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España debe aprovechar el nuevo Parlamento y la nueva Comisión para mantener y renovar su influencia en materia de energía y clima.

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Tema

España debe aprovechar el nuevo Parlamento y la nueva Comisión para mantener y renovar su influencia en materia de energía y clima.

Resumen

La agenda energética de la nueva Comisión y Parlamento europeos plantea numerosos y muy diversos retos para España, desde los imperativos de la transición energética a la integración de Argelia en el espacio energético europeo, pasando por la integración energética de España en Europa. En el caso de las políticas de energía y clima, España cuenta con una hoja de ruta clara  por parte del gobierno , con la ministra para la Transición Ecológica Teresa Ribera enviando a Bruselas un Plan Nacional Integrado de Energía y Clima-PNIEC que ha sido valorado como uno de los más ambiciosos de la UE. Además, el gobierno ha presentado anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética y ha desarrollado una Estrategia de Transición Justa,1 que es ejemplo de buenas prácticas a nivel internacional.2 En abril de 2019 el gobierno presentó también una Estrategia Nacional contra la Pobreza Energética y está trabajando en la estrategia de descarbonización a largo plazo.3 Las prioridades actuales del gobierno también parecen claras y centradas en el Green New Deal, uno de los mensajes clave de la campaña de los socialistas europeos. No obstante, de los análisis sobre la influencia de España en Bruselas, parece deducirse que hay margen para aumentar dicha influencia en determinadas parcelas del ecosistema de las políticas de energía y clima de la UE. El análisis se basa parcialmente en los resultados de un grupo de discusión con stakeholders del sector en la oficina del Real Instituto Elcano en Bruselas y de consultas posteriores con diferentes actores energéticos, públicos y privados.

Análisis

En el primer análisis de esta serie dedicada a la influencia de España en Bruselas, sus autores apuntaban que “se requiere una estrategia de país que establezca prioridades claras sobre cómo gestionar la influencia nacional en las distintas áreas temáticas e instituciones relevantes de la UE”.4 Además de varias cuestiones relacionadas con los procesos, también se preguntaban Simón et al. en qué políticas concretas tiene España más influencia y, más importante, para qué quiere España influir, es decir, los objetivos y prioridades de dicha influencia.5 Respecto a los procesos relacionados con las políticas de energía y clima, poco puede añadirse a su conclusión de intentar aumentar el peso en el Consejo, los contactos con la Comisión, la cohesión de los europarlamentarios españoles y la presencia de la sociedad civil (ONG, asociaciones empresariales y profesionales, medios de comunicación y think-tanks). Uno de los elementos destacados es aumentar el peso de los europarlamentarios españoles en los comités relevantes del Parlamento Europeo (ITRE, ENVI, TRAN, ECON, entre otros) y su capacidad para liderar dosieres clave; por el contrario, su excesiva rotación es percibida como poco recomendable.

Todos esos elementos suman en la conformación de las tendencias de las políticas energética, climática y energética exterior europeas. Al igual que en otros sectores, algunos actores españoles del paisaje energético comunitario destacan que otros países parecen conocer mejor los procesos y que su participación en los mismos está más “sistematizada” y “tasada”. Además, en otros países parece haber un mayor consenso sobre “qué hacer juntos”. También se alude en algunos casos a la conveniencia de una mayor “coordinación”, siquiera “informal”, entre empresas. Respecto a la existencia de foros, existe un Círculo Energético Español de Bruselas (CEEB) que, bajo los auspicios de Enagás, trata de reproducir lo que otros Estados miembros venían haciendo desde hace tiempo, reuniendo periódicamente a representantes españoles del sector energético activos en Bruselas, tanto del sector privado como de las instituciones europeas y españolas. Su objetivo es crear una red de profesionales que intercambien información, identifiquen asuntos de interés común en perspectiva nacional y debatan posibles acciones conjuntas para promoverlos. Este foro podría usarse como punto de partida para intensificar la coordinación de los actores energéticos españoles en Bruselas en materia de energía y clima.

Según una destacada funcionaria española de la Comisión, España tiene la situación “perfecta” para liderar la transición energética, pero tiene que estar “más presente” en la escena europea, como lo están Francia y Alemania. Sin embargo, esta falta de presencia no se observa únicamente en el sector de energía y clima, siendo abordada dicha ausencia parcial desde una perspectiva más política y procedimental por otros análisis de esta serie. Por ejemplo, algunos actores energéticos destacan la necesidad de una mayor coordinación entre las administraciones españolas. De hecho, una de las recomendaciones frecuentes de los funcionarios españoles en Bruselas es la de “romper silos”, adoptar una visión global que aborde la complejidad del ecosistema de energía y clima: no se trata sólo de renovables y gas, sino de transporte, industria, sector financiero y telecomunicaciones.

En consecuencia, las páginas que siguen se centran en las prioridades más que en los procesos. Se destaca primero la existencia de una estrategia con prioridades claras, aunque con lagunas en la transmisión de las preferencias geográficas españolas a la política energética exterior. Es evidente que resulta difícil compensar la pérdida de un comisario de Energía y Clima, pero hay elementos para mantener e incluso aumentar la influencia, tanto general como sectorial. Así, el reciente nombramiento como alto representante de Política Exterior de la UE del actual ministro Josep Borrell, que conoce bien los dosieres energético y climático, así como el mediterráneo y el latinoamericano, puede ser una buena oportunidad para corregir esos vacíos. La segunda parte del análisis aborda las especificidades de un sector como el energético, que incluye intereses muy variados y en ocasiones contrapuestos, lo que obliga a identificar las preferencias compartidas para elevar su rango en el debate energético europeo. El último apartado concluye con las recomendaciones más destacadas del documento.

