Análisis del mercado de combustibles en Chile

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Incremento de la participación del GNL en la generación eléctrica

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

Los relatos del malestar alimentario

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El surrealismo de los subsidios a los biocombustibles de maíz

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Egipto, argumentos para el aumento de los precios del petróleo

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

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

Alteraciones en la dinámica corporativa en la industria del shale estadounidense

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Mercado de Invierno. Fútbol Europeo

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

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

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

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

  

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

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

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

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

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

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

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

- INGLATERRA

Arsenal:

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

Partida: Carlos Vela (West Bromwich Albion)

Chelsea:

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

Manchester City:

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

Manchester United:  

Llegadas: Anders Lindegaard (Aalesunds)

Aston Villa:

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

Partida: John Carew (Stoke)

Blackburn: 

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

Everton:

Llegadas: Apostolos Vellios (Iraklis Salónica)

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

Liverpool:

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

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

Newcastle:

Llegadas: Stephen Ireland (Aston Villa)

Partida: Andy Carroll (Liverpool)

Stoke:

Llegada: John Carew (Aston Villa)

Sunderland:

Llegada: Stéphane Sessegnon (París SG)

Partida: Darren Bent (Aston Villa)

Tottenham:

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

Partida: Robbie Keane (West Ham)

West Bromwich Albion:

Llegada: Carlos Vela (Arsenal)

West Ham:

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

- ESPAÑA

Real Madrid:

Llegada: Emanuel Adebayor (Manchester City)

Partida: Mahamadou Diarra (Mónaco)

Málaga:

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

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

- ITALIA

AC Milán:

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

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

AS Roma:

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

Inter de Milán:

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

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

Juventus de Turín:

Llegada: Alessandro Matri (Cagliari)

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

Cagliari:

Partida: Alessandro Matri (Juventus)

Parma:

Llegada: Amauri (Juventus)

- ALEMANIA

Bayern de Múnich:

Llegada: Luiz Gustavo (Hoffenheim)

Partida: Martín Demichelis (Málaga)

Hoffenheim:

Llegada: Ryan Babel (Liverpool)

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

Schalke 04:

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

Partida: Ivan Rakitic (Sevilla)

Wolfsburgo:

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

Partida: Edin Dzeko (Manchester City)

- FRANCIA

Burdeos:

Partida: Fernando Cavenaghi (Inter Porto Alegre)

- PORTUGAL

Benfica:

Partida: David Luiz (BChelsea)

Forecast de la industria del aluminio en 2011

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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