Bolivia es el segundo país más rico en gas de Latinoamérica. Pese a ello, el desabastecimiento del mercado interno de hidrocarburos se ha ido agravando y la provisión de energía por habitante es más baja aquí que en el resto de América Latina. El país importa el 45 por ciento del diesel que consume y este año comenzó a importar gas licuado de Argentina y gasolina de Chile, de la cual se autoabastecía desde 1954. Las causas son básicamente dos. Por una parte, la declinación de las reservas, debido a que no se invierte en la búsqueda de nuevos yacimientos y, por otra, a que se prioriza la exportación descuidando el mercado interno.

El aprovisionamiento del mercado interno con gas natural desde 1990 se diferencia en un periodo que va desde ese año hasta 1997, cuando se liquida la empresa estatal petrolera YPFB; y el siguiente periodo, dominado por la explotación privada de las reservas descubiertas por YPFB.

Queríamos que se fueran las transnacionales petroleras

En el primer periodo, pese a la decadencia de la producción de gas hasta 1996, se elevó el abastecimiento interno. En el siguiente periodo, a pesar de que se dio un gran incremento de la producción de gas, el aprovisionamiento interno fue de decayendo y hasta 2007 no recuperó el nivel de 1999. Paralelamente, desde 1997, los precios de los combustibles en el mercado interno fueron aumentando sistemáticamente, casi duplicándose hasta 2007. Esto benefició a las transnacionales, que desde la liquidación de YPFB eran las que vendían los combustibles. El Gobierno, por su parte, tuvo que asumir la subvención de los precios que pagaba la gente para evitar una crisis social

Durante la primera etapa, pese al descenso de la producción, YPFB logró algo que ahora parece inconcebible; la importancia de los refinados de petróleo en el PIB superó a la del petróleo crudo y el gas. En el segundo periodo, la importancia de los refinados en el PIB ha disminuido constantemente hasta ahora, a pesar del gran incremento de la producción. Por otra parte, la participación de los hidrocarburos en el PIB sólo ha tenido un leve incremento.

Otro dato importante se refiere a que en 1997, con el neoliberalismo, las transnacionales obtuvieron las reservas hidrocarburíferas, y con el tiempo una sola empresa, Petrobras, que en 2001 (antes de la nacionalización) tenía el 13,5 por ciento de la producción (CEDLA, 2008), en 2008 (tras la nacionalización) llegó a controlar el 63 por ciento, mientras las empresas en las que participa el Estado controlan sólo el 20 por ciento.

Pero se quedaron, porque les tuvieron fe

Lo expuesto significa que, a pesar de los cambios políticos del país, no se han modificado aspectos estructurales del neoliberalismo impuestos en 1997; no se ha modificado el modelo productor de materias primas para la exportación, que caracteriza nuestra historia económica desde la colonia.

Esto se debe a que el proceso de nacionalización ha supeditado todos sus objetivos a las negociaciones con las transnacionales; para que firmen nuevos contratos, para que inviertan en exploración, para que se asocien con la empresa petrolera estatal, etc… Por ello, la nacionalización propiamente dicha se inició dos años después de su anuncio y concluyó en una situación controlada por las transnacionales. Aunque las leyes dicen que los hidrocarburos están nacionalizados, el Estado sólo controla aproximadamente el 20 por ciento de la producción. La refundación de YPFB, que debió ser lo primero, se inició también tarde, y además se orientó a conformar una empresa meramente reguladora, al margen de todo tipo de operaciones, que se espera que sean afrontadas por las transnacionales.

... y los indígenas pagan el coste

El tiempo y los objetivos que la nacionalización ha sacrificado por los acuerdos con las transnacionales ha tenido un altocosto; pues estas, a la vez que negociaban, se ocuparon de estrangular el mercado interno y dejaron de invertir, lo cual contribuyó a la convulsión política que ellas mismas financiaron. Finalmente, las esperanzas de que YPFB se reconstituyera como una empresa operativa que libere al país de la dependencia de las transnacionales se esfumó cuando en marzo pasado retornó el Banco Mundial a YPFB para encargarse de su reestructuración.

Una de las primeras víctimas del sometimiento de los intereses nacionales a los transnacionales han sido los derechos de los habitantes asentados donde estas operan. Y desde el punto de vista de estos derechos no podemos considerar sólo a las empresas petroleras sino también a las mineras.

Existe al respecto una amplia legislación nacional e internacional que garantiza los derechos de la población a ser consultada, especialmente la indígena; a que se evalúen los impactos y que se tomen las medidas apropiadas para mitigar y compensar los daños, si se dieran. Más allá de los detalles de esta legislación, el principio que la guía es la defensa del valor del ser humano y el medio ambiente ante los intereses puramente económicos de las industrias extractivas. Pero, lamentablemente, la realidad es ilustrada por la frase del actual presidente de Bolivia: “No podemos ser chantajeados con la Consulta. Más bien, les pedimos acelerar las licencias ambientales” (ABI el 13/06/09). Esta frase quiere decir que los indígenas deben sacrificarse para que las empresas obtengan rápidamente sus licencias ambientales.

En julio y septiembre de 2009 se realizaron dos encuentros nacionales de secretarios de Recursos Naturales de las organizaciones indígenas originarias campesinas del país. En las resoluciones del primer encuentro los representantes declaran que sus pueblos se ven afectados por los negativos impactos económicos, sociales, culturales y ambientales generados por la extracción de los recursos hidrocarburíferos y mineros en sus territorios; denuncian que el Gobierno no soluciona estos problemas y que actualmente los conflictos sociales ante la extracción de los recursos naturales se originan en el incumplimiento de la legislación de la Consulta y Participación previa, libre, informada y obligatoria por las empresas y el propio Gobierno.

La cantidad de casos denunciados es sorprendente; entre ellos están las actividades hidrocarburíferas en las tierras bajas, en el norte de La Paz y en los territorios de los guaraníes; y las actividades mineras, como la de Corocoro y Amayapanpa en el altiplano. Aquí nos referiremos sólo a dos de ellos.

El caso del norte de La Paz

Este caso trata de la exploración petrolera realizada por Petroandina, empresa conformada por PDVSA y YPFB, en una zona de gran biodiversidad, donde están los territorios de los pueblos indígenas lekos y mosetenes.

Una entrevista de Chantal Liegeois en Petropress1 a Vicente Moy, presidente de la Organización del Pueblo Mosetén (OPIM) que agrupa a 8 comunidades (en total 3.200 habitantes), revela los métodos a los que el Ministerio de Hidrocarburos está recurriendo, llegando al extremo de dividir premeditadamente a las organizaciones indígenas. Como declara Moy: “Antes que se definan áreas exclusivas de exploración para YPFB, se nos tenía que consultar de acuerdo a normas internacionales y nacionales; más aun, antes de dar la licencia ambiental. Pero no se hizo. Hemos insistido al Ministerio de Hidrocarburos para que se haga la Consulta de forma legal, transparente, con la participación de todos. Sin embargo, no llegamos a ningún consenso …. Hemos presentado una propuesta -que nos han pedido- , la han llevado a un escritorio y no se han acordado.”

