BP Statistical Review of World Energy 2010 Contenido

BP Statistical Review
of World Energy
2010
bp.com/statisticalreview
Contenido
1
Introducción
2
Recesión y recuperación
3
Datos por combustibles
4
Conclusiones
Christof Rühl
9 de Junio de 2010
© BP 2010
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BP Statistical Review of World Energy 2010
Christof Rühl
A la luz de esto, el mundo está saliendo de la recesión.
Londres, junio de 2010
Tras la intensificación de la crisis financiera en el verano de
2008, el PIB en todo el mundo cayó un 4 % desde los valores
máximos a los mínimos. Fue, como tan a menudo se ha
repetido, la primera caída global desde la Segunda Guerra
Mundial. Los gobiernos de todo el mundo se vieron obligados
a utilizar todas las medidas políticas a su alcance para pararla.
Y así lo hicieron.
1. Introducción
2009 fue un año de recesión e intentos de recuperación.
La demanda global de energía cayó bruscamente.
Cada uno de los mercados de combustibles tiene una historia
diferente. Sin embargo, bajo el desarrollo de cada uno de
estos mercados, subyace un tema más amplio. La economía
global continúa experimentando un rápido cambio estructural,
con grandes regiones del mundo aspirando a alcanzar el nivel
de ingresos de la OCDE. El acceso a la energía se encuentra
en el centro de esta transformación. Los datos energéticos
–más, quizás, que muchos indicadores macroeconómicos–
muestran precisamente lo lejos que hemos llegado en este
proceso. Estos datos indican que la recesión y recuperación,
desde el año 2007 hasta hoy en día, no han interrumpido esta
transformación.
Como viene siendo habitual desde hace 59 años, el BP
Statistical Review es el lugar para analizar de forma rigurosa
y objetiva los datos del año pasado. Comenzaré con el que
ha sido el gran tema del año pasado y también de éste
– la recesión y la recuperación – antes de volver a los distintos
mercados de combustibles. Una sección de conclusiones
tratará de agrupar los resultados más importantes.
Hoy parece como si estuviéramos en un periodo de
recuperación tan sincronizado como el periodo de declive
anterior. No obstante, puede tratarse de una percepción
errónea. Podemos ver –entre otras cosas, en los datos
energéticos que vamos a analizar– cómo se están desplazando
los centros de crecimiento mundiales. Asia está liderando la
recuperación. El paquete de estímulos de China fue de enorme
importancia para estabilizar la demanda global. El déficit
fiscal en las principales economías de la OCDE amenaza sus
perspectivas de crecimiento. Y, después de todo, se ha evitado
con éxito una profunda recesión en los grandes países no
pertenecientes a la OCDE, principalmente en China e India.
La recuperación actual tiene lugar en medio de un profundo
cambio estructural, con muchos países en vías de desarrollo
aspirando a alcanzar los niveles de ingresos de las economías
maduras. La reasignación global de recursos energéticos
que apoya este proceso avanza a ritmo acelerado. En 2009,
incrementó su velocidad.
2. Recesión y recuperación
Los datos anuales para 2009 arrojan de media periodos de
crecimiento y contracción, pero, aún así, reflejan la fuerza del
cambio subyacente. En 2009, la economía global se contrajo un
2 %, cayendo en la OCDE un 3,4 %, e incrementándose en los
países no pertenecientes a la OCDE en un 2,4 %.
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El consumo de energía primaria pone aún más de relieve este
patrón. El consumo global de energía primaria cayó un 1,1 %,
el primer descenso desde 1982. En términos volumétricos, se
trató del mayor descenso que consta en nuestros datos - que
datan de 1965. El consumo de energía en la OCDE cayó un 5 %
- más que su descenso del PIB. El consumo en los países no
pertenecientes a la OCDE se incrementó un 2,7 % - más que
su incremento del PIB.
Observando los datos por combustible de este gráfico vemos
que el gas natural fue el que se vio más seriamente afectado
durante el pasado año. Con -2,1 % (64 millones de toneladas
equivalentes de petróleo), sufrió la mayor contracción que
consta en nuestros registros. El consumo de gas cayó de
modo similar en la OCDE y en los países no pertenecientes a la
OCDE, con un descenso especialmente drástico en la antigua
Unión Soviética.
Geográficamente, la demanda energética cayó en todas las
regiones del mundo, excepto en Oriente Próximo y en la región
Asia–Pacífico. En todas las regiones, el crecimiento estuvo por
debajo de la media de los diez últimos años.
El consumo de petróleo fue el segundo, cayendo un 1,7 % (78
millones de toneladas equivalentes de petróleo), el descenso
más pronunciado desde 1982. El consumo de petróleo se
incrementó en los países no pertenecientes a la OCDE, pero se
centró únicamente en tres países: China, Arabia Saudí e India.
Un descenso del 5 % en el consumo de energía en la
OCDE significa que las 30 economías más desarrolladas del
mundo consumieron menos energía el año pasado de la que
consumían hace diez años, aunque sus economías han crecido
desde entonces un 18 %. No obstante, durante el mismo
periodo, las economías fuera de la OCDE crecieron un 75 %
e incrementaron el consumo de energía primaria un 57 %.
