En ambos escenarios Estados Unidos tiene mucho que decir. El consenso de los analistas apunta que los futuros del barril de Brent, de referencia en Europa, se moverán este año y 2019 a un precio de 62 dólares por barril y en torno a 64 dólares por barril a medio plazo. Esto supone un rango lateral y de estabilidad, puesto que un petróleo caro supone que las técnicas de fracking son más rentables y un petróleo barato descuadra las finanzas de los países exportadores.
“El objetivo de la OPEP es mantener por lo menos a los niveles actuales, aunque en el seno de la organización se pueden identificar dos posturas distintas: Irán no quiere que el precio suba de los 60 dólares por barril para evitar la entrada masiva en producción de los frackers estadounidense, que a niveles algo más altos ya son rentables; y Arabia Saudita quiere un precio más alto, de alrededor de 70 dólares por barril para cuadrar su presupuesto fiscal”, explica Juan José Fernández-Figares, director de análisis de Link Securities.
Lo cierto es que el acuerdo firmado entre la OPEP y algunos países no OPEP como Rusia está dejando de ser efectivo por el fuerte incremento de la producción de crudo estadounidense, que está restando cuota al cártel. Las estimaciones de la OPEP reflejan ya este aumento de producción, que estiman será al final de año mayor al de la demanda, lo que volverá a incrementar los inventarios.
“El riesgo es que la producción estadounidense de petróleo de esquisto, que es mucho más flexible, se dispare al alza, elevando el desfase todavía no resuelto entre oferta y demanda y presionando el precio del petróleo a la baja. En este escenario, lo normal, y a pesar de la fortaleza de la demanda, es que el precio rompa a la baja”, comenta Fernández-Figares.
Pese a la bonanza del esquisto, el Brent se revaloriza en los últimos doce meses un 47% desde los 50,6 dólares hasta los 74,7 dólares y el West Texas, de referencia en Estados Unidos, un 39%. “El fracking supone un 5% de la producción mundial del petróleo, por lo que no supone una producción tan importante como para condicionar el precio del mercado del petróleo actual. El fracking todavía no es muy competitivo”, arguye Luis Padrón, analista de Ahorro Corporación.
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Natalia Aguirre, directora de análisis y estrategias de Renta 4, ahonda en esta idea y explica que los países de la OPEP libran una batalla importante frente a Estados Unidos. “Hay que tener en cuenta que el acuerdo de recorte de producción actualmente en vigor lo que buscaba era normalizar los niveles de inventarios, que estaban demasiado altos. Si hay una producción excesiva y los inventarios vuelven a subir mucho, creemos que volverían a tomarse medidas. Además, por el lado de la demanda, el ciclo económico global se mantiene por el momento bastante sólido, lo cual es un apoyo adicional”, subraya Aguirre.
La alianza entre la OPEP y otros once países más seguirá en vigor hasta finales de 2018. Entre ellos ya han salido los primeros roces, Rusia busca una salida al acuerdo ya que argumenta que prolongar durante mucho tiempo el acuerdo puede hacer al mercado entrar en déficit, presionar los precios al alza y acabar beneficiando al fracking, una idea que también comparte el Gobierno de Irak, Irán o Angola.
Mientras que Arabia Saudita, el segundo mayor productor firmante del acuerdo, busca sacar a bolsa a su petrolera estatal Aramco y equilibrar el presupuesto del país, por lo que le interesa prolongar el acuerdo. El Ejecutivo de Riad ya ha retrasado la OPV (Oferta Pública de Venta) de la compañía a 2019, donde espera que el mercado le sea más favorable y consiga una valoración atractiva.
“La salida de Aramco al mercado es más un problema de precio y de política interior saudita. Dentro del país no todos estaban de acuerdo con esta operación ya que es la joya de la corona. Además, han tenido muchas dudas sobre el mercado en el que listar la compañía”, indica Fernández-Figares. Entre las opciones que se barajan, a parte de en la bolsa saudita, es que Aramco cotice en Nueva York o Londres.
Trump sale del Acuerdo de París
El Acuerdo de París es la propuesta de la ONU para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y que sustituirá al Protocolo de Kioto a partir de 2020 gracias a la negociación de 195 países. En la Unión Europa el Acuerdo de París se concreta a través de la estrategia Europa 2020, que busca que las emisiones contaminantes se situen en un 20% menos respecto a los niveles de 1990, que la generación a través de fuentes renovables llegue al 20% y un incremento del 20% de la eficiencia energética.
La generación eléctrica a través de las energías renovables en España registró el peor dato de los últimos cinco años el pasado ejercicio por las condiciones meteorológicas marcadas por la extrema sequía y la falta de viento, reduciendo su cuota en la generación eléctrica de 2017 al 33,3%, frente al 40,8% en 2016, según los datos de Red Eléctrica. La producción hidráulica registró una caída del 48,4% respecto al año anterior, mientras que la generación eólica también se redujo un 1,6% respecto al año anterior.