El Ministerio, según Moy, sobrepasó la autoridad de la OPIM, llamando por su propia cuenta a la reunión de los caciques, provocando que 4 comunidades a favor de la empresa abandonaran las organizaciones matrices de los indígenas. La división, dice Moy, no es sólo entre comunidades sino también en su interior. Para conseguir la aprobación de las comunidades, denuncia Moy, el ministerio llegó a recoger firmas de niños. “Esta división es lo más doloroso”, dice el Mallku, “lo que estamos exigiendo es que de alguna manera se subsane esta situación. ¿Cómo hacemos para volver a unir a las comunidades? Ampliando la consulta, haciendo una inspección nuevamente en las comunidades, revisando el documento final que elaboraron… Ni siquiera tenemos copia de este documento que han hecho.”

El caso de minería a cielo abierto de Corocoro

El otro caso es el de la nación originaria Jach´a Suyu Pakajaqi (JSP) en el altiplano, en Corocoro, uno de los mayores reservorios de cobre del país, con alrededor de 15 millones de toneladas de cobre y estaño. En una entrevista realizada por Miguel Vargas para Petropress2, Rafael Quispe Mallku, del Ayllu Sicuipata, declara que Corocoro siempre fue un centro minero, pero: “… hasta la fecha no hay ni un sólo centímetro de desarrollo, ni para la población civil, ni para los pueblos originarios”. Vargas recuerda que en 2007, Dalence, entonces ministro de Minería, dijo como algo positivo: “Vamos a trabajar a cielo abierto moviendo grandes cantidades de toneladas al estilo de Inti Raymi y San Cristóbal”. Los dos emprendimientos se caracterizan por sus graves consecuencias medioambientales y sociales.

Seguidamente, en junio de 2008, el Gobierno y Korea Resources Corporation firman el contrato para la explotación de Corocoro, pero sin reconocer la existencia precolonial de la nación Jach´a Suyu Pakajaqi y su dominio ancestral sobre sus territorios, lo que contradice el Artículo 2 de la Constitución Política del Estado. Tampoco se hace referencia al proceso de obtención de la “Licencia Social” para iniciar las obras, dejando abierta la posibilidad de obtenerla por cualquier medio.

Ante el empecinamiento del Ministerio, la JSP hizo una denuncia al Senado. Éste reaccionó exhortando al Ministerio al cumplimiento de los derechos de los indígenas establecidos en la Constitución Política del Estado, el Convenio 169 de la OITy la Declaración de las Naciones Unidas. Entonces, el Ministerio hizo una “reunión de entendimiento” (no la Consulta), informó parcialmente sobre el proyecto, no permitió la discusión y sólo participó una autoridad originaria, que dio su conformidad para el inicio de las obras. Esto fue asumido por el Ministerio como el consentimiento de las 11 markas del JSP.

Hasta agosto, las actividades no habían comenzado oficialmente, pero ya había impactos. Mallku Quispe dice que “... desde la toma de agua, que estaba destinada para la población, ahora (…) han cambiado el curso del río y toda el agua la han destinado al proyecto. Ahora río abajo, ya no hay agua, se están secando los bofedales. (…) en los tanques de agitación, luego de un corte de luz, hubo una paralización cuando estaban agitando las colas y el desmonte con productos químicos, por la falla en la maquinaria han tenido que botar todos los químicos que se encontraban dentro de la maquinaria, con la lluvia y el viento está contaminando a todo el lugar, esto ha producido la muerte de los animales. Son esas las afectaciones directas que no necesitan de un análisis de laboratorio, son afectaciones directas que se están viendo”.

El 14 de noviembre, el Consejo Nacional de Ayllus y Markas del Qullasuyo y Rafael Quispe Mallku de JSP, denunciaron públicamente que el 9, el Viceministerio de Medio Ambiente, Biodiversidad y Cambios Climáticos, había hecho 31 observaciones al Proyecto Hidrometalúrgico Corocoro dándole 30 días para subsanarlos. No obstante, el 12 de noviembre, la misma autoridad emitió la licencia.

En 2003 nació, de una movilización sangrienta, la Agenda de Octubre, pidiendo la nacionalización de los hidrocarburos, pero las transnacionales se quedaron. Lo que ocurre ahora, confirma la enseñanza de los viejos luchadores latinoamericanos por el petróleo; que el Estado no puede convivir con las transnacionales, que si se quedan, terminan siempre controlando y corrompiendo las autoridades, las instituciones, la prensa, la sociedad, apoderándose de la vida política nacional (Villegas, 2007)

Por Pablo Villegas N.,investigador del Área de Recursos Naturales del CEDIB (Centro de Documentación e Información – Bolivia): www.cedib.org Este artículo ha sido publicado en el nº 40 de la Revista Pueblos, diciembre de 2009.
 
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Surgida en el año 2000 como propuesta del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) a la reunión de presidentes de América del Sur celebrada en Brasilia a finales de agosto de ese año, la Iniciativa para la Integración de la Infraestructura Regional de Sudamérica (IIRSA) no sólo ha sobrevivido a la supuesta defunción del Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA) en la Cumbre del Mar de Plata en 2005 –a la que inicialmente iba vinculada–, sino también a los cambios políticos que se han sucedido en los gobiernos de algunos de los países de la región. Desde entonces, la IIRSA ha pasado a convertirse en el eje esencial del proceso de integración regional de los países pertenecientes no sólo al Mercosur o a la Unasur, sino también de la ALBA.

¿Qué es la IIRSA? 
La IIRSA es un conjunto de más de 500 proyectos organizados en diez Ejes de Integración y Desarrollo (EID) que, con un costo cercano a los 75.000 millones de dólares, busca eliminar las “barreras” naturales que impiden la libre circulación de las mercancías entre las diferentes “islas” que compondrían la región.

Los EID, además, se estructuran en siete “procesos sectoriales” que buscan organizar el espacio geográfico en base al desarrollo de una infraestructura física de transporte terrestre, aéreo y fluvial –proyectos que representan el 87% de la IIRSA–; de oleoductos, gasoductos, puertos marítimos y fluviales y tendidos eléctricos y de fibra óptica, entre otros. Según datos proporcionados en la XI reunión del CDT, de diciembre de 2009, el 74% de los proyectos presentan avances concretos, con un 10% concluido, un 36% en ejecución y un 28% en preparación. Respecto a los avances en la Agenda de Implementación Consensuada (AIC) 2005- 2010 –que incluye 31 proyectos prioritarios– dos estarían concluidos, 19 en ejecución y 10 en preparación.

Tras la creación de la Unasur, el CDE planteó la necesidad de que la IIRSA se vinculara a la misma, para lo que, en agosto de 2008, se creó el Consejo Sudamericano de Infraestructura y Planeamiento (CIP) de la Unasur, del que se prevé que IIRSA sea “el foro técnico de la planificación y desarrollo de la infraestructura de integración de América del Sur”. Uno de los objetivos de la IIRSA es la de vincularse al Proyecto Mesoamérica –antiguo Plan Puebla Panamá– para lo cual Colombia entró a formar parte del mismo en julio de 2006. Además, las últimas reuniones del CDE han contado con la presencia de representantes del proyecto lo que ha permitido avanzar en la conexión de ambas iniciativas en temas eléctricos y de telecomunicaciones, a través de empresas creadas a tal efecto.

“Una dinámica capitalista” 
A pesar de que la IIRSA se presenta como un proyecto de “infraestructura sostenible”, las denuncias contra sus impactos medioambientales, políticos, económicos, sociales y culturales se han sucedido desde sus inicios. Así, mientras para la Coordinadora Andina de Organizaciones Indígenas (CAOI), la iniciativa constituye un “ecocidio y un genocidio”, para el analista Raúl Zibechi, la IIRSA supone “una integración doblemente subordinada: a Brasil, por parte de los países sudamericanos, y del conjunto de la región al mercado y al empresariado mundiales”, en tanto refleja un modelo de “integración exógena” dirigida a los mercados externos.