Estrategia y prioridades

En relación con la existencia (o inexistencia) de una estrategia y prioridades claras en materia de energía y clima, tanto la UE como España cuentan con planes energéticos a medio y largo plazo para alcanzar el objetivo compartido de la neutralidad en carbono en 2050. Aunque la UE y los Estados miembros cuentan con sendas de política (policy pathways) alternativas, todas ellas coinciden en el objetivo final.6 España cuenta con un borrador del plan energético a medio plazo, el PNIEC (2021-2030), que es, en términos generales, ambicioso en comparación con los borradores de los PNIEC de otros Estados miembros. De hecho, la evaluación de la Comisión Europea del PNIEC ha sido muy positiva. Dicha evaluación refuerza el potencial de liderazgo español en la UE. En este sentido, España ha demostrado capacidad de liderazgo al posibilitar el aumento de los objetivos de renovables y de eficiencia energética a 2030 tras su cambio de postura en 2018. Además, Alemania ha perdido parte de su fuelle climático, Francia se está recuperando de los “chalecos amarillos” y el Reino Unido puede ver su liderazgo climático mermado tras el Brexit.7 En el plano político, las prioridades actuales del gobierno español están alineadas con el Green New Deal de los socialistas europeos, como ha repetido el candidato Josep Borrell durante su campaña europea y ha sido explicitado en esta misma serie de análisis.8

Otros grandes partidos políticos españoles cuentan también con propuestas consistentes con los objetivos comunitarios en materia de energía y clima.9 Los funcionarios españoles de la Comisión destacan la importancia de contar con un consenso nacional en materia de clima y energía.10 Es más, la Comisión espera del gobierno español un impulso a la agenda renovable y climática europea,11 que podría consolidar el legado dejado por el comisario Arias Cañete.12 Los agentes empresariales son también conscientes de que tiene que haber una política nacional consensuada y coherente con la europea para “asentar” la influencia de España. Según algunos actores empresariales, esto sí sucede desde hace tiempo en algunos Estados miembros, que cuentan con una visión a largo plazo estable sobre la que cimentar sus posicionamientos en el Consejo y ante la Comisión y Parlamento. En una de las reuniones realizadas en el marco de este proyecto se planteó que “a Alemania no hace falta preguntarle qué opina, ya se sabe”. La claridad y ambición del posicionamiento de Teresa Ribera al frente del Ministerio para la Transición Ecológica parece hacer también innecesaria esa pregunta respecto a la actual política energética y climática española, independientemente de que a las diferentes empresas les pueda gustar más o menos.

Otro elemento positivo es el apoyo por parte de España a la consecución de una Unión de la Energía que incluya un mercado único a nivel europeo. Sin embargo, el objetivo de la Unión de la Energía de lograr un mercado energético donde la energía fluya libremente a través de las fronteras no se ha conseguido. La resistencia de Francia ha limitado y retrasado los logros conseguidos, pero la situación no es la misma en gas que en electricidad. En electricidad resulta especialmente urgente incrementar el nivel de interconexión actual para poder cumplir con los objetivos de renovables comprometidos a 2020 y 2030, dado que los niveles actuales de interconexión (en torno al 5%) están lejos del objetivo europeo del 10% de la potencia total instalada para 2020 y del 15% previsto para el año 2030.

Como se ha destacado en el plano económico, España se ha caracterizado por un impulso integrador, siempre bienvenido por la Comisión.13 Aunque en ocasiones se haya podido pecar de europeísmo ingenuo, en materia de energía no ha habido lugar para ambigüedades: una de las señas de identidad de la política energética europea de España ha sido históricamente su insistencia en reforzar las interconexiones de gas y electricidad para acabar con el aislamiento energético de la Península Ibérica. Aunque en ocasiones se haya obviado el hecho de que la política energética (y climática) europea va más allá de las interconexiones,14 sin ellas no se pueden alcanzar los objetivos europeos de energía y clima, pues una descarbonización eficiente en costes descansa sobre un mercado europeo integrado. Así, el PNIEC contempla un aumento de las exportaciones de electricidad españolas. A diferencia de lo referido para la influencia española en la política económica de la UE, en energía no parece hacer falta salir del “modo supervivencia”,15 al menos en lo que a política energética y climática se refiere. Sí resultan aplicables, en cambio, las recomendaciones genéricas en el ámbito económico sobre mejorar la coordinación y la comunicación.

El cambio climático y la transición hacia un modelo de desarrollo de menores emisiones van a plantear oportunidades y retos a sectores económicos clave en la relación de España con Europa, como son la agricultura y la automoción, entre otros. Por tanto, parece razonable pensar que entre las prioridades de España se incluya impulsar la adaptación al cambio climático en la UE y apoyar la creación de un Fondo para la Transición Justa. Sin embargo, un tema que sigue fuera de la agenda europea, sorprendentemente, es el análisis de los límites de la adaptación al cambio climático. Es decir, qué va a hacer la UE frente a los impactos a los que no vamos a poder adaptarnos y cuyos daños pueden no ser compensados por los actuales sistemas de seguros públicos y privados. España podría impulsar este tipo de análisis, basándose en su experiencia en materia de adaptación y, en particular, en el ámbito de la gestión de riadas, sequías y desarrollo de infraestructura verde.

Una cuestión diferente es la política energética exterior de la UE, dominada por el debate sobre Rusia y poco sensible a las preferencias españolas en el Norte de África.16 Así, mientras que proyectos como el Nord Stream 2 y la reducción de la dependencia de Rusia vienen protagonizando los debates europeos por el impacto que tienen en muchos Estados miembros y por sus implicaciones en las políticas de vecindad con Ucrania y en la diversificación de fuentes de suministro, parece que existe margen para que la relación de la Unión con los países del norte de África cobre un mayor protagonismo en la agenda europea. Hay un extendido consenso acerca de que España debe de seguir intensificando sus esfuerzos, tanto a nivel europeo como bilateral, para que Argelia se convierta en un socio preferente europeo. Incluso en el paisaje energético mediterráneo, donde las preferencias con Italia, Portugal, Francia o Grecia deberían ser más convergentes, España mantiene significativas ausencias. Basta comparar la presencia de representantes italianos en casi todas las instituciones energéticas pan-euromediterráneas, desde la asociación de reguladores (MedReg) a la de operadores de electricidad (Med-TSO). El secretario de energía y clima de la Unión por el Mediterráneo, con sede en Barcelona, es portugués, como lo fue su antecesora.

