciones Marxistas.

Se licenció en Ciencias Económicas y Empresariales por la Universidad Autónoma de Madrid, y posteriormente completó sus estudios con un posgrado en el IESE Business School de la Universidad de Navarra, el título de analista financiero internacional (CIIA) y un máster en Investigación Económica por la Universidad Católica de Valencia. Da clases en el máster en Mercados Financieros Internacionales de la Universidad Nacional de Educacion a Distancia (UNED) y en el Instituto de Empresa (IE).

Su trayectoria profesional comenzó en marzo de 1991 en Repsol, donde estuvo más de once años y llegó a ser responsable de relaciones internacionales y gerente de exportaciones. Posteriormente pasó a Enagás y a ABN Amro, especializándose en energía y petróleo. Su carrera en gestión de carteras comenzó en el fondo de cobertura Citadel, presente en la City de Londres, y de ahí pasó a Ecofin Limited. En octubre de 2014 fue contratado por PIMCO, uno de los mayores gestores de activos de inversión globales de renta fija, para asumir la vicepresidencia senior del grupo.

En España es también conocido por escribir libros y por su presencia en los medios de comunicación, donde ha defendido el liberalismo económico con medidas como la disminución del gasto público y la reducción de las competencias del Estado, además de la privatización de sectores estratégicos. Ha sido columnista en el diario digital El Confidencial, firma invitada en El Mundo,4 y ha colaborado para prensa extranjera en The Commentator y The Wall Street Journal.

Al respecto, también ha sido descrito por sus críticos como un «ultraliberal» y un «neoliberal» en lo económico.

Durante las elecciones municipales de 2015, la candidata del Partido Popular a la alcaldía de Madrid, Esperanza Aguirre, anunció que contaba con Daniel Lacalle como colaborador en materia económica.

DIEGO PARRILLA MERINO, es Portfolio Manager en BlueCrest Capital Management, uno de los macro hedge funds más importantes del mundo, donde gestiona carteras de derivados sobre moneda extranjera, energía y metales. Previamente, Diego trabajó en JP Morgan, Goldman Sachs y Merrill Lynch en Londres, Nueva York y Singapur, siempre en el área de sales and trading de materias primas, ocupando puestos de alta gestión, como Managing Director, Global Head of Commodity Solutions, Head of Commodities Asia Pacific, y miembro del comité de gestión de Global Commodities, Global Sales, y la Asia-Pacífico, antes de comenzar su carrera en gestión como socio fundador de NARECO Advisors en Singapur. Es Ingeniero Técnico Superior de Minas por la Universidad Politécnica de Madrid, máster en Economía y Gestión del Petróleo por el Instituto Francés del Petróleo en París, y máster en Economía de los Recursos Naturales por la Escuela de Minas de Colorado en Estados Unidos, durante los que recibió numerosas becas, premios y honores, incluyendo el Premio Nacional por el Ministerio de Educación. Tiene pasión por la enseñanza y ha colaborado a través de Master Classes con la London School of Economics (LSE), el Instituto Francés del Petróleo (IFP School), el Singapore Management University (SMU), e INSEAD, así como en numerosos medios de comunicación como especialista en macroeconomía, materias primas y recursos naturales. Actualmente reside en Singapur con su mujer y sus tres hijos.

Notas

[1] National Geophysical Data Center. <<

[2] «Nuclear Power in Japan». World Nuclear Association. <<

[3] Schwägerl, Christian. «Germany’s Unlikely Champion of a Radical Green Energy Path». Reuters. <<

[4] Bloomberg and NARECO Advisors. <<

[5] Factor de conversión de million British Thermal Unit («MMBtu») a barril de crudo («bbl») es 5.8 MMBtu/bbl. Fuente www.eia.gov <<

[6] 11 millones de barriles/día en julio de 2014. <<

[7] Bloomberg y NARECO Advisors. <<

[8] http://www.iea.org/newsroomandevents/pressreleases/2012/november/name-33015-en.html <<

[9] US Energy Information Administration 2013. <<

[10] OPEC Monthly 2014. <<

[11] Barclays Equity Research. «Global 2014 E&P Spending Outlook». Diciembre de 2013. <<

[12] Global Energy Statistical Yearbook 2013. <<

[13] Stoeferle, Ronald. Oil Price. «Economic Consequences of the High Oil Price». 12 de marzo de 2012. <<