En cuanto a potencia instalada descendió por segundo año consecutivo hasta los 104.517 megavatios (MW), un 0,6% menos que el año anterior. Este descenso se debió en gran medida al cierre definitivo de la central nuclear de Santa María de Garoña de 455 MW, que permanecía inactiva desde finales del 2012.
Pese a que España está a la cabeza en cuanto a generación eléctrica renovable, le queda un margen cercano al 4% en adaptar el transporte a esta dinámica ‘verde’. Según los últimos datos de Eurostat de 2015, el uso de fuentes renovables para cubrir toda la demanda energética, tanto electricidad como combustibles, fue del 16,2%, por debajo de lo que había estimado el Gobierno.
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La agenda contra el calentamiento global la ha marcado en los últimos meses Donald Trump. El presidente de EEUU retiró al segundo país más contaminante del mundo, sólo por detrás de China, del Acuerdo de París el pasado mes de junio. El empresario neoyorquino cumplió así una de sus promesas electorales y dio un giro aislacionista a la política de Washington en contraste a los años de Barack Obama.
“La política estadounidense de renovables depende más de los gobiernos de los estados que del federal. Es por ello que serán los gobiernos locales los que decidirán si seguir apoyando este tipo de energías o no. No obstante, hay que tener en cuenta que EEUU se va a convertir en los próximos años en el principal productor mundial de gas y petróleo, por lo que es difícil ver una política energética no basada en este tipo de combustibles”, señala Fernández-Figares.
Desde ActivTrades comparten la visión de Fernández-Figares y apuntan que“hasta 2020 no se hará efectiva la salida de Estados Unidos del Acuerdo de París” y además destacan que todos los demás países del mundo reiteraron su compromiso y comunicaron que no se iban a retirar del pacto, aunque Estados Unidos lo hiciese.
Entre Nadal y el BCE
El sector eléctrico en España vive su particular ‘vía crucis’. El Ministerio de Energía estudia la reforma de la regulación del sector eléctrico como consecuencia de los desajustes que se han venido produciendo en el sistema y que han generado un déficit de 1.435 millones de euros, que viene en consonancia con la necesidad de una transición energética, apostando por las fuentes de energía renovables y la descarbonización de la economía.
Esta reforma se centra principalmente en recortar las retribuciones que reciben las compañías por las actividades de distribución y transporte en mercados como el del gas o el eléctrico, cuyo modelo ya había sido reformado en 2013. El ajuste de esas retribuciones en principio se cifran en unos 200 millones para las empresas eléctricas y en unos 50 millones para las gasísticas, cifra muy alejada en la que aparecía en los documentos iniciales del Ministerio con recortes superiores que rondaban los 385 millones.
Otra intención de Ministerio de Energía es recortar en alrededor de 100 millones reduciendo los intereses de los pagos que reciben las centrales, actualmente en el 10%, mediante el llamado factor retardo, por el cual los ingresos que estas reciben se retrasan dos años. También está encima de la mesa la revisión de los plazos de amortización de los activos, lo que supondría otro recorte de alrededor de 70 millones.
El Ministerio de Energía también plantea un cambio normativo en materia de desmantelación de las centrales nucleares para trasladar los costes de la empresa nacional de residuos radiactivos Enresa a las eléctricas propietarias de las centrales.
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“Esta reforma puede mermar la confianza de los inversores debido principalmente a un sentimiento de cierta inseguridad jurídica, por lo que es muy importante que los cambios se hagan gradualmente. En esta línea Moody’s comunicó que esto tendrá implicaciones crediticias negativas para el sector”, recalca Victoria Torre, responsable de análisis de SelfBank.
Además de los cambios que plantea el Ministerio de Energía, que según el analista de Ahorro Corporación, Luis Padrón, no llegarán hasta 2020 o 2021 por la falta de apoyos parlamentarios para llevar a cabo la reforma, el sector eléctrico puede sufrir con la normalización monetaria que llevará a cabo en los próximos ejercicios el Banco Central Europeo (BCE).
Las eléctricas y ‘utilities’, como Red Eléctrica o Enagás, están fuertemente apalancadas y además basan su cotización en un generoso dividendo. “Los valores de corte defensivo, cuya mayor atractivo es que ofrecen una elevada rentabilidad por dividendo, compiten tradicionalmente con los bonos por el favor de los inversores al considerarse como una aproximación de los mismos. Si los precios de los bonos bajan y suben sus rentabilidades, algo que ocurrirá con el proceso de normalización monetaria, los inversores más conservadores comenzarán a rotar desde los valores que ofrecen altos rendimientos por dividendos hacia estos primeros activos. En Wall Street ya está ocurriendo. En Europa creemos que este proceso tardará todavía un poco en consolidarse”, sentencia Juan José Fernández-Figares, director del Departamento de Análisis de Link Securities.
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