Además de presencia, también se echa en falta un relato mediterráneo (y en general exterior) más acorde con la estrategia nacional, que incluya un paquete comprensivo de buena gobernanza, desarrollo sostenible y cooperación energética y tecnológica.17 A modo de ejemplo, las tensiones geopolíticas que surgen en torno al gas del Mediterráneo Oriental18 deberían favorecer las opciones de diversificación gasista propuestas por España para Europa: más Gas Natural Licuado (GNL) y ofrecer a Argelia un horizonte claro para su gas que incite las reformas en el sector energético del país.19 La competencia entre España e Italia por convertirse en hubs gasistas del Mediterráneo debe mantener un campo de juego equilibrado: la propuesta de que la UE financie un gasoducto de más de 7.000 millones de euros y 2.000 km desde los campos de gas offshore de Chipre e Israel hasta Europa supondría falsear con subvenciones europeas la competencia gasista en el Mediterráneo. Sobre todo, si hay infraestructuras, gasoductos y plantas de GNL, ya operativas y con capacidad ociosa en España que no están lo suficientemente integradas con el resto del mercado interior. Desde la perspectiva europea, resulta más coherente promover las interconexiones y crear un mercado interior de la energía operativo.20 En palabras de un alto funcionario español, las interconexiones son una “condición habilitante” para alcanzar el mercado interior de la energía.

Un segundo elemento geográfico consistiría en intentar situar también a América Latina en el mapa europeo. Hay varias dimensiones interesantes, empezando por las importantes inversiones españolas y europeas en el sector energético latinoamericano. El potencial renovable y la influencia en la gobernanza climática de América Latina también suponen vectores convergentes con la política exterior europea. Por ejemplo, América Latina y la UE han sido determinantes para aumentar la ambición en el ámbito de los acuerdos climáticos internacionales. En el futuro, el binomio UE-LAC podría aumentar su peso específico en el proceso de gobernanza climática global,21 con un liderazgo necesariamente más distribuido, de materializarse el abandono del Acuerdo de París por parte de EEUU y en un contexto europeo con menos peso de Alemania, Francia y el Reino Unido como líderes de la acción climática. Para ello, España puede contribuir a modelar la cooperación UE-LAC dotando de un carácter estratégico instituciones de cooperación de carácter eminentemente técnico como la Red de Oficinas Iberoamericanas de Cambio Climático (RIOCC) o la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de la Energía (ARIAE). Además, este tipo de redes y asociaciones podrían plantearse también en cooperación con los países del Norte de África, dada nuestra vulnerabilidad compartida en el ámbito climático.22

Por otro lado, el compromiso de España con la Agenda 2030 supone otra oportunidad para elevar su perfil en el debate europeo relativo a la paz y la seguridad, estando alineadas las visiones española y europea. Para España la consecución de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) tiene implicaciones en la construcción de una nueva arquitectura para la seguridad23 y la narrativa europea subraya la importancia del desarrollo sostenible y de la acción climática24 para el mantenimiento de la paz:

“En Europa la experiencia nos dice que la paz y la seguridad no se sustentan únicamente en acuerdos de paz y en presupuestos de defensa. La paz debe ser duradera, así como la seguridad debe ser duradera. Y, una paz duradera precisa de trabajos decentes, acceso a los recursos naturales y desarrollo sostenible. Una paz duradera y una seguridad duradera necesitan de acción climática y creo que ese es el mensaje hoy. Esto es también lo que acordamos cuando lanzamos los Objetivos de Desarrollo Sostenible” (traducido de Federica Mogherini, 2018).25

En suma, en materia de energía y clima España cuenta con una estrategia clara a medio plazo (2021-2030) plasmada en un PNIEC, bien acogido no sólo por la Comisión, sino también por la sociedad civil,26 y que marca prioridades claras en materia de política energética y climática. España cuenta además con el anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética que establece el objetivo de alcanzar la neutralidad en carbono27 en 2050 y con una Estrategia de Transición Justa que tiene como objetivos principales acompañar a los territorios, sectores y personas cuyos empleos se verán afectados por la transición energética. Se trata por tanto de un espacio de política en el que España puede contribuir e incluso liderar, y aprovechar esa tracción para abordar las resistencias francesas al desarrollo de las interconexiones, necesarias para alcanzar una verdadera integración energética.

En materia de política energética exterior ha sido más complicado elevar las preferencias españolas en una agenda europea marcada por el debate sobre el Nord Stream 2 y Rusia. Pero las prioridades de España también están claras: garantizar la estabilidad y la sostenibilidad a largo plazo de una vecindad sur ampliada, y, en la medida de lo posible, proyectar sus preferencias latinoamericanas. El nombramiento del ministro Borrell como alto representante, buen conocedor de los retos y oportunidades de la transición energética y de las preferencias exteriores españolas, es una oportunidad para completar el potencial de liderazgo del Ministerio para la Transición Ecológica con una mayor presencia de los asuntos relacionados con clima y energía en la agenda exterior de la UE.

Elevar el rango de las preferencias compartidas

Además de las preferencias del gobierno, reveladas en numerosas leyes y planes energéticos recientes, resulta evidente que en el sector energético español coexisten intereses muy diferentes, todos ellos legítimos desde la perspectiva empresarial. Por fuentes primarias, hay empresas cuya actividad se centra en la cadena de valor del gas y el petróleo, mientras que otras tienen un mayor componente nuclear, renovable o siguen quemando carbón. Los operadores y gestores del sistema eléctrico y gasista, como REE y Enagás, tienen además como vocación natural aumentar las interconexiones energéticas, tanto con la UE como con terceros países. Algunas de ellas cuentan con una oficina de representación en Bruselas, y todas forman parte de asociaciones europeas encargadas de canalizar sus preferencias sectoriales, como Fuels Europe, la Asociación Internacional de Productores de Petróleo y Gas (IOGP, por sus siglas en inglés), Eurogas, Eurelectric, SolarPowerEurope, GIE, ENTSO-G, ENTSOE, Marcogaz, NGVA WindEurope, Foratom y ESTELA (termosolar), entre otras. Además, no se debe obviar la presencia de representantes españoles en los Consejos de Administración y puestos de responsabilidad de muchas de estas asociaciones, lo que representa un vector de influencia destacable. No obstante, resulta necesario completar este enfoque sectorial para trabajar en una estrategia de país basada en los intereses compartidos, que son más relevantes de lo que aparentan.