A largo plazo el consumo de energía crece con menos rapidez
que el PIB, en ambas zonas.
El hecho de que el consumo de energía aumente con mayor
rapidez que el PIB fuera de la OCDE significa que la intensidad
energética se incrementó el año pasado, algo que sucede por
tercera vez en los últimos 20 años. El crecimiento energético se
concentró en China e India, donde el consumo se incrementó
un 8,7 % y un 6,6 %, respectivamente. Sin la contribución
de India y China, la demanda energética de los países no
pertenecientes a la OCDE habría caído (1,5 %), en lugar de
crecer aproximadamente un 3 %; y la demanda global de
energía habría caído aproximadamente un 4 %, en lugar del 1 %
registrado realmente.
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El consumo global de carbón se mantuvo uniforme, pero estos
datos oculta grandes movimientos inusuales en direcciones
opuestas. La OCDE, la Unión Europea y la antigua Unión
Soviética experimentaron la mayor caída que consta en
nuestros registros. El consumo de carbón únicamente creció
en un puñado de países y, de forma sustancial, solo en China
e India: sumado, este incremento fue más que suficiente para
servir de contrapeso al descenso en el resto del mundo.
El consumo de energía creció más rápido que el PIB en China
e India. En la OCDE, todos los combustibles fósiles cayeron
más rápido que el PIB. Y, en la antigua Unión Soviética,
impulsado por Rusia, el consumo de energía descendió menos
que el PIB. ¿Qué ha sucedido?
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Parte de la respuesta se encuentra en el impacto
desproporcionado de la recesión en la producción industrial y,
a la inversa, en los programas de estímulo económico
inclinados en gran medida hacia actividades que requieren
un gran consumo de energía.
En Estados Unidos, y la OCDE, en términos más generales, el
consumo de energía en el sector industrial cayó más rápido
que en otros sectores. Durante un año en el que el consumo
global de energía en Estados Unidos cayó un 5 %, el consumo
de energía industrial descendió con el doble de rapidez. Y estos
descensos, al igual que la contracción general del PIB, se
concentraron en la primera mitad del año.
China, en el otro extremo, consiguió evitar un colapso
de la actividad industrial implementando proyectos de
infraestructuras y construcción a gran escala. El incremento en
el carbón (y el petróleo) refleja un aumento en la producción
de cemento y acero, y de otras industrias necesarias para el
desarrollo de infraestructuras, tales como el asfalto, derivado
del petróleo.
Los precios del crudo se recuperaron a principios de 2009 en un
momento en el que la demanda de petróleo aún estaba cayendo
y en un momento en el que la OPEP cortó drásticamente
la producción para ponerse al nivel de la demanda decreciente.
Los precios del gas natural descendieron y después se
mantuvieron bajos hasta el día de hoy, condicionados por el
continuo crecimiento de la producción de gas no convencional
en Estados Unidos y una ola de nuevo suministro de gas natural
licuado (GNL).
Los precios del carbón se recuperaron solo gradualmente
–más en la región de Asia-Pacífico y como respuesta directa a la
acelerada demanda de importaciones de China e India-.
Observemos esta evolución, combustible a combustible,
y permítanme romper la tradición y comenzar con los
combustibles no fósiles.
Energías renovables
Volveremos sobre estos desarrollos cuando analicemos de
forma más detallada lo que ha sucedido combustible
a combustible.
Hasta el momento, hemos observado los mercados de la
energía siguiendo la demanda. Todos los precios globales de los
combustibles descendieron y, después, se estabilizaron o se
incrementaron a medida que se producía la recuperación.
Sin embargo, el patrón tras el descenso inicial difiere
ampliamente de unos combustibles a otros, cada uno tiene su
propia historia. Los precios reflejan condiciones generales y,
por tanto, proporcionan una buena primera aproximación sobre
lo que ha sucedido en el lado del suministro.
La energía hidroeléctrica y la energía nuclear siguen siendo los
principales combustibles no fósiles, con una cuota combinada
del 12 % de la energía primaria. Actualmente no incluimos
las energías eólica, solar y geotérmica en la energía primaria,
pero me apresuro a añadir que lo haremos el próximo año.
La calidad de los datos está mejorando y estas energías están
alcanzando un peso suficiente en bastantes países.
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La energía hidroeléctrica, con 1,5 % (39 TWh), fue el
combustible en energía primaria que experimentó el
crecimiento más rápido durante el año pasado, a costa del
crecimiento en China, Brasil y Estados Unidos. No obstante,
este incremento estuvo más que compensado por un descenso
en la producción de energía nuclear (1,3 % ó 43 TWh), debido
en gran medida a los cortes en la envejecida “flota” nuclear
europea.
