Los precios negativos constituyen una anomalía económica atribuible a mega desajustes entre oferta y demanda. No se trata de precios que no recuperan costos, sino, mucho peor, de precios que superan los costos pero se pagan para evitar costos mayores. Por su naturaleza son coyunturales, pero pueden ser heraldos de transformaciones estructurales. Nunca existieron en la historia petrolera, hasta que el “coma inducido” de la pandemia estableció el precedente de abril del 2020. Los precios negativos ya eran conocidos en ciertos mercados eléctricos integrados como los existentes en la Unión Europea.

El cierre de las posiciones de futuro de mayo en Estados Unidos llevó a los compradores de barriles “financieros” que buscaban deshacerse de sus posiciones a pagar para que los compradores asumieran los riesgos de evacuación y almacenamiento de barriles físicos en instalaciones saturadas.

Las instalaciones en Cushing (ciudad del Estado de Oklahoma), centro neurálgico de storage del crudo americano, acumularon producción hasta el tope. El WTI (precio de referencia para el crudo americano) cotizó el 21 de abril del 2020 en valores negativos (-37,6 dólares). No ocurrió lo mismo con la cotización del crudo Brent porque sus transacciones están más ligadas a la demanda asiática y europea donde todavía se cuenta con cierta capacidad de almacenaje. De cualquier manera el inventario relevado a nivel mundial de capacidad de almacenamiento disponible registra unos 1200 millones de barriles. Si consideramos un excedente productivo (cortes incluidos) de alrededor de 20 millones de b/d, en dos meses esa capacidad estaría saturada y no es descartable que se repitan cotizaciones negativas al cierre de nuevas posiciones de futuros si la economía mundial sigue en terapia intensiva. El petróleo, todavía la energía dominante en el balance energético mundial, con la logística internacional más desarrollada y con almacenamiento físico en todo el mundo para amortiguar los desajustes de oferta y demanda (en tierra y en barcos que sumaron almacenamiento flotante), saturó las instalaciones disponibles porque la demanda de 100 millones de barriles día (b/d) se redujo en abril a 70 por el shock económico.

Mientras esto sucedía con el petróleo, entre los días 20 y 22 de abril hasta cinco países de la Unión Europea registraron precios negativos, algunos récord, en los mercados spot diarios de la electricidad. Sobresalieron el negativo de Bélgica (-90 euros/megavatio hora en una hora); Alemania (-80 euros MWh) y, en menor medida, Reino Unido, Francia, Holanda y Austria, con cotizaciones en el entorno de los -8 euros MWh. Aunque se trata de precios horarios (las subastas en los mercados se hacen para cada una de las horas del día siguiente) también se han registrado precios medios diarios negativos: en Francia, el pasado 13 de abril (-6,51 €/MWh) y en Alemania, en dos días: el 13 de abril (-15,97 €/MWh) y el 21 de abril (-16,15 €/MWh).

El hundimiento de la demanda eléctrica debido al confinamiento de la población por la pandemia y el consiguiente exceso de oferta de energías renovables, hizo que algunas centrales eléctricas pagaran para estar despachadas (algunas térmicas, y en especial, las nucleares) y así evitar parar las plantas, cuyo arranque posterior resulta más caro que afrontar los precios negativos. Como las tecnologías renovables tienen prioridad de despacho por su intermitencia, se pueden permitir precios negativos porque todavía se benefician con precios asegurados por contrato, que reciben en función de los megavatios que produzcan. Se trata del antiguo sistema de primas que regía en Europa hasta la reforma energética de 2013 en que se cambió el mecanismo de incentivo a la producción por otro a la inversión a pagar durante la vida regulatoria de la planta.

Hay un interesante nexo de tecnología y regulación entre los precios que castigaron las moléculas y los precios que castigaron los electrones. La anomalía que llevó a los precios negativos en el petróleo tuvo que ver con la saturación del almacenamiento en el recurso energético más transable, que por su condición todavía cierra el balance energético mundial cuando escasea otro recurso. La anomalía que lleva a los precios negativos de la electricidad, es, por el contrario, la incapacidad del sistema de almacenar electrones a escala en condición comercial y la consiguiente necesidad de contar con apoyo de plantas que tengan otra fuente de generación estable. Las anomalías reabren las especulaciones sobre el futuro del paradigma energético mundial.

El futuro petrolero de la pospandemia se debate en el ritmo de recuperación de los niveles de demanda, con el hito de los 100 millones de b/d de la prepandemia. La duda dominante es si el impacto de la pandemia en las preferencias sociales y en los cambios de hábitos de trabajo puede anticipar el pico de demanda mundial de petróleo. Si se anticipa ese pico y empieza a vislumbrase un consumo de estable a decreciente en los años futuros vamos a un escenario de ajuste de oferta donde muchas producciones costosas empezarán a desactivarse. El suministro de Medio Oriente recuperará protagonismo y los recortes productivos de la OPEP+ puede que terminen alineando intereses impensables antes de la pandemia.

Las energías renovables ya eran competitivas por costos de capital para generar electrones en la prepandemia. Las preferencias y hábitos de la pospandemia, incluyendo los renovados temores a nuevos cataclismos asociados al cambio climático, seguirán favoreciendo su penetración en la matriz energética. Pero para lidiar con su anomalía económica las renovables tienen que dar repuestas tecnológicas al almacenamiento en escala de los electrones. Aunque enfrente un escenario de bajos precios de las energías tradicionales, puede llegar a favorecerse por la mayor presión política y social para descarbonizar las fuentes de energía (impuesto al carbono de alcance global, o ampliación de los mecanismos de comercialización de “bonos verdes”). Si las renovables suman almacenamiento a escala, se acelera la electrificación de la matriz y el final del predominio de los fósiles.

En los ritmos de estas transformaciones, todavía el petróleo preserva un rol dominante. Si en el primero o el segundo trimestre del año próximo se recuperan los niveles de consumo de antes, la “normalidad” pospandemia no va a diferir mucho de la anterior en materia energética. El pico de la demanda petrolera no cambiará mucho respecto a las previsiones anteriores. Si, por el contrario, el mundo empieza a ajustarse a niveles de consumo que no superan esa barrera, los cambios van a precipitarse. En el mientras tanto, el gas natural seguirá desplazando al carbón mineral y se consolidará como segunda fuente de energía primaria con un mercado más internacionalizado y precios regionales propios que van a converger a precios de referencia internacional.

En el Informe Global Review 2020 del EIA –The impact of the Covid-19 in the global energy demand and the CO2 emissions– se estima que las emisiones de CO2 se reducirán en el año 2020 un 8%, casi 2.6 gigatones (Gt), volviendo a los niveles de 10 años atrás. Tras la crisis financiera del 2008, en el 2009 la recesión económica había reducido las emisiones en 0.4 Gt. El mismo informe prevé caídas promediadas en el año de alrededor de un 8/10% en todas la fuentes de energía. Esa caída es menor en la demanda de gas natural y no se da en las energías renovables (solar, eólica) que por su prioridad de despacho incluso crecerán alrededor del 2% respecto al año anterior.

*Ex Secretario de Energía y ex titular de YPF