En lo que al desarrollo de una estrategia de país se refiere, es obvio que todos los actores españoles tenderán a beneficiarse de una mayor influencia de España en los procesos de decisión comunitarios, sea en el Consejo, la Comisión o el Parlamento Europeo, por las vías expuestas en otros análisis de esta serie.28 También se beneficiarán de cualquier impulso que refuerce la posición política del país, como se ha destacado tras el resultado de las recientes elecciones en España: “cuando el capital político es tan precario en casi todas las demás capitales, se acoge con satisfacción un caso en el que se mantiene a salvo la gobernabilidad, no triunfa la eurofobia y… se refuerza la capacidad de liderazgo político de su Gobierno a nivel nacional y europeo”.29 A esto se añade que España cuenta, como se argumenta en la sección anterior, con una política energética y climática plasmada en un plan detallado y sometido a supervisión europea.

El siguiente paso es buscar los intereses compartidos por el conjunto del sector energético, empezando por los consumidores. El primero de ellos, compartido también por el conjunto de la comunidad empresarial española, es la creación de un mercado energético único, basada en la integración de los mercados mediante interconexiones físicas, y reglas claras y comunes. La obligación de planificación conjunta de infraestructuras de gas y electricidad mejoraría la eficiencia y reduciría los costes del sistema energético en su conjunto. Por otro lado, no parece aceptable que empresas con participación pública compren empresas españolas y éstas no puedan adquirir empresas en otros Estados miembros,30 ni que se primen mega-infraestructuras gasistas o eléctricas con terceros países de dudosa viabilidad económica a expensas de las infraestructuras que aseguren la interconectividad de los propios mercados europeos (y resulten rentables). La competencia y la eficiencia deben venir de la apertura de los mercados, y en eso España contará con el apoyo de la Comisión. Quizá la ausencia del comisario Arias Cañete se note más en lo relativo a mejorar las interconexiones con Francia, por lo que no se debería desatender dicho vector de integración de mercados.

Otro elemento de convergencia está relacionado con el marco financiero plurianual 2021-2027. Fomentar la dimensión industrial y de I+D+i está en el interés de todo el sector energético español, sea en el campo de la reducción de emisiones, las baterías, las renovables, las redes inteligentes, la captura y secuestro de carbono, el hidrógeno o la digitalización, entre otros. El gobierno ha declarado su intención de dinamizar el sector industrial español, y el sector energético tiene oportunidades importantes en todos esos campos. Es importante que todas las empresas energéticas, cada una en su ámbito de actividad, puedan contribuir según sus posibilidades a ese Green New Deal promovido por el gobierno, como también se ha destacado en el documento de análisis de esta serie que aborda la dimensión económica de la influencia de España en la UE.31

En este sentido, uno de los expertos entrevistados abogaba por mantener un equilibrio entre “electrones y moléculas” en la dimensión industrial y de I+D+i, refiriéndose como ejemplo a la combinación de la electrificación con las ventajas del hidrógeno en términos de transporte y almacenamiento. Otros expertos, en cambio, ponen el foco en la electrificación de los usos finales y todos los aspectos asociados como elementos clave para descarbonizar la economía europea de forma efectiva y eficiente. La cuestión de las infraestructuras, incluyendo el aprovechamiento de las existentes en España, es otro elemento clave de cara a las nuevas perspectivas financieras. España también puede beneficiarse del Plan de Acción para financiar el Desarrollo Sostenible adoptado por la Comisión el pasado marzo y que va a atraer muchas inversiones al sector energético, especialmente a proyectos de menores emisiones de gases de efecto invernadero.

En el ámbito de la financiación climática internacional, es sabido que el cumplimiento de los compromisos de las Partes es fundamental para que los países en desarrollo puedan mitigar sus emisiones y adaptarse a los impactos del cambio climático. Así lo reconoce el Acuerdo de París al marcarse como objetivo la alineación de los flujos financieros con los objetivos climáticos. España y la UE han contribuido de manera significativa a la financiación climática internacional, desembolsando 20.000 millones de euros en 2017 provenientes de las arcas públicas. Esta cuantía supone más del 50% de la financiación climática pública a nivel global en la actualidad. España por su parte se comprometió a aportar 900 millones de euros32 al año a partir de 2020 a la financiación climática internacional. Su reputación y su capacidad de influencia en la UE se verán reforzadas en la medida en que cumpla con los compromisos de financiación climática adquiridos e impulse el desarrollo de una arquitectura para la financiación climática internacional efectiva en lo que a mitigación y a adaptación se refiere.

Por último, el sector energético español cuenta con unas preferencias geográficas consistentes con las del gobierno, derivadas de la situación geográfica de España y su triple vocación europea, atlántica y mediterránea. Para todas las empresas españolas resulta importante mantener la estabilidad en el Mediterráneo Occidental, pero para el sector energético es absolutamente prioritario. Además de las consideraciones económicas y de seguridad, la región es origen de importaciones de gas, petróleo y, en los últimos meses, también de electricidad (desde Marruecos, donde recientemente se ha puesto en marcha una central térmica de carbón de 1200 MW). Como han puesto de relieve los recientes intercambios al más alto nivel entre el Gobierno español y la Comisión, estas importaciones de electricidad generada con carbón en terceros países derivan en una desventaja competitiva para las empresas europeas, debido a las diferencias en la normativa medioambiental europea, más exigente (pues el ETS fija un coste al CO2 que en terceros países no existe). España y otros países del Este están solicitando actuaciones a la Comisión para mantener un campo de juego equilibrado en el mercado eléctrico.

En todo caso, en el Mediterráneo Occidental invierten y se abastecen las empresas para a su vez suministrar a los consumidores españoles, y por él discurren gasoductos y redes eléctricas impulsados por empresas españolas y que afrontan la competencia de proyectos respaldados por otros Estados miembros. Algo semejante ocurre con América Latina, no sólo por la presencia de intereses de las empresas energéticas españolas, sino por el papel de la región en la lucha contra el cambio climático. Las preferencias por ambas regiones, en consecuencia, son otro de los elementos ampliamente compartidos por el sector energético español, el gobierno y buena parte de la sociedad civil. Y, esperemos, ahora también en mayor medida por la acción exterior de la UE.