Según Jairo Estrada, profesor de ciencias políticas de la UNAL y director del Instituto Latinoamericano de Servicios Legales Alternativos, la IIRSA implica, además, “una dinámica capitalista muy similar a las lógicas de acumulación originaria de capital, es decir, a las lógicas de acumulación por desposesión”. Un expolio que se estaría desarrollando sin consultar a los afectados y sin la realización de estudios de impacto ambiental fiables y que, según la analista Ana Ester Ceceña, iría parejo a la firma de tratados de libre comercio y la militarización creciente de la región.

Decisiones
La IIRSA está coordinada por los gobiernos de los 12 países que la integran a través del Comité de Dirección Ejecutiva (CDE), formado por los ministros de planificación e infraestructura de los estados miembros. A ella se le suman los Grupos Técnicos Ejecutivos (GTE) y el Comité de Coordinación Técnica (CCT), integrado por el BID, la Corporación Andina de Fomento (CAF) y el Fondo Financiero para el Desarrollo de la Cuenca del Plata (FONPLATA), principales financiadores de la iniciativa junto al Banco Brasileño de Desarrollo Económico (BNDES).

Colombia, La incorporación de los negocios


La pérdida de confianza y los acuerdos con sus vecinos más cercanos no ha sido obstáculo para que el Gobierno colombiano impulse la IIRSA. Así lo hacía ver cuando declaraba ante la Asamblea Mundial del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) que esta iniciativa busca “desarrollar una infraestructura puntera, acorde con las necesidades de desarrollo del país y los retos comerciales que se avecinan, que cuente con mayor participación del sector privado y que funcione bajo esquemas empresariales modernos, dinámicos y eficientes”.

De los diez ejes y 162 grupos de proyectos de la IIRSA, Colombia participa en dos ejes y diez grupos que se han incorporado en los planes de desarrollo y en los planes a largo plazo. Se han priorizado los proyectos Hidrovía Río Meta, Carretera Pasto-Mocoa y paso de frontera Cúcuta-San Antonio, considerados cuellos de botella para el desarrollo y la integración. Estos proyectos coinciden estratégicamente con los corredores de recursos minero-energéticos, de biodiversidad y producción de agrocombustibles, entre otras materias primas que Colombia privilegia en las relaciones con EE UU y Europa.

Esta integración no se basa sólo en la construcción de carreteras, puertos, puentes y dragado de ríos, sino sobre todo en la extracción sistemática e intencionada de los recursos de los territorios colectivos de las comunidades negras y de los pueblos indígenas y en los cambios en el uso del suelo que permitan el tráfico de mercancías, energía y comunicaciones. Asimismo, potencia los fines especulativos sobre la tierra, que benefician a los políticos asociados a los grupos armados legales e ilegales.

La IIRSA tampoco es una vía para la integración de los pueblos, y menos una manera de aliviar las difíciles condiciones de las regiones de Putumayo y Nariño, donde se adelanta la carretera Pasto-Mocoa. Por contra, constituye un elemento adicional a la delicada crisis del país y es un riesgo que afecta la vida y la integridad de las comunidades indígenas, negras y campesinas, las cuales están sometidas a presiones no sólo de actores armados legales e ilegales, sino a poderosos intereses económicos. La implantación de más de 20.000 hectáreas de coca, dos masacres en el último año sobre el pueblo awá con un saldo de 18 indígenas asesinados, más de 60.000 desplazados en los dos últimos años, la permanencia de varios frentes de las FARC y del ELN y de nuevos grupos de paramilitares, el minado de varias zonas, la militarización de la vida de las comunidades y la irrupción de prácticas que desestructuran los tejidos social, económico, político y cultural de pueblos y procesos organizativos, constituyen situaciones que impiden una real participación de las comunidades y la toma de decisiones de manera libre y consentida.

Por FERNANDO CASTRILLÓN, Colectivo de trabajo Jenzerá, Bogotá
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El primer ministro ruso, Vladimir Putin, volverá de su visita oficial a China con los bolsillos llenos de suculentos contratos, principalmente en materia energética, con los que ambas potencias refuerzan sucooperación con vistas a poder competir con la hegemonía económica de Estados Unidos a medio plazo. Entre los acuerdos firmados, y que ascienden en su conjunto a unos 3.500 millones de dólares (2.400 millones de euros), destaca el alcanzado con Gazprom para garantizar el suministro de gas a la emergente economía china, cada vez más necesitada de asegurar las fuentes de energía con las que abastecer su fuerte crecimiento.

Concretamente, China ha firmado con Rusia el acuerdo largamente negociado por el que el gigante energético Gazprom suministrará al país 70.000 millones de metros cúbicos de gas al año. Para hacerse una idea, este volumen casi triplica el consumo anual de España. El acuerdo ha sido firmado en Pekín en presencia de los primeros ministros Wen Jiabao y Vladimir Putin.

No obstante, no se han dado a conocer ni el montante económico de la operación, ni los precios, ni la ruta que seguirá el transporte se dieron a conocer, aunque el presidente de Gazprom, Alexei Miller, aseguró que el suministro empezará en 2010. En junio, en Moscú, China y el consorcio gasístico ruso Gazprom ya intentaron cerrar un acuerdo de esta naturaleza, pero no se logró por desacuerdo en el precio.

En una reunión celebrada en Moscú se mencionó que el volumen de gas enviado sería de 80.000 millones de metros cúbicos a través de dos vías: una ruta a través de Siberia occidental, que enlazaría con los gasoductos procedentes de Asia Central, y otra por Siberia oriental. Gazprom y la Corporación Nacional del Petróleo de China (CNPC) firmaron en 2006 un acuerdo para la construcción de esas dos vías para el abastecimento de gas en China, que todavía no están terminadas.

Gazprom tiene las mayores reservas de gas del mundo, calculadas en 2009 en 33,8 trillones de metros cúbicos, y es el mayor productor de gas mundial, con el 17% del total global y capacidad para extraer 600 millones de metros cúbicos por año.
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Los países de América Latina tendrán que impulsar con mayor énfasis las energías renovables, si un nuevo acuerdo internacional climático determina que las fuentes alternativas deben crecer en el escenario energético mundial.

Brasil lidera el desarrollo de energías renovables en la región, en tanto que naciones como México, Perú, Chile y Argentina dan pasos lentos para transformar su matriz energética.

"El proceso de transición hacia las energías renovables es lento, porque enfrenta muchas barreras. No es el momento más adecuado para esas energías", dijo el argentino Daniel Bouille, vicepresidente de la no gubernamental Fundación Bariloche, dedicada desde 1963 a la investigación científica en desarrollo humano, calidad de vida, energía, filosofía y ambiente.

Junto a delegados gubernamentales, de organismos internacionales y empresarios de todo el mundo, Bouille asistió al Foro Global de Energías Renovables, organizado en la ciudad de León, a unos 350 kilómetros de la capital mexicana, por el gobierno de este país y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (Onudi).

La reunión sirvió para analizar los asuntos políticos, financieros y tecnológicos más importantes del sector. Según el informe "Renewables 2007 Global Status Report", en 2006 las fuentes renovables aportaron 18 por ciento al consumo total de energía, incluyendo la biomasa tradicional, las hidroeléctricas grandes y "nuevas" energías renovables como la hidroeléctrica pequeña, la biomasa moderna, la eólica, la solar, la geotérmica y los biocombustibles.