[14] Gas de esquisto, también conocido como gas pizarra. <<

[15] Foreign Affairs (www.foreignaffairs.com). <<

[16] US Energy Information Administration 2013. <<

[17] US Energy Information Administration 2013. <<

[18] Cannon, Barry. «Economic policy of the Hugo Chavez government». Organization of American States. <<

[19] «Ukraine gas row hits EU supplies». BBC News. <<

[20] Rojas, Antonio. Geophysics. «Exploration work in Mexico». Society of Exploration Geophysicists. <<

[21] Rochelle, Chris. BBC Business «Methane hydrate: Dirty fuel or energy savior?». BBC News. 16 de abril de 2014. <<

[22] British Petroleum. «BP Statistical Review of World Energy June 2013». Junio de 2013. <<

[23] Bureau of the Fiscal Service «Status Report of U.S. Treasury-Owned Gold». U.S. Department of the Treasury. 30 de abril de 2014. <<

[24] EIA, U.S. Energy Information Administration. «Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale formations in 41 Countries Outside the United States». <<

[25] Organization of the Petroleum Exporting Countries. «Brief History.» http://www.opec.org/opec_web/en/about_us/24.htm <<

[26] OPEC «Our Mission». <<

[27] Parra, Francisco. Oil Politics: A Modern History of Petroleum. London: I.B. Tauris & Co. Ltd, 2005. <<

[28] Lacalle, Daniel. www.dlacalle.com. «Peak Oil: Realities, Myths and Risk». 12 de noviembre de 2012. <<

[29] Williams, Adam, Eric Martin, Nacha Cattam. Bloomberg Sustainability. «Mexico Passes Oil Bill Seen Luring $20 Billion a Year». Bloomberg. 14 de diciembre de 2013. <<

[30] EIA, U.S. Energy Information Administration, 2. «Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States». <<

[31] «Reserve Growth Effects on Estimates of Oil and Natural Gas Resources». USGS. Octubre de 2000. <<

[32] Heber, Alex. Australia Mining. «Gorgon running over budget and schedule». Ferret, 13 de diciembre de 2013. Web: http://www.miningaustralia. com.au/news/gorgon-over-budget-and-overrun <<

[33] Goldman Sachs. «Global: Energy 330 projects to change the world». Goldman Sachs, 5 de abril de 2011. <<

[34] Ningzhu, zhu. Xinhuaney. «China unveils landmark urbanization plan». 16 de marzo de 2014. http://news.xinhuanet.com/english/china/201403/16/c_133190495.htm <<

[35] Malthus, T. R., An Essay on the Principle of Population. Londres: Oxford World’s Classics reprint, 1798. <<

[36] Laherrere, Jean. ASPO. http://aspofrance.viabloga.com/texts/documents#jl <<

[37] Batini, Nicoletta, Tim Callen, Nicola Spatafora. IMF World Economic Outlook. «How will demographic change affect the global economy?» International Monetary Fund, septiembre de 2004. <<

[38] White House Press Release: www.whitehouse.gov <<

[39] Industrial Efficiency Policy Database. «RU-2: Federal target-oriented Programme “Energy saving and increase of energy efficiency for the period till 2020”». The Institute for Industrial Productivity, diciembre de 2010. <<

[40] European Environment Agency. «Trends and projections in Europe 2013 Tracking Progress towards Europe’s Climate and energy targets until 2020», 10 de noviembre de 2013. <<

[41] «Statutory Authorities and Rules». www.eere.energy.gov. U.S. Depart ment of Energy. <<

[42] Eurostat, OPEP. <<

[43] Bloomberg, www.InflationData.com <<

[44] Fractional Flow. «Central Banks’ Balance Sheets, Interest Rates and the Oil Price». Fractional Flow, 24 de mayo de 2014. <<

[45] Balfour, Frederik. Bloomberg BusinessWeek. «China Unveils Major Stimulus to Economy». Bloomberg, 9 de noviembre de 2008. <<

[46] Mahdi, Wael. Bloomberg News. «OPEC’s El-Badri Says Crude Prices Stable». Bloomberg, 9 de abril de 2014. <<

[47] APICORP Research. http://www.apic.com/Research/Commentaries/Commentary_V7_N8-9_2012.pdf <<