Conclusiones

Pueden proponerse tres grupos de conclusiones: uno sobre los procesos, otro sobre la estrategia y un tercero sobre las preferencias energéticas españolas. Respecto a la influencia en los procesos, las recomendaciones en materia de energía y clima comparten las conclusiones de los análisis precedentes: tratar de aumentar el peso en el Consejo Europeo y el Consejo de Ministros, intensificar los contactos con la Comisión, y trabajar en la cohesión de los europarlamentarios españoles. Al igual que en otras áreas, algunos actores españoles apuntan que otros países parecen moverse mejor y de manera más coordinada y sistematizada. Parece necesario reforzar este aspecto tomando como base las iniciativas en curso como el ya mencionado Círculo Energético Español de Bruselas (CEEB) o la propia reflexión sobre la influencia de España en Bruselas impulsada desde Elcano.

En segundo lugar, en relación con la necesidad de una estrategia bien especificada con prioridades claras, España cuenta con un PNIEC bien acogido en Bruselas, detallado y que marca prioridades y objetivos claros y ambiciosos de política energética y climática. Se trata por tanto de un espacio de política en el que España puede aspirar a liderar, apoyada por un tejido empresarial sólido en el ámbito renovable, aprovechando esa tracción para impulsar otros elementos de su agenda, como las interconexiones con Francia. En este aspecto es importante aspirar a incrementar los niveles de interconexión con el resto de Europa y alcanzar un nivel de integración similar al que disfrutan los países del noroeste de Europa en beneficio de los consumidores españoles. La política energética exterior española también tiene claras sus prioridades mediterráneas y, en segundo término, latinoamericanas, pero no ha sido capaz de elevarlas a una agenda europea marcada por el debate sobre el gas ruso. Se considera la presencia al frente del Servicio Europeo de Acción Exterior de un español familiarizado con los asuntos energéticos y climáticos, además de con el Mediterráneo y América Latina, una oportunidad para cambiar la narrativa energética de la acción exterior europea.

Finalmente, la defensa de los intereses energéticos españoles exige una mayor altura de miras que la mera defensa de los legítimos intereses empresariales mediante las correspondientes asociaciones sectoriales. Es necesario completar ese enfoque sectorial para trabajar en una estrategia de país basada en los intereses compartidos, que son más relevantes de lo que aparentan. Es el caso de la influencia en los procesos y las instituciones, así como del impulso político: todos los actores españoles tienden a beneficiarse de ambos. Pero hay otras preferencias compartidas que pueden aglutinar al sector mediante un paquete energético que incluya los cinco vectores destacados en el texto, y que pueden resumirse como sigue:

  1. La creación de un mercado energético único, basado en la integración de los mercados mediante interconexiones físicas y reglas claras comunes.
  2. Primar la dinamización del sector industrial energético y el I+D+i en energía y sostenibilidad en el marco financiero plurianual 2021-2027 con el objetivo de aprovechar las oportunidades económicas del cambio de modelo de desarrollo 33 y limitar la exposición al riesgo climático derivado de la transición hacia la neutralidad en carbono, en un contexto de aceleración de la transición debido a las bajadas esperadas en el coste de las renovables 34 y a las declaraciones de ‘emergencia climática’ a nivel político. 35
  3. Apoyar el análisis de los riesgos físicos y de transición del cambio climático y posibles respuestas a los mismos, así como el análisis de las oportunidades de negocio de la descarbonización.
  4. El cumplimiento de los compromisos en materia de financiación climática internacional y el desarrollo de una arquitectura robusta y efectiva para dicha financiación, y poder así seguir ejerciendo un liderazgo climático mediante el ejemplo y la construcción de alianzas.
  5. Unas preferencias geográficas consistentes entre Gobierno y empresas con una prioridad clara por un Norte de África ampliado y con mayor profundidad estratégica (Sahel y Golfo de Guinea), y una América Latina en transición energética.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano
| @g_escribano

Lara Lázaro
Investigadora principal, Real Instituto Elcano
| @lazarotouza

Elisa Lledó
Coordinadora Ejecutiva, Oficina del Real Instituto Elcano en Bruselas
| @ECLledo


1 Además de la iniciativa legislativa del gobierno (Ministerio para la Transición Ecológica (2019), Anteproyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética, hay iniciativas legislativas presentadas por el Partido Popular y por Unidas Podemos (Grupo Parlamentario Popular en el Congreso (2019), Proposición de Ley de Cambio Climático y Transición Energética; Grupo Parlamentario Confederal de Unidos Podemos-En Comú Podem-En Marea (2018), Proposición de Ley sobre Cambio Climático y Transición Energética.

2 UN (2019), “Deputy Secretary-General, praising Spain, Germany for just Coal-to-Renewable Energy Transition Plan, stresses need to address social impact of economic restructuring”. De hecho, España lidera, junto con Perú, una de las áreas de acción (el conocido como track 2 de motores sociales y políticos) de la semana de acción climática (Climate Action Week) que organiza el secretario general de Naciones Unidas, Antonio Guterres en septiembre de 2019. El track 2 se centrará en los aspectos de transición justa y salud de la transformación hacia sociedades neutras en carbono. Los resultados esperados del track 2 incluyen que al menos 50 Partes del Acuerdo de París incluyan la transición justa en sus próximos compromisos determinados a nivel nacional (NDC) y asegurar el cumplimiento de los estándares de calidad del aire establecidos por la Organización Mundial de la Salud (OMS). Véase E. Kosolapova (2019), Climate Action Summit coalitions outline expected outcomes under each of nine tracks, IISD, 7/V/2019.

4 L. Simón, I. Molina y N. Martín (2019), “Hacia un ecosistema de influencia española en Bruselas”, ARI nº 30/2019, Real Instituto Elcano, 11/III/2019.

5 Ibid.

6 Véase al respecto J. Lilliestam, R. Thonig, L. Späth, N. Caldés, Y. Lechón, P. del Río, C. Kiefer, G. Escribano y L. Lázaro Touza (2019), “Policy pathways for the energy transition in Europe and selected European countries”, Deliverable 7.2 MUSTEC project, Deliverable 1 SCCER JA IDEA, ETH Zürich, Zürich.

7 C. Burns, J. Gravey, A. Jordan y A. Zito (2019), “De-Europeanising or disengaging? EU environmental policy and Brexit”, Environmental Politics, vol. 28, nº 2, pp. 271-292, DOI 10.1080/09644016.2019.1549774.