Pero la proporción de las renovables "nuevas" fue de 2.4 por ciento, mientras que 13 por ciento del consumo total de energía en 2006 correspondió a la biomasa tradicional, es decir la quema de madera.

"Tiene que haber un cambio en los patrones de consumo y producción de energía. Hay que diversificar e invertir. En Brasil, logramos una matriz energética limpia", declaró André Aranha, director del Departamento de Energía del Ministerio de Relaciones Exteriores.

En la Conferencia Internacional sobre Energías Renovables, escenificada en la ciudad alemana de Bonn en 2004, América Latina y el Caribe presentaron la "Iniciativa latinoamericana y caribeña para el desarrollo sustentable", que establecía alcanzar 10 por ciento de toda la energía producida a partir de fuentes renovables en 2010, logro ya superado por la región.

En 2008 la inversión en energías renovables se cifró en 155 mil millones de dólares, según el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA). América del Norte atrajo 30 mil 100 millones y América del Sur, 12 mil 300 millones de dólares, casi el doble de la cantidad de 2007, que fue de 7 mil 600 millones de dólares.

Pero la actual recesión económica redujo el monto global de inversiones del sector en 40 por ciento este año, según la Onudi. Sólo en México, unos 25 proyectos se encuentran parados por falta de financiamiento.

"Hay una ausencia de mecanismos específicos de financiamiento para investigación y desarrollo en energías renovables. Ya hay un marco legal, pero nos agarró una crisis económica muy fuerte", señaló la mexicana Isabel García, directora de la Fundación Emisión, que trabaja en pro del uso de combustibles biológicos como el etanol de caña de azúcar.

La recesión y las bajas cotizaciones internacionales del petróleo parecen desmotivar las inversiones en energías renovables, a pesar de la necesidad de buscar mecanismos para reducir la emisión de gases contaminantes a la atmósfera, como el dióxido de carbono, que contribuyen al aumento de la temperatura del planeta.

Brasil genera 85 por ciento de su electricidad mediante centrales hidroeléctricas. El gobierno planea la construcción de otras siete generadoras en la selva amazónica.

A ello se suma el descubrimiento de grandes yacimientos de hidrocarburos en aguas profundas del océano Atlántico, que podrían frenar el desarrollo de fuentes limpias, si bien su exploración y explotación es muy costosa y llevará varios años.

En octubre, el Congreso legislativo mexicano aprobó la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables, que regula su producción y su uso final. Actualmente, ocho por ciento de la energía producida en el país deriva de fuentes diferentes al petróleo como el viento, la geotermia y los recursos hídricos, y el objetivo es llegar a 2012 con una proporción de 26 por ciento.

En Argentina, hay leyes que regulan la generación solar y eólica y para el fomento del uso de fuentes renovables. El propósito es que esas opciones abastezcan ocho por ciento del total de la demanda en 2016.

En Chile, la Ley de Energía Renovable establece que las generadoras de electricidad con capacidad superior a los 200 megavatios deberán llegar a 2024 con 10 por ciento de su energía generada de fuentes renovables, en un esquema por etapas.

En Perú, la ley respectiva, vigente desde 2008, determina que cinco por ciento de la electricidad generada en el país debe provenir de fuentes renovables, en un plazo de cinco años.

"No hay recetas. Cada país debe proceder según sus propias capacidades", comentó el ecuatoriano Luis Sotelo, asesor del Ministerio de Energía. El gobierno de ese país ejecuta un proyecto para sustituir la generación térmica por otras modalidades menos contaminantes.

Las energías renovables afrontarán un fuerte desafío en la Conferencia de Naciones Unidas sobre Cambio Climático, que se desarrollará en la ciudad danesa de Copenhague en diciembre y de la cual debe surgir un nuevo acuerdo internacional de reducción de emisiones de gases invernadero con metas que entrarían en vigor en 2013, cuando expiren los plazos del Protocolo de Kyoto.

Este protocolo, vigente desde 2005, establece un régimen obligatorio de disminución de emisiones atmosféricas de dióxido de carbono, metano, óxido nitroso, hidrofluorocarbonos, perfluorocarbonos y hexafluoruro de azufre para los países industriales que lo ratificaron.

Esas 37 naciones incluidas en su Anexo I están obligadas a abatir sus emisiones de gases invernadero a volúmenes 5.2 por ciento inferiores a los de 1990, antes de 2012.

El contenido referido a las fuentes renovables sería muy explícito en el nuevo acuerdo, según los expertos consultados.

A la conferencia danesa, la comunidad internacional llegará con la creación de la Agencia Internacional de Energías Renovables (Irena, por sus siglas en inglés), establecida en la ciudad alemana de Bonn el 26 de enero y que ya tiene 137 miembros. México se incorporará próximamente.

"El rol de las renovables va a depender de las decisiones políticas de los estados. Soy optimista en que el nuevo acuerdo haga una fuerte alusión a ellas", señaló Bouille.

En la región, Brasil y México encabezan las emisiones de dióxido de carbono en la región. Uno de los puntos más polémicos de las negociaciones climáticas se refiere a incluir a estos y otros grandes países en desarrollo, como China, India y Sudáfrica, en un esquema de reducciones obligatorias como el establecido hasta ahora para las naciones industriales.

La reforma al sector petrolero mexicano, aprobada en octubre de 2008, incluye la creación de un fondo de promoción de fuentes renovables por unos 200 millones de dólares y otro para investigación tecnológica y capacitación, por unos 300 millones, que, empero, todavía no están establecidos.

"Con las alternativas energéticas se puede reducir la dependencia de los combustibles fósiles y diversificar las fuentes limpias y sostenibles", apuntó García.

La previsión es que la inversión mundial en renovables llegue a los 450 mil millones de dólares en 2012 y a 600 mil millones en 2020.

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Domingo, 06 Septiembre 2009 08:31

Brasil: fortalecimiento estatal en el petróleo

El lunes 31 de agosto, Lula, el presidente de Brasil, anunció el envío al Congreso de una nueva legislación petrolera. Esta legislación era esperada desde hace tiempo, y había discusiones al respecto. Por un lado, entre los movimientos populares se demanda una nacionalización completa. Por otro, en los medios oficiales, se discutían alternativas que permitieran que los enormes recursos que se esperan del llamado pre-sal, quedaran en el sector público y al servicio del pueblo, en la mayor medida posible.

El problema se originó con la privatización de una parte de las acciones de Petrobras, cuando el auge de las privatizaciones en escala casi mundial. Sesenta y dos por ciento del total de las acciones están en manos de particulares, se supone que en su mayoría extranjeros. El Estado sigue siendo el responsable de Petrobras, tiene mayoría de las acciones con voto, también nombra a las autoridades de la entidad y controla el consejo de administración. Pero no es raro que Lula haya condenado públicamente, en diferentes momentos, esa venta de acciones. Los accionistas no aportan ni un miligramo al trabajo de la empresa pública. Hicieron una aportación económica una vez, al comprar las acciones, además en un momento en que estaban muy baratas, y luego simplemente cobran sus utilidades. Esto no tiene nada que ver con el desarrollo que ha tenido Petrobras en varios sentidos.