[48] http://www.dlacalle.com/oil-prices-below-opec-budget-needs/ <<

[49] CIA Central Intelligence Agency. «The World FactBook Military Expenditures». https://www.cia.gov/library/publications/the-world-factbook/rankorder/2034rank.html <<

[50] The World Bank Data. «Military expenditure (% GDP).» The World Bank Group, 2013. http://data.worldbank.org/indicator/MS.MIL.XPND.GD.ZS <<

[51] El ataque japonés a la base norteamericana de Pearl Harbour precipitó la decisión estadounidense de participar más activamente en la segunda guerra mundial. <<

[52] Jacks, David S. «From Boom to Bust: A Typology of Real Commodity Prices in the Long Run». National Bureau of Economic Research, marzo de 2013. <<

[53] InflationData.com. «Inflation adjusted historical oil prices». <<

[54] Coste de importar petróleo con respecto al producto interior bruto. <<

[55] http://prodavinci.com/2012/03/22/economia-y-negocios/%C2%BFcuantos-desempleados-hay-en-venezuela-por-victorino-marquez/ <<

[56] http://www.dlacalle.com/venezuela-y-la-pesadilla-del-petroestado-2/ <<

[57] http://azelin.files.wordpress.com/2014/04/al-binc481-magazine-1.pdf <<

[58] Kuzio, Taras. «From Kuchma to Yushchenko Ukraine’s 2004 Presidential Elections and the Orange Revolution». M.R. Sharpe, Inc, marzo-abril de 2005, pp. 29-44. <<

[59] Ratner, Michael, Paul Belkin, Jim Nichol, Steven Woehrel. «Europe’s Energy Security: Options and Challenges to Natural Gas Supply Diversification». Congressional Research Service, 20 de agosto de 2013. <<

[60] Chazan, Guy. FT Europe. «Gazprom demands pre-payments from Ukraine». Financial Times, 25 de abril de 2014. <<

[61] Oliver, Christian. FT Europe. «Ukraine crisis hardens Brussels stance on Gazprom pipeline». Financial Times, 5 de mayo de 2014. <<

[62] British Petroleum. «BP Statistical Review of World Energy June 2013». N.p. Junio de 2013. <<

[63] Henley, Jon. «Is Europe’s gas supply threatened by the Ukraine crisis?». The Guardian, 3 de marzo de 2014. <<

[64] Katakey, Rakteem. Bloomberg Sustainability. «Crimea Crisis Pushes Russian Energy to China From Europe». Bloomberg, 25 de marzo de 2014. <<

[65] Monbiot, George. «We were wrong on peak oil. There’s enough to fry us all». The Guardian, 2 de julio de 2012. <<

[66] Oil & Money Conference 2012: http://www.dlacalle.com/feedbackfrom-oil-money-2012/ <<

[67] Matt Simmons, Twilight In The Desert. <<

[68] Peak Oil review 2009 (oilspot.com). <<

[69] BP statistical review. <<

[70] http://crashoil.blogspot.co.uk/2012/12/predicciones-para-2013.html <<

[71] http://www.reuters.com/article/2013/05/09/ energy-coal-idUSL6N0 DQ0UU20130509 <<

[72] Batini, Nicoletta, Tim Callen, Nicola Spatafora. IMF World Economic Outlook. «How will demographic change affect the global economy?» International Monetary Fund, septiembre de 2004. <<

[73] http://www.dlacalle.com/peak-oil-realities-myths-and-risk/ <<

[74] World Energy Outlook, Oil & Money Conference 2013. <<

[75] http://www.dlacalle.com/feedback-from-oil-money-2012/ <<

[76] ExxonMobil. «The Outlook for Energy A View to 2040». <<

[77] «330 Projects to change the World». <<

[78] Papua Nueva Guinea LNG. <<

[79] Shell Factbook 2001-2013. <<

[80] Simmons, Matt, Twilight In The Desert. <<

[81] http://www.dlacalle.com/its-official-venezuela-beats-saudi-arabiain-proven-oil-reserves/ <<

[82] http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/330.htm <<

[83] Robin M. Mills, The Myth of the Oil Crisis, Praeger, 2013. <<

[84] DOE data, EIA (Lacalle, Daniel. «Natural Gas Vehicles… An Interesting Alternative». N.p., 28 de julio de 2011). <<

