areciera que los mercados –terribles, tremendos y traicioneros– le han dado un ligero respiro al descenso de precios del petróleo y del gas natural. Incluso al precio del carbón. Poco más de seis meses de bajas. Para decirlo sencillamente, de 100 a 48 dólares en el caso del referente West Texas Intermediate (WTI). Las alzas y las bajas de esta tercera semana del mes de enero de 2015 han cerrado este viernes con precios muy similares a los del anterior viernes. El barril de WTI había cerrado el viernes anterior al pasado en una cotización de 48.36 dólares. Este viernes cerró en 48.69 dólares. El precio del barril de la mezcla mexicana había cerrado en 39.70 dólares. Antier lo hizo en 39.12 dólares, luego de que el martes se había cotizado en 37.51 dólares por barril. El referente de la costa del Golfo de México para el caso del combustóleo –residual importante para la industria y todavía para generar electricidad– se había cotizado en 38.64 dólares. Este viernes cerró en 38.31.
Para el caso del gas natural de referencia –Henry Hub en Luisiana– con el que se determinan los precios de ventas de primera mano –Reynosa y Ciudad Pemex– las cotizaciones de los viernes 9 y 16 de este mes de enero fueron de 2.95 y 3.12, respectivamente.
Finalmente el carbón térmico de referencia –importación en Rotterdam– que se utiliza para determinar el precio del carbón importado para generar electricidad, registró precios de 60.15 y 57.90 dólares por tonelada métrica para esos mismos viernes.
Toda esta parafernalia de números para señalar que la semana que concluye muestra un cierto reposo
en el movimiento de precios de combustibles. Por cierto y vinculado a ello, el precio de la electricidad al mayoreo, vendida en el mercado de Texas (ERCOT, siglas en inglés de Electric Reliability Council of Texas, uno de los 10 mercados de electricidad de nuestros vecinos) fue de 25.73 dólares por Megavatio-hora (MWh), es decir, 2.5 centavos de dólar por kilovatio-hora (kWh).
Para llegar al precio final al usuario habría que agregar los costos de operación, control y administración del mercado mayorista, los costos de servicios conexos (reservas operativas, reservas rodantes, regulación de frecuencia, regulación de voltaje y arranque de emergencia, entre otros), los costos de transmisión (tarifa regulada), los costos de distribución (tarifa regulada) y los costos de comercialización. Esto será muy importante comprenderlo para el caso de nuestro país que –a decir de la nueva Ley de la Industria Eléctrica– a partir del próximo año empezará a vivir la compleja y controvertida experiencia de un mercado mayorista de electricidad, con precios para el día siguiente, la semana siguiente, el mes siguiente, el año siguiente, aunque también con coberturas.
Un mercado mayorista de electricidad –añado para terminar esta ligera digresión– vinculado con el movimiento cotidiano de los precios de combustibles, primordialmente aquellos que se utilicen en las generadoras que permitirán –así dice la teoría– satisfacer el último kWh que se requiera en una hora determinada, de un día específico y de un mes también específico. Pero regresemos a los combustibles. Hoy solamente veamos el caso del petróleo. ¿Qué podemos esperar en las siguientes semanas, meses o años? Las opiniones más sólidas que es posible encontrar en estos momentos (más allá de los deseos de los productores de petróleo que quisieran recuperar sus altos ingresos de años anteriores, México, entre ellos, o de los consumidores que quisieran mantener baja su factura petrolera) señalan próximas semanas de precios que no bajan más. O, que si lo hacen, será muy poco. Además, que muy probablemente empezarán a subir lentamente con la recuperación estacional de la demanda en el verano y en el invierno. Y que pese a algunos descensos vinculados a bajas estacionales en 2016, 2017 y 2018, es posible observar una recuperación moderada.
¿Por qué? Por la misma actividad económica mundial, hoy apoyada por una factura energética menor, que hace posible una gradual recuperación. Difícilmente –se argumenta– en los dos o tres años siguientes los precios llegarán a los niveles anteriores, es decir, cerca de 100 dólares por barril para el caso del petróleo 0(cinco dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBTU) para el caso del gas natural y 80 dólares por tonelada).
Pese a experiencias anteriores de abrupta recuperación, se piensa que en estos momentos la existencia del shale oil no lo permite. Así, en estas reflexiones el movimiento de mediano y largo plazos de los precios se vincula –invariablemente– al movimiento de los costos de producción. Y a este respecto no hay mucha diferencia entre las opiniones más serias en señalar que los costos más elevados para producir el último barril
de petróleo que requiere la demanda mundial de petróleo no son, bajo ninguna circunstancia, de 100 dólares. Ni siquiera de 80 dólares. Se piensa en una franja de entre 50 y 60 dólares por barril.
Si aceptamos esta hipótesis –como creo que debiéramos hacerlo– tenemos que ser muy pero muy prudentes respecto del futuro próximo de nuestros ingresos petroleros fiscales, de nuestros derechos de extracción de hidrocarburos, independientemente de los resultados que vaya arrojando la reforma energética en el caso petrolero, por la evidente puja de las compañías extranjeras para obtener mayor volumen de excedente petrolero. Y esto, en buen romance, nos obliga a una revisión muy seria de nuestra fiscalidad.
No hay futuro mejor en México si –entre otras cosas– no hay una aguda revisión de una fiscalidad que –permítaseme decirlo de nuevo– nunca ha superado 11 por ciento del producto. De veras.
NB.- Un abrazo a tantos y tantos familiares y amigos queridos de la Francia, hoy dolida como nuestro México.