La situación de privilegios a empresas privadas se apoyaba en el pretexto de que el riesgo de la inversión era alto, no en el sentido de que pudiera haber accidentes o algo así, sino que la perforación pudiera no encontrar nada, o muy poco. De ahí, se consideraba justificado que cuando una empresa lograra un buen trabajo, tuviera una utilidad mayor. Sin embargo, a medida que se va conociendo mejor la riqueza de yacimientos a gran profundidad y abajo de una capa salina hasta de dos kilómetros de espesor, pre-sal, se fue llegando a un consenso, en los medios gubernamentales, de que ahí no se justificaban los criterios que se habían aplicado en otras partes.

El anuncio de Lula explicó también otras partes importantes de la política brasileña en la materia. El Estado debe ser fuerte, y la crisis actual muestra que si el Estado no regula y fiscaliza el mercado, éste puede desfondar al mundo en un abrir y cerrar de ojos. Recordó que Brasil no quiere ser un “simple exportador de petróleo crudo”. Además de ser autosuficiente, ese país quería exportar refinados como la gasolina y el diesel. También quería ser autosuficiente en petroquímicos y exportarlos. Esto ratifica lo que ya se está haciendo: hay cinco refinerías en construcción, y una de ellas es la fase inicial de un complejo petroquímico. Dos de las refinerías están destinadas sólo a la exportación de sus productos.
Lula habla de quienes “cayeron en la tentación del dinero fácil y rápido”. Exportaron “todo el petróleo que podían, y fueron inundados por monedas extranjeras. Resultado: quebraron sus industrias y se desorganizaron sus economías”.

Por supuesto que para seleccionar terrenos para cada una de las refinerías, actuaron y ya hay obras en marcha. No hicieron ninguna competencia de gobernadores, como no se ha hecho en ningún otro lugar del mundo salvo México. Las condiciones de contratación de empresas para apoyar a Petrobras en pre-sal son fijadas por el Estado y se suprimen ahí las concesiones.

Según el proyecto de ley, Petrobras será el operador único de todas las actividades de la zona pre-sal. Podrá contratar empresas pero en las condiciones mencionadas. Se administrará conforme a una planeación. Pero además habrá una empresa petrolera adicional, totalmente estatal, Petrosal. Esto tiene un antecedente en Noruega, en ese país se creó Petoro, empresa totalmente pública. Allá, la empresa petrolera pública tiene aproximadamente un tercio de sus acciones en manos privadas. Con Petoro, una buena parte de los productos en materia de petróleo y gas no se reparten con los accionistas sino que van totalmente al sector público y al gasto público.

Además de la nueva empresa totalmente pública, que se va a encargar del control y supervisión de la actividad petrolera, se crea un fondo social, que se enfoca a la reducción de la pobreza, a la educación, y al desarrollo de ciencia y tecnología. Éste será, por ley, un destino de los beneficios del nuevo petróleo de pre-sal. Los recursos del fondo social vienen de regalías, bonos y utilidades comerciales del petróleo y el gas.

El gobierno brasileño da una importancia a estos cambios tal que declaró el estado de urgencia constitucional. Esto implica que las cámaras tienen un plazo de 45 días para resolver. Se estima que sumando las diferentes modificaciones, el conjunto tendría un plazo de 90 días.

No me extraña que varios funcionarios aquí volteen a ver para otro lado y no quieran ver ni oír nada de lo mencionado. El contraste con el papelito que han estado jugando es verdaderamente notorio y hasta escandaloso.

Por Antonio Gershenson

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La inversión en biocombustibles creados a partir de algas y la captura de CO2, que también se puede lograr con esta materia prima, ya ocupa un lugar entre las inversiones en energías renovables con más futuro. Este mismo verano, la primera petrolera del mundo, Exxon, ha anunciado una inversión de 600 millones de dólares (417 millones de euros) en un proyecto de este tipo junto con Synthetic Genomics.

Exxon, que hasta ahora se había mantenido al margen de las incursiones en energías alternativas, se moja por primera vez en la energía verde precisamente en el mismo trimestre en el que ha publicado los resultados más bajos de los últimos seis años: 4.000 millones de dólares (2.780 millones de euros).

Una de las razones que ha llevado a Exxon a diversificarse, o por lo menos a investigar, el negocio de las algas es por el fuerte cambio de modelo que supone frente a los proyectos que se desarrollan en Estados Unidos. Hace poco más de un año, los biocombustibles se convirtieron en los malos de la película. La supuesta compra masiva de maíz y azúcar para fabricar estos carburantes disparó el precio de los alimentos básicos y puso en situación de emergencia a la población de muchos países en desarrollo, especialmente sensibles al precio de los bienes de primera necesidad.

La principal virtud de la energía producida mediante microalgas es que su materia primera no es de uso común para los humanos y que sus rendimientos esperados son muy superiores a los de los otros biocombustibles. Más de 7.000 litros de combustible por cada 4.000 m2 de cultivo frente a los 946 que puede producir el maíz.

La compañía reconoce que, en cualquier caso, aún serán necesarios de 5 a 10 años para poder vender este combustible a gran escala.

 

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Martes, 28 Julio 2009 06:17

Persiste la depresión petrolera

Los precios del petróleo tuvieron una dramática caída en la segunda mitad de 2008, a poco más de 30 dólares por barril (mezcla Brent fechada). En el primer semestre de 2009 los precios fueron volátiles, pero se elevaron de manera constante hasta alcanzar un pico de más de 70 dólares a mediados de junio.

El mercado prefirió borrar las cifras que mostraban creciente acumulación de reservas y demanda débil, y se concentró en los incipientes signos de mejora en los datos económicos, sobre todo en China y Estados Unidos (EU). Este optimismo condujo a cierta recuperación del apetito de riesgo de los inversionistas, el cual elevó en general el precio de los suministros. La relativa debilidad del dólar contribuyó a esta alza.

A mediados de junio los precios del petróleo comenzaron a decaer de nuevo. Un aumento incontenible en las reservas globales –los datos más recientes de la Agencia Internacional de Energía (AIE) muestran coberturas de 62.5 en mayo, 7.2 días más que un año antes y mucho más que la meta de 52 días fijada por la OPEP–, junto con un persistente debilitamiento de la demanda del petróleo de la OCDE, hizo pensar que los precios se habían elevado demasiado aprisa. Ni siquiera la perspectiva de una baja en la producción de Nigeria a causa de la inquietud política en el delta del Nilo sostuvo el alza de precios.

El consumo global se contrajo 0.3% en 2008, primer descenso en ese indicador desde principios de la década de 1980. Se espera que en 2009 se contraiga más, pues el crecimiento severamente deprimido del PIB neutralizará el impacto positivo de la baja de precios sobre la demanda.

La demanda del crudo de la OCDE será particularmente débil, pues se contraerá 5.5% en 2009, después del descenso de 3.6% en 2008. Continuará moribunda en 2010, cuando un pequeño repunte en el consumo de EU y Canadá compensará la debilidad persistente en la Unión Europea (UE) y Japón.

La demanda se recuperará ligeramente en 2011-13, a un promedio de 0.2%, encabezada por una economía estadunidense más dinámica, lo cual contrarrestará la tendencia a largo plazo del decreciente consumo en la UE y Japón. Si bien la demanda en EU se recuperará, se mantendrá constreñida por el creciente uso del etanol o biocombustibles en el transporte y por los mayores esfuerzos por mejorar la eficiencia de combustible.