[85] DOE data (Lacalle, Daniel. «Observations on the arrival of the electric car», 17 de diciembre de 2009). <<

[86] The Institution of Civil Engineers. North Sea Innovations and Economics, Ron Goodfellow: «Chairman’s Introduction», abril de 1993. London: 20 de enero de 1993. <<

[87] Kumagai, Takeo, Unconventional Japan, Platts McGraw Hill Financial, diciembre de 2012. <<

[88] DOE, US Department of Energy. <<

[89] Chase, Robert, «Five Myths about “fracking”». Akron Beacon Journal, enero de 2012. <<

[90] «Industry develops nontoxic fracking fluids»: http://www.coloradoan. com/viewart/20130204/NEWS11/302040011/Energy-industry-developsnontoxic-fracking-fluids <<

[91] «What is in fracking fluids?» http://www.energyfromshale.org/hy draulic-fracturing-fluid <<

[92] Boschee, Pam. Halliburton. «Produced and Flowback Water Recycling and Reuse: Economic, Limitations, and Technology». Oil and Gas Facilities, febrero de 2014. <<

[93] http://www.dlacalle.com/fracking-concerns-addressed/ <<

[94] «Fracking Fluids». EnergyFromShale.org, 2013. Web, http://www. energyfromshale.org/hydraulic-fracturing-fluid <<

[95] Wood, Ruth, Paul Gilbert, Maria Sharmina, Kevin Anderson, Anthony Footitt, Steve Glynn, Nicholls Fiona. Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Tyndall Center for Climate Change Research University of Manchester, enero de 2011. <<

[96] http://finance.yahoo.com/news/report-dont-worry-much-quakesfracking-170610770.html <<

[97] Borenstein, Seth. «Don’t Worry much about quakes and fracking». Associated Press, 15 de junio de 2012. http://www.today.com/id/47835612/ns/today-today_news/t/report-dont-worry-much-about-quakes-fracking/#.U38D0PmSx8E <<

[98] EPA: http://www.epa.gov/gasstar/documents/reduced_emissions_ completions.pdf <<

[99] Bloomberg. <<

[100] IHS Global Insight Report, 2010 (www.ihs.com). <<

[101] https://www.centrica.com/files/pdf/making_the_green_journey_ work.pdf <<

[102] Chevron. <<

[103] Chesapeake & Statoil. <<

[104] Total estima esa cifra. <<

[105] Comisión Nacional de Reforma y Desarrollo de China (NDRC). http://en.ndrc.gov.cn/ <<

[106] CBI China. «China’s 12th Five-year Plan», Asamblea Popular Nacional, 14 de marzo de 2011. Traducción en inglés. <<

[107] http://oilprice.com/Energy/Energy-General/Bad-News-for-the-An ti-Fracking-Crowd.html <<

[108] Aucott, M. L., J. M. Melillo (2013), «A Preliminary Energy Return on Investment Analysis of Natural Gas from the Marcellus Shale». Journal of Industrial Ecology, 17: 668-679. doi: 10.1111/jiec.12040 <<

[109] De Robert W. Chase, «Debunking the fracking myths» http://eet web.com/Debunking-fracking-myths/ © 2013 Penton Media Inc. © 2013 Penton Media Inc.© 2013 Penton Media Inc. <<

[110] http://watchdog.org/42444/oh-gaslands-claims-debunked-by-newdocumentary Leer más: http://blogs.the-american-interest.com/wrm/2013/07/05/shale-gas-is-fracking-green <<

[111] http://www.dlacalle.com/fracking-concerns-addressed/ <<

[112] http://www.americanrecycler.com/0512/1517energy.shtm <<

[113] http://www.ohio.com/news/local/chesapeake-unveils-system-to-re cycle-waste-water-from-fracking-drill-sites-1.264011 <<

[114] Energy.gov. «Petroleum Reserves». Office of Fossil Energy, n.d. http://energy.gov/fe/services/petroleum-reserves <<

[115] BBC History. Thomas Newcomen. http://www.bbc.co.uk/history/historic_figures/newcomen_thomas.shtml <<

[116] McKay, Malclm. Classic & Performance Cars Octane. «Electric Cars, The Knowledge». Dennis Publishing Limited, diciembre de 2008. http://www.classicandperformancecar.com/features/theknowledge/237133/elec tric_cars.html <<