La proporción de los combustibles no fósiles en la producción
de energía (es decir, de energía hidroeléctrica, nuclear, eólica,
solar y geotérmica) descendió durante la mayor parte de la
década pasada debido a que las energías hidroeléctrica y
nuclear eran incapaces de hacer frente al crecimiento global
de la electricidad. La proporción se incrementó durante los dos
últimos años, alcanzando un 31 % en 2009. El crecimiento de
la demanda de electricidad ha caído en 2009 y esto sirvió
de ayuda, pero también fue la contribución del rápido
crecimiento de la energía eólica lo que supuso una diferencia.
La capacidad de generación de energía solar creció incluso
con mayor rapidez que la eólica, un 47 % (7,3 GW), pero la
capacidad total sigue estando bastante por debajo.
La producción de etanol creció un 8 % hasta 770.000 barriles
equivalentes de petróleo diarios. Considerando el contenido
energético, la producción anual de etanol en 2009 fue
equivalente al 1 % de la producción global de petróleo. Estados
Unidos y Brasil siguen dominando la producción global,
aunque la producción de Brasil durante el último año descendió
debido al mal tiempo. La producción en el resto del mundo
aumentó aproximadamente el 10 %, impulsada por los
incrementos en Europa.
Ahora, hablaremos sobre los combustibles fósiles.
3. Datos por combustibles
Petróleo
Se estima que los recursos eólicos, solares y geotérmicos
contribuyeron con un 1,7 % a la producción total de electricidad
en 2009 -o aproximadamente el 0,7 % del consumo de energía
primaria-. La energía eólica puede resultar competitiva en la
ubicación adecuada, y la capacidad instalada creció un 31 % (38
GW), acelerándose el crecimiento por quinto año consecutivo.
China y Estados Unidos dominan cada vez más este mercado.
El año pasado, China incrementó la capacidad en más del doble
y se colocó en segundo lugar, por detrás de Estados Unidos,
en términos de capacidad acumulada instalada.
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Al igual que otros mercados de combustibles, el mercado
del petróleo en 2009 se caracterizó por un rápido descenso
en el consumo durante la primera mitad del año y una lenta
recuperación durante el resto del año. A diferencia de otros
mercados, la historia del petróleo destaca la importancia de un
cártel de productores y su habilidad para gestionar el suministro.
Como resultado de los cortes en la producción implementados
a finales de 2008, los precios del petróleo se recuperaron antes
que los de los demás combustibles, y a niveles más altos.
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Incluso con los agresivos cortes de la producción por parte de la
OPEP, los precios anuales del petróleo en 2009 cayeron
por primera vez desde 2001, rompiendo una cadena
sin precedentes de siete subidas consecutivas. El Brent con
fecha de entrega alcanzó una media de 62 dólares por barril,
más de 35 dólares por debajo de la media en 2008.
Los precios comenzaron el año por debajo de 40 dólares
y fueron recuperándose paulatinamente, llegando a duplicarse
en junio. Durante la mayor parte del resto del año, el crudo
se comercializó en un margen entre 70-75 dólares. En lo que
llevamos de este año, los precios se han incrementado hasta
las últimas semanas, y han alcanzado una media de 77 dólares.
Lo que es importante constatar es que el consumo global
de petróleo ya no está en descenso. El crecimiento interanual
se restituyó en el cuatro trimestre de 2009 al recuperarse
la economía y parece que estará en una trayectoria ascendente
en 2010.
La producción global de petróleo cayó un 2,6 % en 2009,
aproximadamente 2 millones de barriles diarios, y más que
el consumo. Por supuesto, este descenso es ante todo
consecuencia de la gestión del suministro por parte de la OPEP
durante el año.
El consumo global de petróleo descendió un 1,7 % ó 1,2
millonesde barriles al día en 2009 – el segundo descenso
anual consecutivo y el mayor desde 1982-. La contracción se
concentró en la OCDE, donde el consumo se redujo por cuarto
año consecutivo hasta alcanzar el nivel más bajo desde 1995.
El descenso en el consumo de la OCDE comenzó en 2006
cuando la economía aún estaba en rápido crecimiento
- sugiriendo que la recesión no ha sido el único causante:
el precio también cuenta-. Existen buenos motivos para
argumentar que la demanda de la OCDE ha alcanzado sus
valores máximos y está estableciéndose en un camino de
descenso estructural.
Recordemos que la OPEP realizó tres cortes sucesivos de la
producción a finales de 2008 como respuesta a la pronunciada
caída de los precios. Estos cortes se mantuvieron durante todo
2009 y aún siguen en vigor. Debido a los retrasos temporales
en el reconocimiento de la gravedad de la recesión y el tiempo
que se requiere para que los cambios en la fuente se hagan
visibles en los mercados e inventarios, las reducciones de la
OPEP no se pusieron a los niveles de la decreciente demanda
hasta el segundo trimestre de 2009.
Durante el resto del año, considerándolo por trimestres, el
suministro de crudo no ha alcanzado a la demanda.