También menguará la demanda del crudo producido fuera de la OCDE, a una tasa anual promedio de 0.7% en 2009-10. La única región donde se prevé crecimiento positivo es Medio Oriente, porque los precios seguirán recibiendo fuerte subsidio y se espera que el crecimiento del PIB sea levemente positivo. También en China se prevé aumento del consumo, en 1.5%, debido al impacto positivo de las medidas oficiales de estímulo y a cierta acumulación de reservas.

Hacia 2011-12 se espera que el crecimiento de la demanda petrolera comience a recuperarse en países fuera de la OCDE, encabezados por China, India y algunos de Medio Oriente. En consecuencia, se espera que la demanda global crezca a una tasa promedio anual de 1.8% en 2011-13, y fuera de la OPEP a un promedio de 3.6 por ciento.

En respuesta a la caída de precios, los países miembros de la OPEP han acordado recortes en la producción por un total de 4.2 barriles por día (b/d) a partir de enero de 2009. La respuesta inicial de los estados miembros (con excepción de Arabia Saudita) fue lenta, pero para mediados de marzo parecía que todos habían reducido alrededor de 75-80% del total acordado. El cumplimiento decayó en el segundo trimestre, sobre todo por parte de Irán, Venezuela y Angola, y es probable que continúe deteriorándose en el curso del año, al crecer las presiones por generar ingreso fiscal.

La OPEP volverá a reunirse en septiembre para evaluar el mercado. Es probable que decida un nuevo recorte en el techo de producción, tal vez de unos 750 mil b/d, lo cual apoyará los precios, pero es difícil que éstos se incrementen, ante el incumplimiento de los productores y las grandes reservas acumuladas.
 
En este año se prevé que la demanda de crudo de la OCDE será particularmente débilFoto Reuters
Pese a los llamados de la OPEP, los productores no pertenecientes a ella no han reducido la producción. Se prevé que la oferta fuera de la organización crezca en 2009 después de dos años de contracción, debido sobre todo a oferta adicional de EU, Brasil y la ex Unión Soviética. La producción rusa tuvo un fuerte crecimiento en el segundo trimestre, pero no es probable que se mantenga, debido al “envejecimiento” de los campos y la baja inversión de capital.

En México la producción decayó más aprisa de lo previsto en 2008, al igual que en Noruega y el Reino Unido, y se espera que continúe disminuyendo en 2009. Se estima que Canadá aumente la producción, sobre todo de las arenas bituminosas de Alberta. En Brasil, la producción de crudo crecerá en 2009-10, pero no es probable un incremento importante de la oferta antes de 2012-13.

La producción de la OPEP será mucho menor en 2009 por efecto de los recortes. Sin embargo, en condiciones de mercado más propicias, la OPEP podrá elevarla marcadamente. Arabia Saudita tiene varios proyectos en puerta (entre ellos el campo Kurais, de 1.2 millones b/d, que comenzó operaciones en junio), y Nigeria, Angola, Qatar y Libia también tienen potencial para elevar la producción. Sin embargo, el año próximo, según las estimaciones, la demanda del petróleo de la OPEP será limitada.

En la segunda mitad del periodo de pronóstico (2011-13), se supone que la oferta de la OPEP aumente a un promedio de 3.1%, al elevarse la producción de Nigeria, Angola y los países del Golfo. Tal vez la oferta fuera de la OPEP aumente en la ex Unión Soviética y Brasil; en cambio, no es probable que la ambiciosa producción de arenas bituminosas de Canadá muestre resultados significativos antes de 2013.

El riesgo geopolítico continuará gravitando fuertemente sobre nuestras previsiones de oferta petrolera. Las tensiones entre Occidente e Irán continúan, y es posible que resurjan problemas de seguridad en Irak y que persistan los disturbios en Nigeria.

El colapso de los precios internacionales del petróleo en la segunda mitad de 2008 podría conducir a un descenso de la inversión en exploración y producción durante 2009-10. Muchos de los proyectos no convencionales, como el de las arenas canadienses, implican fuertes costos y requieren de precios altos que aseguren la rentabilidad. Además, las restricciones de crédito impedirán planes de empresas menores, en tanto las compañías estatales sufrirán por el deterioro de la posición fiscal de los gobiernos. Es probable que esta baja de la inversión en 2009-10 tenga consecuencias a plazo más largo para la oferta, y podría ocasionar alza de precios cuando la demanda se recupere y si surgen cuellos de botella en la oferta.

Hacia el cuarto trimestre de 2009 se espera una modesta recuperación de la demanda en la OCDE, sobre todo en EU, una vez que el impacto del estímulo fiscal y monetario alimente el consumo. También se espera que la demanda en China se mantenga relativamente robusta. El optimismo sobre la recuperación impulsará los precios un poco al alza en 2010, a un promedio de 70 dólares por barril. Sin embargo, se prevé que el impacto del estímulo desaparezca en el segundo semestre de 2010 y que la demanda del petróleo de la OPEP vuelva a decaer, lo cual sugiere que los precios descenderán a alrededor de 65 dólares por barril en 2011.

Más tarde se elevarán poco a poco, en 2010-13, hacia un promedio de casi 80 dólares por barril, cuando la demanda aumente con mayor fuerza (sobre todo en el mundo en desarrollo) y las preocupaciones por el abasto a largo plazo ganen terreno.

Fuente EIU

Traducción de texto: Jorge Anaya
 

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China National Petroleum Corp. (CNPC), principal compañía petrolera del país asiático y matriz de PetroChina, que cotiza en bolsa, hará una oferta para comprar 75% de la petrolera argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF), de la cual más de 84% es propiedad de la española Refinería de Petróleos de Escombreras Oil (Repsol), según informó el diario South China Morning Post, citando fuentes confidenciales.

Repsol reiteró la semana pasada que lleva varios meses en pláticas con empresas respecto de vender una parte de YPF y que ha recibido propuestas de varias firmas interesadas. Sin embargo, un vocero dijo la semana pasada que Repsol sólo tiene expresiones de interés, pero no ofertas firmes.

Si CNPC presenta una oferta formal por 75% de YPF, cuyo valor se ubicaría en unos 14 mil millones de dólares (mdd), sería la mayor adquisición china de activos petroleros a la fecha y elevaría la posición de ese país en uno de los mercados más grandes de América Latina.

Si bien el potencial de producción de Argentina es limitado, pues en 2008 apenas fue ligeramente superior al consumo, con 700 mil barriles diarios, YPF tiene gran presencia en el mercado interno, pues en 2008 representó 30% de la producción de petróleo y 25% de la de gas en ese país. Cuenta con reservas de petróleo y gas de poco menos de 2 mil millones de barriles de petróleo equivalente.

Para CNPC, el acuerdo no sólo cumpliría con la meta de Pekín de expandir el acceso chino a reservas de energía extranjeras, sino también el objetivo corporativo de construir un negocio de estatura internacional, rivalizando con empresas extranjeras del ramo.


CNOOC, la otra empresa petrolera estatal china, que se enfoca sobre todo en activos internacionales, también ha considerado tener una participación de 25% en el negocio, según una nota anterior del mismo diario.

Comprador precavido


YPF está lejos de ser un negocio atractivo. Su rentabilidad se ve afectada por la regulación de precios del país y los altos impuestos a la exportación. Las disputas laborales locales, los altos costos fijos y la madurez de sus activos también desanimarían a muchos inversionistas.