[117] U.S. Department of Energy, Zero Emission Vehicle (ZEV) Tax Credit, http://www.afdc.energy.gov/laws/law/GA/5180 <<

[118] UBS. «Will solar, batteries and electric cars re-shape the electricity system?» 20/8/2014. <<

[119] EIA, U.S. Energy Information Administration, Net Generation and Consumption of Fuels for January through December, http://www.eia.gov/electricity/annual/html/epa_01_01.html <<

[120] Roca, Marc. Bloomberg. «Global Solar Capacity Tops 100 Gigawatts on Asian Markets». Bloomberg, 11 de febrero de 2013. http://www.bloomberg.com/news/2013-02-11/global-solar-capacity-tops-100-gigawatts-on-asianmarkets.html <<

[121] Mathews, John, Hao Tan. Energy Post. «China’s Renewable Energy Revolution Has Global Implications». Energypost.eu, 3 de abril de 2014. <<

[122] EIA, U.S. Energy Information Administration. http://www.eia.gov/environment/emissions/co2_vol_mass.cfm <<

[123] Wilson, Robert. The Energy Collective. «Why Germany’s Nuclear Phase Out is Leading to More Coal Burning». Social Media Today, 20 de enero deJ 2014. http://theenergycollective.com/robertwilson190/328841/why-germanys-nuclear-phase-out-leading-more-coal-burning <<

[124] BNSF News. «BNSF to test liquefied natural gas in road locomotives». BNSF Railway Company, 6 de marzo de 2013. <<

[125] Roca, Marc, Wael Mahdi. Bloomberg Sustainability. «Saudi Arabia Plans $109 Billion Boost for Solar Power». Bloomberg, 11 de mayo de 2012. http://www.bloomberg.com/news/2012-05-10/saudi-arabia-plans-109-billion-boost-for-solar-power.html <<

[126] Bloomberg, Peabody Energy Corp, http://www.bloomberg.com/quote/BTU:US <<

[127] Summers, Lawrence. Financial Times Columnists. «America risks becoming a Downton Abbey economy». The Financial Times, 16 de febrero de 2014. http://www.ft.com/intl/cms/s/2/875155ce-8f25-11e3-be85-00144feab7de.html#axzz32xxVuATv <<

[128] Wasik, John F., The Merchant of Power: Sam Insull, Thomas Edison, and the Creation of the Modern Metropolis, New York, Macmillan and Company, 2006. <<

[129] Energy.gov. Public Utility Regulatory Policies Act of 1978. <<

[130] The Economist European Utilities. «How to lose half a trillion euros». The Economist, 12 de octubre de 2013. http://www.economist.com/news/briefing/21587782-europes-electricity-providers-face-existential-threathow-lose-half-trillion-euros <<

[131] The Library of Congress THOMAS. 102nd Congress (1991-1992) H.R.776.ENR - Energy Policy Act of 1992. http://thomas.loc.gov/cgi-bin/query/z?c102:H.R.776.ENR: <<

[132] Frontline California. «The California Crisis California Timeline». WGBH education foundation, http://www.pbs.org/wgbh/pages/frontline/shows/blackout/california/timeline.html <<

[133] PG&E Corporation. «150 Years of Growth and Change». <<

[134] Thaler, Richard H., Cass R. Sunstein, Nudge Improving Decisions About Health, Wealth, and Happiness, Yale University Press, 2008. <<

[135] Seymour, Richard. The Guardian. «A short history of privatisation in the UK: 1979-2012». Guardian News, 29 de marzo de 2012. http://www.the guardian.com/commentisfree/2012/mar/29/short-history-of-privatisation <<

[136] Angeli, Philip. DLA Piper Publications. «DOE approves LNG exports to non-free trade countries - US foreign policy may be bigger factor moving forward». DLA Pipper, 27 de marzo de 2014. http://www.dlapiper.com/en/us/insights/publications/2014/03/doe-approves-lng-exports/ <<

[137] Energy.gov. LNG Export Study: http://energy.gov/fe/services/natu ral-gas-regulation/lng-export-study <<

[138] Reuters. «China to “declare war” on pollution, premier says». Reuters, 4 de marzo de 2014, http://www.reuters.com/article/2014/03/05/uschina-parliament-pollution-idUSBREA2405W20140305 <<