8 Véase la reflexión de José Manuel Albares, secretario general de Asuntos Internacionales de Presidencia del Gobierno (2019), “España da seguridad a Europa”, Real Instituto Elcano, 24/IV/2019, destacando el papel del New Green Deal y de la I+D+i para la industria española.

9 N. Caldés, G. Escribano, L. Lázaro, Y. Lechón, C. Kiefer, P. del Río, R. Thonig y J. Lilliestam (2019, “Policy pathways for Spain’s energy transition”, ARI nº 63/2019, Real Instituto Elcano, 4/VI/2019.

10 En este sentido, Pedro Sánchez ha anunciado que en la XIII legislatura impulsará un pacto de Estado por la transición ecológica.

11 Véase A. Barreira (2018), “Spain to lead the energy transition in Europe?”, Euractive, 3/VII/2018.

13 F. Steinberg (2019), “La influencia de España en la política económica de la UE”, ARI nº 43/2019, Real Instituto Elcano, 29/IV/2019.

14 A este respecto, un representante empresarial apuntó que en lo referido a las interconexiones gasistas “no valen todas las interconexiones y no a cualquier precio”, destacando que en esta materia el Ministerio de Transición Ecológica y la autoridad de competencia, la CNMC, “no siempre están alineados” y recordando la negativa de la CNMC a aprobar el proyecto STEP con Francia por falta de interés comercial por parte de los operadores.

15 Steinberg (2019), op. cit.

16 Resultando clara la prioridad otorgada por España a un Norte de África ampliado y con mayor profundidad estratégica (Sahel y Golfo de Guinea).

17 G. Escribano (2015), “Towards a Mediterranean Energy Community: no roadmap without a narrative”, en Rubino, Otzurk, Lenzi y Costa (eds.), Regulation and Investments in Energy Markets. Solutions for the Mediterranean, Academic Press, Elsevier.

18 M. Tanchum (2019), “Un sistema de intercambio virtual puede generar paz en el Mediterráneo Oriental”, Comentario Elcano nº 21/2019, Real Instituto Elcano, 12/VI/2019.

19 G. Escribano (2018), “Elección presidencial y reforma energética se citan en Argelia”, ARI nº 117/2018, Real Instituto Elcano, 26/X/2018.

20 En G. Escribano (2019), “Algunas citas con la energía en la agenda global española de 2019”, ARI nº 11/2019, Real Instituto Elcano, 29/I/2019, véase la sección “Más competencia entre hubs que cooperación energética en el Mediterráneo”.

21 G. Edwards y L. Lázaro Touza (2016), “Spanish investors can capitalize on the low-carbon transition in Latin America”, ARI 33/2016, Real Instituto Elcano, 25/IV/2016.

22 L. Lázaro Touza y E. López-Gunn (2014), “Climate change diplomacy in Spain’s future foreign policy”, SFS (EEE), nº 18/2014, Real Instituto Elcano, 9/VI/2014.

23 L. Lázaro Touza (en prensa), “La preservación del medio amiente en marco de la Agenda 2030”, en Departamento de Seguridad Nacional, La Agenda 2030 y los ODS: nueva arquitectura para la seguridad, Gobierno de España, Ministerio de la Presidencia, Relaciones con las Cortes e Igualdad.

24 L. Lázaro Touza y L. Gómez de Ágreda (2019), “Integrating climate change action into EU security policy”, en E. Conde Pérez, Z. Yaneva y M. Scopetelli (eds.), Routledge Handbook on EU Security Law and Policy, Routledge, Londres.

25 F. Mogherini (2018), “Mogherini at the high-level event ‘Climate, peace and security: the time for action’”, European External Action Service, 22/VI/2018.

26 Ecologic y Climact han elaborado un ranking de PNIEC que sitúa a España en el  número 1. No obstante, España obtiene 52 puntos sobre 100. La evaluación de los PNIEC de la CE se hizo pública a mediados de junio de 2019 con muy buenos resultados para España.

27 El anteproyecto de Ley pone como objetivo la reducción del 90% de las emisiones en 2050 en comparación con las emisiones de 1990 y el 10% restante de absorción por parte de sumideros.

28 Véase, además de los ya citados: M. Fernández Díez (2019), “Ganar influencia en la UE: propuestas operativas para la Administración”, ARI nº 55/2019, Real Instituto Elcano, 20/V/2019; e I. Toygür y C. Carnicero Urabayen (2019),“El peso de España en el Parlamento Europeo: panorama histórico y predicciones para el nuevo ciclo político”, ARI nº 45/2019, Real Instituto Elcano, 6/V/2019.

29 Véase I. Molina (2019), “El (positivo) impacto de las elecciones generales sobre la influencia española en la UE”, ARI nº 48/2019, Real Instituto Elcano, 10/V/2019, que concluye que España tiene ahora potencial para aspirar a ser el tercer país más influyente en el Consejo Europeo, el cuarto en el Consejo (Italia sería más poderosa en el Consejo de Ministros, pero España lo sería más el Consejo Europeo), el segundo entre los tres grandes grupos del Parlamento Europeo, el primero de la socialdemocracia y el tercero entre los países del Sur.

30 Uno de los expertos entrevistados recordaba que en Portugal “el Estado ha acogido con entusiasmo el capital chino que le negaban las empresas europeas”. En relación con este punto, puede recordarse igualmente que Marruecos y Portugal propusieron, con financiación china, tender la tercera interconexión eléctrica con la Península Ibérica si España no la acometía.

31 Steinberg (2019), op. cit.

34 International Renewable Energy Agency (IRENA) (2016), “The power to change. Solar and wind cost reduction potential to 2025”.

35 C. Farand (2019), “Four countries have declared climate emergencies, yet give billions to fossil fuels”, Climate Home News, 24/VI/2019.

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<![CDATA[ Un sistema de intercambio virtual puede generar paz en el Mediterráneo Oriental ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-tanchum-sistema-intercambio-virtual-puede-generar-paz-mediterraneo-oriental 2019-06-12T09:04:51Z

El Mediterráneo Oriental parece condenado a una peligrosa escalada de tensión causada por los recientes descubrimientos de importantes yacimientos offshore de gas natural.