Con el respaldo de los 2 billones de dólares de la reserva monetaria de China, es improbable que esas preocupaciones desalienten a CNPC o CNOOC de seguir la instrucción de procurarse más producción de petróleo y gas en el extranjero para atender la creciente demanda china. La seguridad del abasto ha sido la fuerza impulsora de una cadena de acuerdos petroleros firmados por Pekín este año con Rusia, Kazajistán, Venezuela y Brasil.

Los activos de YPF están ubicados en las sondas de Neuquén, el Golfo de San Jorge, Noreste, Austral y Cuyana. Estos campos representan más de la mitad de la producción argentina de petróleo y gas: la extracción neta de petróleo de la empresa en 2008 fue de 313 mil barriles por día, y la de gas, de 17 mil 200 millones de metros cúbicos. Es también la principal firma refinadora del país, que opera tres instalaciones con capacidad de 319 mil 500 b/d, además de poseer 49.5% de acciones del complejo Refinor.

No es probable que CNOOC y CNPF compitan directamente por YPF. La Comisión Nacional de Desarrollo y Reforma (CNDR), organismo chino encargado de la planeación económica, será la que decida cuál de las dos ofertas prevalecerá, si bien la competencia entre las dos empresas estatales por obtener la aprobación oficial es intensa.

Una bandera china ondea cerca de contenedores en la base de reserva de petróleo estratégico estatal de Zhenhai, situada en el distrito del mismo nombre, en la ciudad de Ningbo, provincia de Zhejiang, en el litoral del mar Oriental de China.

Entre tanto, la Corporación de Petróleo y Gas Natural de India y compañías rusas también han surgido como compradoras potenciales de una participación en YPF, según una nota en La Gaceta, periódico español de negocios, y cualquiera de ellas podría aparecer en la primera fila de postulantes.


Golpe maestro


Repsol ha dejado ver con claridad que desea vender por lo menos parte de su participación en YPF, y sus motivos son evidentes. Si bien en 2008 YPF representó 64.7% de la producción del grupo y 53.7% de sus reservas netas de crudo, ha sido una especie de cáliz de veneno desde que adquirió la participación, hace 10 años, pues su rentabilidad se ve afectada por los bajos precios domésticos del gas, los altos gravámenes a la exportación y los erráticos volúmenes.

En su momento se consideró un golpe maestro la adquisición de YPF por Repsol, por 15 mil mdd, luego que aquélla fue parcialmente privatizada al principio de la década. La compra duplicó el tamaño de la empresa, que cambió su nombre a Repsol YPF. Pero las cosas cambiaron tres años después, cuando la economía argentina entró en caos. Repsol quedó con un montón de deudas, por los préstamos que había pedido para la compra, y con una filial atrapada en una economía devastada por la hiperinflación. Además, los controles de precios obligaron a YPF a vender su petróleo y su gas a una tercera parte de los precios internacionales.

Así, cuando Antonio Brufau fue designado presidente de la compañía, en 2004, decidió reducir la actuación de la firma española en Argentina. Su solución inicial fue vender una participación de 15% a un grupo encabezado por el banquero argentino Enrique Eskenazi y prepararse a colocar otro 20% en la bolsa de Buenos Aires.

La primera parte de ese acuerdo se completó en mayo de 2008, pero los planes de colocar acciones en bolsa se abandonaron en noviembre de ese año, en vista de la turbulencia general del mercado.

Vender toda o parte de su inversión en YPF ayudará a Repsol a obtener fondos para su objetivo estratégico de reducir sus negocios en América Latina, donde varios gobiernos han emprendido políticas de nacionalización de recursos petroleros y controles de precios en el mercado interno.

Según su estrategia a mediano plazo, Repsol pretende ubicar 55% de sus activos en países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos hacia 2012, con 31% en América Latina y 14% en Trinidad y Tobago y otras partes. Actualmente sus mayores reservas están en Argentina (54%), Trinidad y Tobago (235), 15% en otros países sudamericanos (Venezuela, Perú, Bolivia, Brasil, Ecuador y Colombia), 6% en Noráfrica (Argelia y Libia) y 2% en el Golfo de México.

China podría enfrentar cierta oposición interna en Argentina a la adquisición de YPF, pues el gobierno del país latinoamericano ha expresado el deseo de que la porción mayoritaria pase a control de argentinos. Sin embargo, esta posición podría tener flexibilidad.

Por su parte, Brufau estará feliz si logra deshacerse de YPF al valor que se ha informado. Pero el acuerdo es una navaja de dos filos para las trasnacionales del petróleo: es bueno tener compradores chinos con dinero en los bolsillos cuando se trata de vender, pero también hay que competir con ellos si se quiere comprar.

 


Economist Intelligence Unit

Traducción de texto: Jorge Anaya

 

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Miércoles, 10 Junio 2009 08:46

El oro negro abusa del billete verde

En medio de interpretaciones cruzadas sobre sus verdaderas razones, el precio del petróleo en el mercado internacional trepó ayer hasta ubicarse en los 70 dólares por barril, un umbral que no alcanzaba desde noviembre del año pasado. La volatilidad del precio parece plegarse a los vaivenes de las principales monedas mundiales, en este caso el dólar, del cual el crudo estaría actuando como un espejo que invierte los términos: a mayor debilidad del billete verde, mayor alza del petróleo. Sin embargo, otros analistas interpretan la suba como un síntoma de la confianza en un pronto inicio de un ciclo de recuperación de la demanda.

En cinco semanas, el precio del barril pasó de 50 dólares a 70. La trepada, del 40 por ciento en ese corto lapso, superó las expectativas más optimistas de aquellos que tienen intereses en el sector. Ayer mismo, tras la apertura al alza del mercado, promediando la jornada se estimaba como “probable” que el precio del crudo alcanzara los 70 dólares “en los próximos días”. Pero esa perspectiva se anticipó y el barril de petróleo liviano (light sweet crude o West Texas Intermediate, WTI, como se lo identifica en New York) para entrega en julio tuvo un salto de 1,92 dólar y alcanzó a 70,01 dólares al cierre, su nivel más elevado desde el 4 de noviembre pasado. Sin llegar a ese valor simbólico, el petróleo tipo Brent del Mar del Norte para igual fecha ganó 1,74 dólar en el día y se ubicó en 69,62 el barril.

Las interpretaciones recorren dos vertientes. Los que consideran que el mercado se fue acomodando por un comportamiento racional de la oferta y la demanda creen que ahora es la mejora del clima económico y las expectativas de una pronta reanudación de los niveles de actividad normales lo que impulsa al alza. Bajo estas condiciones, el precio tendría una tendencia a la suba sostenida.

Con un enfoque diferente, otros adjudican a un comportamiento especulativo de corto plazo de los inversores las razones de la suba del petróleo. Desde este punto de vista, la reciente alza en el precio de este commodity se debe a la caída del dólar, “que anima a los inversores a comprar materias primas como alternativa de cobertura contra la inflación”. Es decir que, según este criterio, los factores financieros siguen siendo los predominantes en el mercado, y no las perspectivas de comportamiento del mercado real.

La Agencia de Información sobre la Energía (EIA) de Estados Unidos, dependiente del Departamento de Energía, también se sumó a quienes explican el alza del crudo en las últimas semanas “por expectativas de recuperación de la economía mundial y un futuro aumento del consumo de petróleo”. Sin embargo, incluyó por otro lado en su comentario que a este panorama “se agrega un dólar debilitado y una creciente actividad del mercado financiero, que impulsan al alza los precios de las materias primas, eclipsando los fundamentos negativos de oferta y demanda”.