[139] European Commission and Netherlands Environmental Assessment Agency. «Trends in Global CO₂ Emissions 2013 Report». Netherlands Environmental Assessment Agency, 2013. PDF. http://edgar.jrc.ec.europa.eu/news_docs/pbl-2013-trends-in-global-co2-emissions-2013-report-1148.pdf <<

[140] Nunez, Christina. National Geographic. «Harbin Smog Crisis Highlights China’s Coal Problem». National Geographic Society, 22 de octubre de 2013. http://news.nationalgeographic.com/news/energy/2013/10/131022harbin-ice-city-smog-crisis-china-coal/ <<

[141] Americans for Nonsmokers’ Rights. «California». Americans for Nonsmokers’ rights, http://www.no-smoke.org/goingsmokefree.php?id=127 <<

[142] Leo, Peter. Pittsburgh Post-Gazette. «In China, smoking’s the big thing». PG Publishing, 3 de mayo de 2006. http://www.post-gazette.com/morning-file/2006/05/03/In-China-smoking-s-the-big-thing/stories/200605030242 <<

[143] Li, Cheng. John L. Thorton China Center Monopragh Series. «The Political Mapping of China’s Tobacco Industry and Anti-Smoking Campaign». The Brookings, octubre de 2012. <<

[144] The Economist. «ETS, RIP?» The Economist, 20 de abril de 2013. http://www.economist.com/news/finance-and-economics/21576388-failurereform-europes-carbon-market-will-reverberate-round-world-ets <<

[145] Leonard, Annie. «The Story of Cap and Trade». The Story of Stuff Project, 2007. <<

[146] The Wall Street Journal. «Cap and Trade Collapses». Dow Jones & Company, 19 de abril de 2013. http://online.wsj.com/news/articles/SB100014 24127887324030704578426520736614486 <<

[147] Jones, Mary Harris, The Autobiography of Mother Jones, capítulo XXII, «You Don’t Need a Vote to Raise Hell», Chicago, Charles H. Kerr & Company, 1925. <<

[148] World Coal Association. «Coal Statistics». http://www.worldcoal. org/resources/coal-statistics/ <<

[149] The World Bank Data. «GDP growth (annual %).» http://data.worl dbank.org/indicator/NY.GDP.MKTP.KD.ZG <<

[150] World Coal Association. «Improving Efficiencies». World Coal Association, n.d. http://www.worldcoal.org/coal-the-environment/coal-use-theen vironment/improving-efficiencies/ <<

[151] CBSNews. «China to ban new coal-fired power plants around Beijing over pollution concerns». CBS Interactive, 12 de septiembre de 2013. http:// www.cbsnews.com/news/china-to-ban-new-coal-fired-power-plants-aroundbeijing-over-pollution-concerns/ <<

[152] CAAC Clean Air Alliance of China. «“Twelfth Five-Year Plan” On Air Pollution Prevention and Control in Key Regions». Clean Air Alliance of China, abril de 2013. Traducida al inglés. <<

[153] EPA, Environmental Protection Agency, Particulate Matter (PM) Research, http://www.epa.gov/airscience/air-particulatematter.htm <<

[154] Blanch, Francisco. Global Energy Weekly. «Another bad year for king coal». Bank of America Merrill Lynch, 20 de marzo de 2014. <<

[155] CNE, Comisión Nacional de Energía, España. <<

[156] The Economist European Utilities. «How to lose half a trillion Euros». The Economist, 12 de octubre de 2013. http://www.economist.com/news/briefing/21587782-europes-electricity-providers-face-existential-threathow-lose-half-trillion-euros <<

[157] National Renewable Energy Laboratory. «Feed-in Tariff Policy: Design, Implementation, and RPS Policy Interactions». Marzo de 2009. http://www.nrel.gov/docs/fy09osti/45549.pdf <<

[158] Fulton, Mark, Reid, Capalino, Josef, Auer. DNB. «The German Feedin Tariff: Recent Policy Changes». DNB, septiembre de 2012. http://www.dbre search.com/PROD/DBR_INTERNET_EN-PROD/PROD0000000000294376/ The+German+Feed-in+Tariff%3A+Recent+Policy+Changes.PDF <<