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El MediterráneoOriental parece condenado a una peligrosa escalada de tensión causada por los recientes descubrimientos de importantes yacimientos offshore de gas natural. El 3 de mayo de 2019 Turquía anunciaba el comienzo de perforaciones submarinas en el sur de Chipre, un área que el Gobierno grecochipriota reconocido internacionalmente considera como parte de su zona económica exclusiva. Ese mismo día, la alta representante de la UE para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad, Federica Mogherini mandó una clara advertencia a Ankara: “Le pedimos con urgencia a Turquía que muestre moderación, respete los derechos soberanos de Chipre en su zona económica exclusiva y se abstenga de cualquier acción de este tipo porque la Unión Europea no dudará en responder de manera adecuada y en plena solidaridad con Chipre”.

Por su parte, Ankara alega estar defendiendo los derechos legales de la comunidad turcochipriota de la mitad norte, constitucionalmente poseedores de los recursos energéticos de la isla, pero excluidos en la práctica de su explotación y beneficios. El 12 de mayo, Turquía anunciaba el envío de un segundo buque-sonda a aguas chipriotas, reafirmando su determinación de continuar con esta controvertida acción. Cuatro días más tarde, Francia firmaba un acuerdo con Chipre para alojar los mayores buques de la armada francesa en la nueva área de anclaje que se está construyendo en la isla. La francesa Total, junto a la italiana ENI, están desarrollando operaciones en bloques situados en aguas chipriotas.

“Las acciones provocativas, y probablemente ilegales, de Turquía son la respuesta a una todavía mayor provocación proveniente del frente común formado por Egipto, Grecia, Chipre e Israel”.

La agresiva política turca ha generado una importante alarma internacional, considerando que el problema chipriota es el principal foco de tensión en las relaciones de Turquía con sus vecinos. Sin embargo, las acciones provocativas, y probablemente ilegales, de Turquía son la respuesta a una todavía mayor provocación proveniente del frente común formado por Egipto, Grecia, Chipre e Israel. Este frente común, un macro-alineamiento basado en la cooperación en materia de seguridad entre sus miembros, tiene como objetivo crear una arquitectura energética similar que excluya a Turquía del creciente mercado de gas natural en el Mediterráneo Oriental. Previamente, en febrero de 2018, Ankara trató de enviar un mensaje a Egipto y Chipre por medio de una limitada acción naval. El Cairo y Nicosia han estado negociando el uso de las plantas de GNL situadas en la costa egipcia para exportar el gas natural de la región a Europa evitando de esta forma el tránsito por la red de gasoductos turca. El 8 de febrero de 2018 ENI, que en 2015 había descubierto en Egipto el campo gigante de gas natural cercano a aguas chipriotas Zhor, anunció el descubrimiento de significantes cantidades de gas natural en Chipre cercano al yacimiento Calypso. El 23 de febrero la armada turca bloqueó un buque-sonda de ENI que se dirigía al bloque que aloja los mencionados descubrimientos, forzando a la compañía a abandonar su actividad.

“La actual trayectoria del desarrollo de la arquitectura energética regional ha creado un polvorín geopolítico”.

El resultado fue el opuesto a lo deseado por Ankara, incrementando los lazos entre Chipre y Egipto, que acordaron exportar el gas natural chipriota por medio de las plantas de GNL egipcias. Israel, que llegó a plantear un gasoducto submarino con Turquía, siguió a Chipre firmando otro acuerdo con Egipto para utilizar su infraestructura exportadora. Con la cuenca del Mediterráneo Oriental plagada de disputas territoriales y rivalidades regionales que involucran a Grecia, Chipre, Turquía, Egipto, Líbano, Israel y la Franja de Gaza, una nueva provocación puede desencadenar una escalada de tensión que lleve a un conflicto abierto. La actual trayectoria del desarrollo de la arquitectura energética regional ha creado un polvorín geopolítico, que podría cambiar si todos los actores ponen de su parte en generar verdadera prosperidad a partir de la riqueza en gas natural de la zona.

Un intercambio virtual puede ser el catalizador de una verdadera paz regional

La idea de interconectar todas las partes interesadas, por medio de un mercado común a partir del gas natural y de electricidad para todos los Estados de la región con sede en la zona neutral de Nicosia, podría ser el comienzo de una cooperación constructiva. Este mercado virtual permitiría satisfacer a todos los actores, dando comienzo a una interconectividad energética que permitiría avanzar en la solución al conflicto entre las dos comunidades al norte y sur de Chipre. Además, este mecanismo sería una herramienta para mejorar la situación material en Gaza y promocionar la cooperación palestino-israelí al mismo tiempo que ayudaría a resolver la disputa territorial marítima entre Israel y Líbano.

La fórmula comercial más viable

Si el gas natural producido es subastado de forma común, cada país obtendría un mejor precio de venta que si cada actor acudiera al mercado por separado. Esta fórmula beneficiaría principalmente a los pequeños productores de gas, que de otra manera verían sus beneficios menguar por su pequeño volumen de producción y la dificultad de encontrar inversores. Comerciar al menos parte del gas natural del Mediterráneo Oriental como un bien regional permitirá que las fuerzas del mercado ofrezcan el mejor precio para productores y consumidores satisfaciendo oferta y demanda de forma racional.

De forma similar al centro virtual de comercio del Reino Unido, National Balancing Point (NBP), este mecanismo proveería de una plataforma comercial transregional en la que todo el gas disponible puede ser comerciado sin importar su localización física, ya que el centro virtual incluye todos los puntos de entrada y salida del mercado. Sin una localización específica, este centro virtual de comercio para el Mediterráneo Oriental puede tener una mayor influencia de mercado y liquidez al incrementar la flexibilidad y sencillez del comercio de gas. Además, un centro virtual de comercio ayudará a atraer las necesarias inversiones en el upstream de los pequeños productores.

“La transparencia podría facilitar un acuerdo para compartir ingresos provenientes del gas en Chipre, antesala de todo plan de reunificación de base bi-zonal”.