El crecimiento del consumo de petróleo fuera de la OCDE
se ralentizó, pero no se contrajo. Se incrementó en 860.000
barriles al día. Todo el crecimiento neto provino de China
(540.000 barriles diarios), Arabia Saudí (220.000 barriles diarios)
e India (110.000 barriles diarios). Arabia Saudí experimentó
el mayor crecimiento en el consumo registrado y China el
segundo mayor. En el resto, el consumo fue, en conjunto,
estable.
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Durante el año, la producción de la OPEP cayó
aproximadamente en 2,5 millones de barriles diarios o un
7,3 %. La producción de crudo de la OPEP-11 alcanzó su punto
más bajo en abril del año pasado cuando la producción estaba
en más de 3,3 millones de barriles diarios por debajo de la
línea de base de septiembre de 2008. Desde entonces, se ha
recuperado en cierta medida, aunque la producción está aún
2,2 millones de barriles diarios por debajo de los niveles de
septiembre de 2008.
La disciplina varía, pero todos los miembros de la OPEP
que participan en el acuerdo redujeron la producción en 2009.
Lo que quiere decir que, los cortes han estado muy
concentrados. La producción de Arabia Saudí descendió 1,1
millones de barriles diarios, con diferencia el mayor descenso
del mundo y el corte más abrupto en Arabia Saudí desde 1983.
Juntos, Arabia Saudí, Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos
registraron más del 70 % de la reducción en la producción de la
OPEP en 2009.
En los países no pertenecientes a la OPEP, el suministro se
incrementó en 450.000 barriles diarios (0,9 %). Con diferencia,
la mayor contribución al crecimiento de la producción provino de
Estados Unidos, con un incremento de 460.000 barriles diarios
–el aumento más pronunciado desde 1970– e impulsado por la
producción marina en el Golfo de México (aguas Territoriales
Federales), que creció en 390.000 barriles diarios, tres veces
más que el mayor crecimiento registrado hasta el momento.
Los nuevos yacimientos y un año con escasas interrupciones
por huracanes propiciaron este incremento.
En el resto del mundo, la producción fue en gran medida
estable. El crecimiento continuado en la antigua Unión Soviética
y Brasil estuvo compensado por descensos continuados en
las provincias maduras, incluido México –una vez más, con el
mayor descenso en países no pertenecientes a la OPEP– el Mar
del Norte y Canadá. La producción de crudo rusa se incrementó
140.000 barriles diarios, ayudada por un cambio en el régimen
fiscal motivado en parte por la crisis económica. Rusia se
colocó por delante de Arabia Saudí como principal productor de
petróleo del mundo el año pasado.
La producción china descendió 110.000 barriles diarios por el
recorte en las perforaciones de las empresas estatales.
Las preocupaciones porque el rápido descenso de los precios
en la segunda mitad de 2008 y porque los precios más bajos
desde entonces se tradujesen en un descenso sostenido de
las inversiones no se han materializado. El índice de perforación
en Estados Unidos cayó abruptamente a principios del año
pasado, pero se ha recuperado desde entonces, superando
los niveles anteriores a la crisis. El índice de perforación en el
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resto del mundo descendió algo, pero ahora también se está
incrementando. En lo que llevamos de este año, la producción
en los países no pertenecientes a la OPEP parece estar
aumentando modestamente, impulsada en gran medida por el
continuo crecimiento en Estados Unidos y Rusia.
En lo que llevamos de año, las existencias comerciales en tierra
son relativamente estables, pero esto enmascara un descenso
continuado en las reservas en alta mar.
En el mercado del petróleo existen numerosas parcelas
secundarias: el papel de la especulación y los subsidios,
la relación entre el petróleo y otros tipos de activos y las
persistentes diferencias en los precios a plazo. En perspectiva,
la historia para 2009 –y para lo que llevamos de este año–
es que la producción cayó más que el consumo, lo que ajustó
las existencias y favoreció precios más elevados. Es probable
que los movimientos futuros de los precios estén influenciados
por estas mismas fuerzas fundamentales. Esta es la historia
desde la que se tendrá que dar respuesta a otras cuestiones.
Refino
Una de las razones por las que la OPEP cortó la producción
de una forma tan agresiva fueron las elevadas existencias.
Con el consumo cayendo más rápido que la producción
a principios de año, las existencias comerciales crecieron
todavía más. Se empleó el almacenamiento flotante y creció en
más de 100 millones de barriles a principios de 2009. En primer
lugar, el almacenamiento flotante era principalmente petróleo
crudo dado que las refinerías cortaron agresivamente sus
producciones en vista de la caída del consumo; posteriormente,
el exceso del almacenamiento flotante se transformó en
destilado, reflejando menor demanda durante la recesión.
A finales de año, con el consumo en aumento y la OPEP
manteniendo la disciplina en la producción, las existencias
comenzaron a caer de forma pronunciada.
Para el conjunto del año, las existencias comerciales de la
OCDE cayeron en 30 millones de barriles y el almacenamiento
flotante creció en 70 millones de barriles. No obstante, en
comparación con el gran incremento en las existencias que
se produjo en 2008, esto aún representa una oscilación de
existencias equivalente a aproximadamente 400.000 barriles
diarios –un movimiento consistente con la observación de que
la producción de petróleo en 2009 cayó más rápidamente que el
consumo-.