Desde la perspectiva de la evolución de la economía mundial y cómo puede incidir sobre aquélla la suba del petróleo, también las interpretaciones son diversas. En menos de un año, el petróleo trepó a un precio máximo de 145 dólares el barril, en julio del año pasado, para caer luego a su nivel más deprimido de 34 dólares en febrero de este año. Ahora ya supera el doble de ese último valor. Semejante volatilidad rompe toda chance de hacer pronósticos verosímiles, pero como el comportamiento del precio del petróleo es inverso al del dólar –uno sube cuando el otro baja–, muchos analistas sostienen que estamos ante un círculo vicioso: si la suba del petróleo es una señal de una mejora en el clima económico, la caída del dólar significa que a Estados Unidos es al que le saldrá más cara la factura energética, con lo cual se detiene su posibilidad de despegue.

Por otra parte, si como sostienen otros, la actual suba del crudo no se fundamenta en mejoras reales, sino en movimientos especulativos, se estaría formando una suerte de burbuja que podría conformar el escenario más temido: suba de precios (inflación) sin recuperación del nivel de actividad (recesión). En definitiva, demasiadas variables que se entrecruzan, pero que además no afectan a todos por igual.

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Los biocombustibles primarios -maíz, palma o caña de azúcar cultivados para su uso energético- pierden fuelle ante una segunda generación inspirada en el reciclado. Alemania, el primer productor mundial de biodiésel antiguo, ha marcado la pauta con la primera refinería que saca fuel de la madera. Y el Reino Unido abrió en enero un Centro de Bioenergía Sostenible para obtenerlo de residuos agrícolas, desechos leñosos, algas marinas y microbios alterados.
 
Hay dos problemas con los biocombustibles primarios, uno ambiental -requieren ganar al bosque nuevas tierras de cultivo, lo que agrava el cambio climático- y otro económico: pueden alterar los precios, y comprometer el suministro de alimentos como el azúcar, el sorgo y el maíz.
 
La Unión Europea revisó el año pasado su objetivo para 2020, que era cubrir con biocombustibles (de los llamados primarios) el 10% de la energía para el transporte. Bruselas mantiene esa cifra, pero ha decidido que se pueda cubrir también con hidrógeno, paneles solares o cualquier otra fuente renovable.
 
Contra las expectativas de hace unos años, y pese al apoyo de muchos gobiernos, incluido el español, el mercado mundial lleva tiempo acumulando excedentes de biocombustibles primarios. Hay un exceso de oferta, según el sector. Repsol, por ejemplo, acaba de congelar la construcción de una planta en Tarragona que iba a producir 150.000 toneladas anuales.
 
Al mismo tiempo, sin embargo, la primera refinería de segunda generación ha nacido en Friburgo: Industrias Choren empezará este año a producir 13.500 toneladas de biodiésel a partir de residuos de madera. La empresa se basa en una técnica propia llamada Carbo-V que primero convierte la madera en gas, y luego usa el gas para sintetizar el diésel.
 
Los residuos leñosos -paja, madera, partes no comestibles de los cultivos- son una fuente potencial muy abundante. Pero digerir la madera ha resultado un problema técnico extremadamente difícil. Mientras Industrias Choren explota su método químico exclusivo, los británicos se han acordado de una vieja pesadilla de sus costas: el gribble, la versión marina de una termita.
 
El gribble de cuatro puntos (Limnoria quadripunctata) es un pequeño crustáceo. Se conoce en el norte de Europa desde hace siglos por sus destrozos en la quilla de los barcos, y más en Inglaterra, donde se comió el muelle victoriano de Swanage. Simon McQueen-Mason, de la Universidad de York, ha identificado las enzimas (catalizadores biológicos) que digieren la madera en el estómago del gribble.
 
"Hemos hallado enzimas nunca vistas", dice el científico. "Falta ver si podemos adaptarlas para objetivos industriales". McQueen-Mason coordina el programa de investigación sobre el gribble en el Centro de Bioenergía Sostenible del Reino Unido. Con una dotación pública de 27 millones de libras (29 millones de euros), el centro es la mayor inversión británica en investigación sobre biocombustibles de cualquier tipo.
 
Pero sus seis programas científicos persiguen un objetivo muy definido a corto plazo: la producción industrial de bioetanol a partir de paja de cebada. Incluyen el desarrollo de un cereal optimizada para lo que nadie la ha mejorado en 10.000 años de agricultura: que tenga una paja más energética. Otros laboratorios trabajan con los microorganismos que producen el actual bioetanol primario a partir de cultivos. Quieren crear cepas adaptadas a usar paja en vez de grano.
 
El pionero privado de la genómica, Craig Venter, tiene planes más ambiciosos para las bacterias. Se ha dedicado en los últimos años a secuenciar en masa cualquier cosa que saliera del agua, empezando por el mar de los Sargazos. La gran mayoría de los microorganismos no crecen en los cultivos convencionales, y esta estrategia no los necesita. Venter ha descubierto así miles de nuevos microbios y millones de nuevos genes.
 
Entre ellos hay 3.000 genes que fabrican distintos fotorreceptores, las proteínas especializadas en captar la luz solar. Una de las ideas de Venter es crear una bacteria artificial que lleve toda una gama de esos genes para aprovechar un espectro muy amplio de la energía solar. Convirtiendo en hidrógeno un 10% de esa energía, el científico calcula que una superficie de 13.000 kilómetros cuadrados bastaría para alimentar todo el transporte de Estados Unidos.
 
Venter ha creado su nueva empresa, Synthetic Genomics, alrededor del concepto de vida sintética: un genoma bacteriano que podrá ser hecho desde cero, añadiendo una a una las funciones buscadas, y combinándolas a la carta. Su gran plan es usar esa vida sintética para producir biocombustible. O combustible a secas.

En Oslo no se tira nada, ni siquiera las heces

Oslo tendrá en septiembre 80 autobuses alimentados por las heces de sus habitantes. Las contribuciones serán anónimas. Las dos plantas que tratan las aguas residuales de la capital noruega recogerán el gas metano que desprende la fermentación natural de las deposiciones. Al autobús sólo llega después un metano libre del pasado y revestido de inocencia química.

La medida ahorra emisiones, porque el carbono del CO2 que se emite al quemar el metano en el autobús proviene de las heces, y por tanto de la comida, y por tanto de las plantas que fijan el CO2 atmosférico (el balance neto de carbono es cero). Pero además evita que el propio metano de los detritos se escape a la atmósfera, como ocurre en todas partes menos en Oslo. Y sale 40 céntimos más barato que el litro de diésel.

Más cerca en varios sentidos, el Ayuntamiento de Alicante acaba de instalar 26 contenedores para que los vecinos depongan su fritanga. El aceite refrito sigue sirviendo como fuente de energía mucho después de haberse convertido en un peligro alimentario, y deshacerse de él resulta un engorro en cualquier caso.

Una ventaja de la fritanga es que no hay que inventar ninguna técnica nueva. El biodiésel actual ya se obtiene refinando aceites. Por lo general, provienen de campos de cultivo -palma, coco, soja, colza y aguacate sembrados con ese propósito-, pero el método se va aplicando a pequeña escala para reciclar aceites usados. El producto sirve para sustituir al gasóleo en los motores diésel. Y a nadie se le ha ocurrido venderlo.

Por, JAVIER SAMPEDRO - Madrid - 24/03/2009
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