[159] Kann, Shayle. Greentechsolar. «The Global PV Market: Yesterday, Today, and Tomorrow». Greentech Media, 3 de junio de 2010. http://www. greentechmedia.com/articles/read/the-global-pv-market-yesterday-todayand-tomorrow <<

[160] http://www.forbes.com/sites/williampentland/2014/02/19/stam pede-of-investors-sue-spain-over-cuts-in-solar-subsidies/ <<

[161] EWEA. «Wind energy’s frequently asked questions (FAQ).» The European Wind Energy Association, n.d. Web. http://www.ewea.org/wind-ener gy-basics/faq/ <<

[162] EWEA «Continuing boom in wind energy - 20 GW of new capacity in 2007». The European Wind Energy Association, 18 de enero de 2008. http://www.gwec.net/index.php?id=30&no_cache=1&tx_ttnews%5Btt_news%5D=121&tx_ttnews%5BbackPid%5D=4&cHash=f9b4af1cd0 <<

[163] Wihbey, John. Yale Climate Connections. «Jimmy Carter’s Solar Panels: A Lost History That Haunts Today». The Yale Forum on Climate Change & The Media, 11 de noviembre de 2008. http://www.yaleclimatemediaforum.org/2008/11/jimmy-carters-solar-panels/ <<

[164] Biello, David. Scientific American. «Where Did the Carter White House’s Solar Panels Go». Scientific American, a Division of Nature America, 6 de agosto de 2010. Web. (DATE). http://www.scientificamerican.com/article/carter-white-house-solar-panel-array/ <<

[165] Pentland, William. Forbes Energy. «Is Natural Gas-Fired Electricity An Intermittent Resource?» Forbes.com, 10 de marzo de 2014. http://peakoil.com/consumption/is-natural-gas-fired-electricity-an-intermittent-resource/comment-page-1 <<

[166] IEA World Energy Outlook 2012. «Renewable Energy Outlook». International Energy Agency, 2012. PDF. <<

[167] Bradsher, Keith, Diane Cardwell. The New York Times Energy & Environment. «U.S. Slaps High Tariffs on Chinese Solar Panels». The New York Times Company, 17 de mayo de 2012. <<

[168] BBC News Business, «Solar panel maker Q-Cells to file for bankruptcy». BBC, 2 de abril de 2012. http://www.bbc.com/news/business-17587830 <<

[169] MacDonald, Tom. «Ethanol Fuel Incentives Applied in the U.S.» California Energy Commission. Enero de 2004. http://www.energy.ca.gov/re ports/2004-02-03_600-04-001.PDF <<

[170] EPA, Renewable Fuel Standards (RFS), http://www.epa.gov/OTAQ/fuels/renewablefuels/ <<

[171] Lane, Jim. Biofuels Digest. «Biofuels Mandates Around the World: 2014». Biofuels Digest, 31 de diciembre de 2013. http://www.biofuelsdigest. com/bdigest/2013/12/31/biofuels-mandates-around-the-world-2014/ <<

[172] Daynard, Karen, Terry Daynard. «What are the Effects of Biofuels and Bioproducts on the Environment, Crop and Food Prices and World Hunger?» KD Communications, abril de 2011, 49. http://www.gfo.ca/LinkClick.aspx?fileticket=HKfOeU3cHTI%3D&tabid=139 <<

[173] Guld Times. «Venezuela looks beyond US to China as customers». LINK, 14 de marzo de 2013. <<

[174] OPEC data, NARECO Advisors, Bloomberg. <<

[175] Fractional Flow. «Central Banks’ Balance Sheets, Interest Rates and the Oil Price». <<

[176] Balfour, Frederik. Bloomberg BusinessWeek. «China Unveils Major Stimulus to Economy». <<

[177] The World Bank. «Money and quasi money growth (annual %).» The World Bank Group, http://data.worldbank.org/indicator/FM.LBL.MQMY.ZG <<

[178] Ebeling, Richard. FEE. «The Great French Inflation». Foundation for Economic Education, 1 de julio de 2007. http://www.fee.org/the_freeman/detail/the-great-french-inflation <<

[179] Economic Research. Federal Reserve Bank of St. Louis. (2014) http://research.stlouisfed.org/fred2/series/GFDEBTN/ <<

[180] Jacks, David S. «From Boom to Bust: A Typology of Real Commodity Prices in the Long Run». National Bureau of Economic Research, marzo de 2013. <<