El refino es quizás el elemento más cíclico de todo el complejo
energético. Es una industria global altamente fragmentada
y competitiva con una historia de sobreconstrucción y difícil
recuperación de costes cuando la capacidad debe reducirse.
En 2009, se añadieron globalmente aproximadamente
2 millones de barriles diarios de nueva capacidad de refino,
adicionales al millón de barriles diarios de 2008. Las adiciones a
la capacidad estuvieron concentradas en India (580.000 barriles
diarios), China (820.000 barriles diarios) y en otras partes al este
de la región de Suez. Por primera vez, la capacidad instalada
en los países no pertenecientes a la OCDE superó a la de los
países de la OCDE –pero, por ahora, las nuevas instalaciones
tienen que competir para exportar el excedente de producción.
No es necesario decir que no existe ningún cártel para proteger
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el mercado de los productos refinados. En lugar de ello, los
márgenes deben descender hasta el punto de que no resulte
económico producir la capacidad instalada. En 2009, los
márgenes de refino globales, medidos por el indicador Global
Indicator Margin de BP, alcanzaron un promedio de 4 dólares
por barril, el nivel más bajo en 7 años, y desencadenante de una
reducción de 1,5 millones de barriles diarios en la producción
global de crudo. Los cortes fueron principalmente en la primera
mitad del año. Cuando las producciones se incrementaron
nuevamente, se quedaron por detrás de la recuperación de la
demanda, dando como resultado la sustancial reducción de las
reservas de producto que ya hemos comentado.
La capacidad recientemente instalada es competitiva;
los salarios en los países no pertenecientes a la OCDE son
relativamente bajos y, si se les presiona, es más probable
que los gobiernos protejan las inversiones industriales a gran
escala que en los mercados maduros de la OCDE. Hasta el
momento, los cortes en la producción se han aplicado de forma
desproporcionada en los países de la OCDE, donde la demanda
de petróleo cayó 2 millones de barriles diarios en 2009.
La medida de estos cortes indica que parte de la capacidad
confinada es ahora relativamente compleja, sugiriendo que
es probable que los márgenes de mejora se mantengan
contenidos.
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El índice de utilización global de la capacidad instalada cayó al
81 % en 2009 –el valor más bajo en 15 años– y la capacidad
global no utilizada supera ahora los 17 millones de barriles
diarios, el valor más alto desde 1985. Aún está construyéndose
más capacidad debido a las decisiones tomadas durante los
años de bonanza; compitiendo con los suministros no refinados
tales como el gas natural licuado (GNL) y los bio-combustibles
que también tendrán una importante participación en el
crecimiento de la demanda. Parece inevitable una última palabra
en un futuro.
Gas natural
Entre todos los combustibles que analizamos, el gas natural fue
el que experimentó la contracción más pronunciada en 2009.
Al mismo tiempo, la producción no convencional en Estados
Unidos y un excedente cíclico de GNL disponible mundialmente
provocaron cambios importantes en los mercados regionales
del gas. El mercado global del gas está integrándose más, pero
no es un proceso homogéneo y fácilmente predecible.
El consumo de gas natural reaccionó a la recesión con el mayor
descenso que consta en nuestros registros; cayó un 2,1 %
(70.000 millones de metros cúbicos). El descenso se concentró
allí donde la recesión golpeó más fuerte: el consumo en la
(OCDE) cayó un 3,1 % (49.000 millones de metros cúbicos)
y en la antigua Unión Soviética un 7,3 % (46.000 millones de
metros cúbicos) –en ambos casos, la mayor caída nunca vista-.
El consumo solo creció en Oriente Medio y Asia, impulsado
en gran medida por la creciente disponibilidad de recursos
domésticos en Irán, India y China.
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La producción global se redujo como respuesta a la menor
demanda, cayendo un 2,1 % (74.000 millones de metros
cúbicos) –el primer descenso que se ha producido hasta
el momento-. La región más afectada fue la antigua Unión
Soviética, en donde la producción cayó un sin precedentes
12 % (99.000 millones de metros cúbicos). Por el contrario,
la producción de la OCDE aumentó ligeramente, impulsada
por Estados Unidos.
Los precios del gas reaccionaron a la recesión de forma
predecible: los precios en los mercados liberalizados cayeron
de forma pronunciada –aproximadamente el 55 % interanual
en Estados Unidos y Reino Unido; los precios indexados con
respecto al petróleo, protegidos por el mayor precio del
petróleo, cayeron menos – el precio medio de importación
alemán (Average German Import Price) o el precio del GNL
en Japón, por ejemplo, un 26 % y un 28 %. Los precios
referenciados al petróleo se mantuvieron por encima de los
precios al contado durante todo el año y lo que llevamos de
2010, algo inusual.
El gas de esquistos, en particular, el gas de esquistos ,
ha transformado el mercado del gas estadounidense.
La «revolución silenciosa» de tecnologías de liberación tales
como la perforación horizontal o la fracturación hidráulica han
permitido acceder a depósitos considerados anteriormente
como irrecuperables; la adición de las reservas de gas de
esquistos ayudó a impulsar las reservas probadas de gas
estadounidense en aproximadamente el 50 % respecto a la
década anterior.
El año pasado facilitamos datos de producción por plataforma
en Estados Unidos que aumentaban exponencialmente
al divulgarse las nuevas tecnologías. En 2009, el índice
de perforación global cayó bruscamente, mientras que la
producción se incrementó debido a prolíficos depósitos de
esquisto, que ahora se han convertido en la fuente más
económica de suministro. Por tercer año consecutivo, Estados
Unidos tuvo el mayor incremento del mundo en la producción
y, en 2009, superó a Rusia como mayor productor de gas del
mundo. Esto continúa hasta el momento.
Por debajo de estos ajustes a la situación económica,
los cambios estructurales y cíclicos están remodelando
los mercados globales del gas. Los mercados regionales
permanecen segmentados, pero el arbitraje se ha
incrementado. Una ola de nuevos suministros impulsaron el
comercio de GNL en aproximadamente un 8 % (16.000 millones
de metros cúbicos) en 2009, mientras que descendió el
comercio a través de gasoductos; el GNL supone ahora el 28 %
de todo el comercio internacional. Junto con un incremento
estructural en la producción de gas no convencional en Estados
Unidos, esto aceleró la integración de los mercados globales
y desafía el patrón tradicional de los flujos de gas y la fijación
de precios en Europa.
Los precios del gas estadounidense descendieron a niveles
capaces de competir con el carbón en la generación de
electricidad y condujeron al desplazamiento del carbón. La
generación de electricidad a partir del carbón cayó un 11 %,
mientras que la producción a partir de centrales eléctricas
propulsadas por gas se incrementó aproximadamente un
5 %. No obstante, esto no fue suficiente para absorber el gas
excedente en Estados Unidos: el consumo en Estados Unidos
cayó y las importaciones netas tuvieron que reducirse un 10 %.
Canadá se enfrentó a las consecuencias en forma del tercer
mayor descenso de la producción del mundo (aproximadamente
un 7 % o 12.000 millones de metros cúbicos).
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Como resultado de la inversión durante los años de gran
demanda, las capacidades globales de regasificación y
licuefacción están experimentando importantes incrementos
en 2009 y 2010.
Al mismo tiempo, los mercados importadores tradicionales en
Asia fueron golpeados duramente por la recesión. El consumo
de gas en Japón, Corea y Taiwán cayó aproximadamente un 6 %
[8.000 millones de metros cúbicos]. La reducida demanda, el
incremento global del suministro de GNL y la limitada necesidad
de importaciones estadounidenses crearon un importante
excedente de GNL.
Para satisfacer el elevado crecimiento de la demanda, Asia
había atraído cargamentos adicionales en 2007 y 2008, a
menudo ofreciendo precios de cotización en efectivo más
elevados para redirigir los cargamentos procedentes de la
cuenca atlántica. El flexible GNL reaccionó a los precios al
contado. La recesión no detuvo este desplazamiento gradual
hacia una mayor flexibilidad en la fijación de los precios, sino
que cambió su activador: en 2009, ya no eran los consumidores
sino los productores los que hicieron que los cargamentos
respondieran a la fijación de precios de cotización en efectivo.
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El principal beneficiario de este proceso hasta la fecha ha
sido Europa. Están disponibles cantidades récord de GNL,
manteniendo reducidos los precios al contado europeos y
ofreciendo una alternativa fácilmente accesible frente
a suministros más caros de contratos indexados respecto
al petróleo.
Al igual que en Estados Unidos, la combinación de la demanda
decreciente debido a la recesión y el GNL excedente mantuvo
competitivos los precios al contado del gas europeo con
respecto al carbón en la generación de electricidad, provocando
así la sustitución del combustible. El gas desplazó al carbón en
los mercados europeos al contado.
Los productores europeos reaccionaron a los precios más
bajos con cortes en la producción. La producción europea cayó
aproximadamente un 5 % (14.000 millones de metros cúbicos).
No obstante, la principal víctima de la competencia en el gas
fueron los suministros a través de gasoducto referenciados
al petróleo. Las importaciones europeas de gas a través de
gasoducto del Norte de África y Rusia se redujeron un 13 %
en cada caso (5.900 millones de metros cúbicos y 20.000
millones de metros cúbicos), mientras que las compras netas
de GNL subieron un 23 % (12.000 millones de metros cúbicos).
Rusia se enfrentó a un profundo descenso en la demanda,
tanto internamente, como en sus mercados de exportación
tradicionales. Tuvo que reducir la producción un 12 % (74.000
millones de metros cúbicos), el mayor descenso del mundo
en términos volumétricos, y, además, redujo las importaciones
procedentes de Asia Central.