[181] U.S. Commodity Futures Trading Commission. Speculative Limits, 2011. http://www.cftc.gov/IndustryOversight/MarketSurveillance/Speculative Limits/speculativelimits <<

[182] Cifras CNE, Acciona. <<

[183] Eurostat. <<

[184] Acumulado junio 2014. <<

[185] Resultados consolidados 2013. <<

[186] You can check out any time you like but you can never leave. Don Felder, Don Henley & Glenn Frey, 1976. <<

[187] Estimado 2013 por regulador alemán. Estimado 2014, 12 por ciento. <<

[188] http://www.eleconomista.es/energia/noticias/5484578/01/14/San chez-Galan-asegura-que-la-luz-debe-y-puede-bajar-y-que-la-actual-facturaes-un-cajon-de-sastre.html <<

[189] Datos factura eléctrica media 2013. <<

[190] CNE. <<

[191] Eurostat, 2013. <<

[192] Daniel Lacalle. http://blogs.elconfidencial.com/economia/llenoenergia/archivo/desproposito-energetico-nacional-20091112.html <<

[193] Daniel Lacalle. http://blogs.elconfidencial.com/economia/lleno-energia/archivo/economia-insostenible-ridiculo-deficit-tarifa-20101028-4278.html <<

[194] Bloomberg. <<

[195] CNE. <<

[196] Estimado de inversiones anuales sin rentabilidad por encima del coste de capital del sector entre 2004-2010. <<

[197] Final de 2013, fundamentalmente solar fotovoltaica. <<

[198] Datos de 2013. <<

[199] 1 millon de barriles/día (1 barril equivalente de petróleo = 1,59 MWh). <<

[200] EFE, Asociación de Consumidores, http://www.elmundo.es/elmundo/2012/09/03/economia/1346692968.html <<

[201] WTO. <<

[202] http://www.abc.es/espana/20140710/abci-psoe-apoyaron-busque da-petroleo-201407092106.html <<

[203] Repsol. <<

[204] Estimaciones del Ministerio de Industria, Repsol, Morgan Stanley, BBVA. <<

[205] WTO. <<

[206] Oleoducto que luego ha sido retrasado. (http://news.nationalgeographic.com/news/energy/2014/05/140506-can-senators-force-approval-ofkeystone-xl/). <<

[207] Eurostat. <<

[208] http://www.dlacalle.com/el-deficit-de-tarifa-la-ultima-burbuja/<<

[209] http://www.dlacalle.com/fracking-concerns-addressed/<<

[210] http://www.centrica.com/files/pdf/making_the_green_journey_work.pdf <<

[211] CERA. <<

[212] Precios medios año 2013, Bloomberg, CERA. <<

[213] EPA junio de 2014. <<

[214] COIMCE.com, «Presentación del Consejo Superior del informe sobre las potencialidades del gas no convencional, fracking», http://www.coim ce.com/info2.php?id=5&cat=DOCUMENTOS <<

[215] Reproducido aquí http://lordciruss.wordpress.com/2014/08/15/elfracking-y-las-afecciones-territoriales/ <<

[216] $180/barril equivale a subvenciones a energía solar con coste total de €300/mwh <<

[217] Industry develops nontoxic fracking fluid, (http://archive.colora doan.com/article/20130204/NEWS11/302040011/Energy-industry-deve lops-nontoxic-fracking-fluids). <<

[218] http://www.dlacalle.com/vivir-por-el-boe-morir-por-el-boe/ <<

[219] Solar PV Costs 2008-2013 (www.solarworld.es). <<

[220] PGE. <<

[221] Morgan Stanley, «Deep Dive On The Solar Industry», 2014. <<

[222] Goldman Sachs. <<

[223] Bloomberg. <<

[224] 2007-2014. Fuente: Eurostat, IEA, Bloomberg. <<

[225] Daniel Lacalle, Nosotros, los mercados, Deusto, 2013. <<

[226] Taleb, Nassim Nicholas, ¿Existe la suerte? Las trampas del azar, Paidós, Barcelona, 2009. <<

[227] Bloomberg, análisis resultados de Daniel Lacalle. <<

[228] HM Revenue & Customs. «Index Oil Taxation Manual: Main Contents». Crown, 22 de enero de 2013. <<