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Como resultado de la demanda decreciente de importaciones
europeas a través de gasoducto, surgieron indicios de
flexibilidad. Varios compradores europeos renegociaron las
penalizaciones o recibieron una ampliación de suministros
firmes de compra (contratos “Take-or-pay”). Y, en febrero de
este año, Gazprom anunció que referenciaría cualquier gas
por encima de los volúmenes mínimos de compra en firme a
precios de cotización en efectivo, en lugar de a los precios del
petróleo. Statoil empleó medidas similares. La presión sobre
los precios del gas referenciados al petróleo se ha extendido al
comercio europeo a través de gasoducto.
Irónicamente, un año que comenzó con Rusia suspendiendo
las exportaciones de gas a Ucrania y Europa en enero de
2009 finalizó con un progreso hacia un mercado global
más flexible y mejor integrado. El futuro demostrará si los
efectos estructurales de la mayor comercialización y el gas
no convencional pueden persistir una vez que se corrijan los
efectos cíclicos de un exceso de suministro de GNL.
Carbón
El consumo global de carbón fue estable en 2009.
No obstante, tal como comentamos anteriormente, esto
enmascara las fuerzas opuestas del fuerte crecimiento en China
e India frente a un profundo descenso en la OCDE y la antigua
Unión Soviética.
El consumo cayó un 10,4 % (123 millones de toneladas) en
la OCDE y un 13,3 % (24 millones de toneladas) en la antigua
Unión Soviética, los mayores descensos que constan en
nuestros registros. La reducida demanda de la industria y la
producción de electricidad sufrieron un nuevo giro de rosca
por la competencia de otros combustibles, tales como el gas
en Estados Unidos y Europa, o la recuperación de la energía
nuclear en Japón.
Ahora, solo una pequeña nota sobre las reservas de petróleo
y gas dado que no ha habido muchos cambios.
Las reservas siguen siendo suficientes para hacer frente al
crecimiento de la demanda. En la década pasada, la proporción
entre las reservas y la producción de petróleo se incrementó de
41 a 46 años; permaneció por encima de 60 años y actualmente
es de 63 años para el gas natural. En la década pasada, las
reservas probadas de petróleo y gas han crecido en todas las
regiones. Debe tenerse en cuenta que los datos de reservas
de petróleo de 2008 se revisaron al alza, básicamente debido a
una revisión al alza en Venezuela de 73.000 millones de barriles.
A diferencia de las reservas canadienses «bajo desarrollo
activo», las nuevas reservas venezolanas no están asociadas
normalmente con desarrollos comerciales.
Por el contrario, el consumo de carbón de China creció
aproximadamente un 10 % (131 millones de toneladas) y en
India aproximadamente un 7 % (15 millones de toneladas),
en ambos casos de forma superior a la media de los últimos
años y más rápido que el PIB. Juntos, contrarrestaron todos los
mercados en los que disminuyó la demanda de carbón.
Repitiendo este patrón, la producción global en 2009 creció un
2,4 %: a pesar de la débil demanda. Mientras que la producción
de la OCDE y la antigua Unión Soviética experimentó la mayor
caída en una década, la producción autóctona aumentó en China
e India a o por encima de la media de los diez últimos años
en ambos casos (9,2 % [127 millones de toneladas] y 8,4 %
[16 millones de toneladas]). Sin embargo, los datos de China
dominan el equilibrio global y, por tanto, me gustaría introducir
una advertencia: La Oficina Nacional de Estadística de China
ha clasificado las elevadas cifras de producción de China como
preliminares y están siendo revisadas.
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El crecimiento del consumo de carbón en China e India se
ha visto facilitado por las importaciones. De hecho, China se
convirtió en un importante importador de carbón por primera
vez en 2009, saltando al segundo puesto por detrás de Japón.
Las importaciones aumentaron vertiginosamente un 211 % (86
millones de toneladas), con diferencia, el mayor incremento
jamás registrado. La principal beneficiaria fue Australia, que
vio como sus exportaciones a China se multiplicaban por 14
-intrigante a la luz del reciente flujo de inversión china en
industrias de recursos en Australia-. Las importaciones de
carbón de India se incrementaron aproximadamente un 33 %
(19 millones de toneladas).
En un segundo plano, el sistema de aprovisionamiento estatal
ha cambiado en China, permitiendo, por primera vez, que los
usuarios del carbón se proporcionen sus propios suministros.
Además, el decreciente consumo global hizo que bajaran los
precios del carbón comercializado y, a principios de 2009, los
precios internacionales del carbón han estado más baratos que
los precios domésticos. Durante el año, el precio al contado en
Qinhuangdao era de media 91 dólares por tonelada, unos 20
dólares por tonelada más alto que el precio de exportación en
Newcastle, Australia.
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La robustez del crecimiento en el consumo de energía en
China (e India) resulta incluso más intrigante si se considera
uno de los signos distintivos de la industrialización en el mundo
en desarrollo, en concreto, la relación entre el crecimiento
en el consumo de energía y electricidad y el PIB. Durante
años, la generación de electricidad en el mundo en desarrollo
y, en particular, en China, ha crecido más rápido que el PIB,
impulsando el crecimiento de combustibles fósiles (no así en
India, donde la electrificación avanzó con mayor lentitud).
En China, esto fue así durante ocho de los diez últimos años,
hasta que la relación se rompió en 2008 y 2009. En 2009, el
mayor crecimiento de la demanda de energía coincidió con
un menor crecimiento de la demanda de electricidad respecto
al PIB: claramente, el consumo adicional de carbón no estuvo
impulsado por el crecimiento de la producción de electricidad.
Así, ¿para qué se necesitaba el carbón y por qué se importó?
El incremento del uso de carbón está relacionado con la
naturaleza del paquete de estímulos, que está ligado a un
elevado consumo de energía; mientras que el incremento de
las importaciones refleja de forma fiable los desarrollos ya
explicados. A finales de 2008, el gobierno actuó rápidamente
para evitar una recesión, impulsando importantes proyectos
domésticos de infraestructuras. La actividad de construcción
generó una fuerte demanda de productos ligados a un gran
consumo de energía. La producción de acero y cemento,
por ejemplo, se incrementó un 13 % y un 16 % –como
consecuencia, el consumo de carbón en estos sectores creció
aproximadamente tres veces más rápido que en la producción
de electricidad, y más rápido que el consumo de carbón general–.
Los efectos también son visibles en otros sectores energéticos
–el consumo de asfalto se incrementó un 50%, por ejemplo,
con su correspondiente influencia en la demanda de petróleo–.
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Por tanto, el vertiginoso aumento de las importaciones de
carbón chinas fue el resultado del crecimiento de la demanda
desencadenado por el paquete de estímulos económicos, la
liberalización de los mercados domésticos y la disponibilidad
4. Conclusiones
de carbón a precios atractivos procedente de emplazamientos
extranjeros. Una vez más, los mercados internacionales de
carbón mostraron que operan de una forma muy competitiva.
La imagen del espejo viene dada por Estados Unidos, donde el
impacto de la decreciente producción industrial en la demanda
de energía dominó los datos antes de que los programas de
estímulo tuvieran efecto. En los próximos años se decidirá
cuánta demanda de energía se ha perdido de forma permanente
y cómo jugarán los componentes “verdes” en la política
económica estadounidense.
Conclusiones
• Es la economía
• Mantener el crecimiento ha requerido un gran
consumo de energía
• Las tendencias a largo plazo en los principales
mercados de combustible se aceleraron durante
la recesión y la recuperación
• Lo mismo hizo la reasignación global de recursos
energéticos, apoyando el crecimiento en el mundo
en desarrollo
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Muchas historias diferentes, pero aún así el año nos deja
algunos puntos comunes.
En tercer lugar, una fuerte variación en las reacciones
colaterales de suministro junto con las diferencias
institucionales y la interacción de factores estructurales y
cíclicos, han permitido diferentes respuestas en los principales
mercados de combustibles. El mercado del petróleo fue el
único en el que la producción cayó más rápido que la demanda,
por razones institucionales bien conocidas. En refino, la
sobreconstrucción cíclica mantuvo los márgenes deprimidos.
En el gas natural, factores estructurales y cíclicos se combinaron
para mantener el suministro elevado y reducidos los precios
al contado. Los mercados del carbón vieron un rápido ajuste
competitivo a nuevos patrones de demanda internacionales.
En primer lugar, una vez más el fuerte vínculo entre el consumo
de energía y el crecimiento económico se reafirmó así mismo.
La demanda de energía cayó, sobre todo, allí donde se
contrajeron las economías y se incrementó, sobre todo, en las
economías en crecimiento.
Finalmente, bajo todas estas turbulencias, las tendencias
energéticas a largo plazo se mantienen en su sitio. De hecho,
se aceleraron durante 2009. El descenso en la demanda
de petróleo de la OCDE, la continua integración global de
los mercados del gas, la internacionalización de mercados
competitivos de carbón y el peso creciente de la energía
renovable son buenos ejemplos de ello.
En segundo lugar, en un giro particular durante la recesión, el
vínculo entre energía y crecimiento se amplió a los programas
de estímulo económicos que tuvieron éxito en favorecer el
crecimiento. Por norma, este tipo de programas han requerido
un gran consumo de energía. Los tres mayores programas de
recuperación (en función de la participación en el PIB en 2009
y 2010) se han implementado en Rusia, Arabia Saudí y China.
Estos incrementaron la relación entre energía y PIB en los tres
países.
También es este el caso del mayor cambio estructural en el
crecimiento económico y el consumo de energía. El proceso de
“puesta al día” de China e India se aceleró en 2009. En 1999,
el consumo de energía per cápita en China era de solo el 20 %
del nivel de Reino Unido; en 2009, alcanzó el 50 %. En términos
más amplios, hace diez años la participación del mundo en
desarrollo en el consumo global de energía era del 42 %, ahora
es del 53 %. Esperamos que los niveles de ingresos pronto
sigan a estas inversiones.
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Impreso en papel ecológico
beyond petroleum©