Este centro virtual de comercio impondría estándares de transparencia en el mercado de gas regional, reduciendo consecuentemente la corrupción. La transparencia podría facilitar un acuerdo para compartir ingresos provenientes del gas en Chipre, antesala de todo plan de reunificación de base bi-zonal. Situar la sede del centro de comercio en la zona neutral de Nicosia no implicaría tener que esperar a un acuerdo de reunificación. Las oficinas, infraestructura y servidores serían gestionados de manera conjunta por chipriotas del Norte y Sur, sirviendo para tender puentes e incrementar la confianza entre ambas comunidades. Una vez funcionando, ambas partes quedarán vinculadas al proyecto, facilitando una expansión conjunta de la exploración y producción de los recursos de gas natural chipriotas. Como miembro de la UE, la legislación comercial y contractual de Chipre ya cumple con los estándares comunitarios.

Al ser un intercambio virtual, buena parte del comercio electrónico puede ser conducido por medio del sistema turco: Energy Exchange Istanbul, gestionado por EPİAŞ. Se trata de una institución líder en el proceso de liberalización y mejora de la transparencia del mercado energético en Turquía y que ha ofrecido un excelente resultado como operador del mercado eléctrico turco. Además de emplear el sistema Energy Exchange Istanbul, otras plataformas situadas en Alejandría, Cairo, Atenas o Tel Aviv podrían participar.

De forma similar, la entrega de los buques de GNL puede tener lugar de forma regional, incrementando la eficiencia en el uso y construcción de infraestructuras en la región. Por ejemplo, aunque Egipto cuenta con dos importantes plantas de licuefacción, carece de los sistemas de almacenamiento que, sin embargo, Turquía sí tiene y de forma infrautilizada. Incorporar a Turquía al sistema de comercio regional mejorará el funcionamiento del mercado al tiempo que reducirá las tensiones geopolíticas en un marco de cooperación y beneficios mutuos.

¿Cómo funcionaría?

El intercambio virtual no pretende reemplazar ningún proyecto planeado, sino aumentar la efectividad de dichos proyectos, siendo el mecanismo que determine eficientemente los precios. El sistema de intercambio virtual sería un ente neutral al servicio del bien común y, como es costumbre en todo contrato energético, estaría sometido a arbitraje bajo derecho suizo, británico o incluso de la Cámara de Comercio Internacional de Estocolmo. La propiedad de las acciones del mecanismo estaría abiertas a los participantes del mercado e incluso a las principales bolsas de valores de la región. Este modelo ha demostrado ser exitoso en el caso del Energy Exchange Istanbul gestionado por EPİAŞ, en el que los participantes del mercado privado poseen en conjunto una participación del 40% y la Bolsa de Estambul un 30%, estando el 30% restante en manos de la compañía de transmisión estatal de Turquía.

Amplios dividendos de paz y transición energética: desde Gaza a las energías renovables

Los dividendos de paz serían repartidos por toda la región, llegando mucho más allá del problema de Chipre, mejorando la situación de otros conflictos regionales. Dado que los Estados participan sin interacción física, el sistema de comercio regional virtual abre la posibilidad de desarrollar un mercado de gas natural en Gaza a partir de una potencial producción en la zona. Este sistema regional permitiría a la Franja de Gaza exportar su propio gas de forma independiente de los intereses de Israel y Egipto, mientras que la transparencia del sistema aseguraría que los ingresos derivados de estas exportaciones mejoraran las difíciles condiciones de vida de sus ciudadanos. Igualmente, el comercio regional y el sistema de intercambio virtual facilitaría una solución a la disputa marítima entre Israel y Líbano. Finalmente, los recursos offshore situados en aguas sirias podrían ser integrados en este esquema comercial, atrayendo inversión extranjera y siendo una fuente de ingresos para la muy necesaria reconstrucción del país tras el conflicto armado.

El sistema de comercio virtual incluiría gas natural y electricidad, dos bienes estrechamente ligados. En ciertas circunstancias puede ser comercialmente más interesante comerciar con electricidad generada a partir de gas natural y transportarlo por medio de cables al mercado eléctrico de la UE. Un ejemplo interesante es el Interconector Euroasiático, que conecta la red eléctrica de Israel, Chipre, Creta y Grecia continental por medio de un cable submarino de 2.000 megavatios de potencia. Esta idea fue recientemente planteada por Egipto y Chipre el 22 de mayo de 2019 en un acuerdo marco para realizar una conexión similar de carácter euroafricano entre ambos países. La interconexión eléctrica puede ser un puente estratégico en el contexto futuro de una mayor conectividad en el Norte de África y Oriente Medio que permita el comercio de electricidad proveniente de la energía solar o cualquier otra fuente renovable.

Finalmente, el sistema de intercambio virtual también crearía oportunidades de negocio en sectores como el del GNL, en servicios tecnológicos y financieros para las compañías de la región, UE y Rusia, que ya cuentan con una importante implantación en el sector energético del Mediterráneo Oriental. Este nuevo contexto de cooperación regional podría aliviar las tensiones existentes en las relaciones energéticas entre Rusia y la UE. La forma más eficiente de comerciar el gas natural en el Mediterráneo Oriental es también la fórmula que mejor promociona la cooperación regional. Un sistema de intercambio virtual realmente podría contribuir a una verdadera paz en el Mediterráneo Oriental.

Micha’el Tanchum
Miembro del Truman Research Institute for the Advancement of Peace de la Universidad Hebrea, y académico no residente afiliado al Centro de Estudios Estratégicos de la Universidad Başkent en Ankara, Turquía (Başkent-SAM)
| @michaeltanchum

(*) Texto traducido por Ignacio Urbasos, graduado en Relaciones Internacionales, Universidad de Navarra.

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<![CDATA[ Los aliados de Rusia: su ejército, su armada y su gas ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari47-2019-milosevichjuaristi-aliados-de-rusia-su-ejercito-su-armada-y-su-gas 2019-05-09T05:03:15Z

¿Qué finalidad estratégica persigue Rusia con la construcción de los gasoductos Nord Stream II y Turk Stream? ¿Cuál será el impacto estratégico en la UE si su construcción finaliza este año, como está previsto?

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Tema

¿Qué finalidad estratégica persigue Rusia con la construcción de los gasoductos Nord Stream II y Turk Stream? ¿Cuál será el impacto estratégico en la UE si su construcción finaliza este año, como está previsto?

Resumen

Alejandro III (Zar del Imperio Ruso, Rey de Polonia y Gran Duque de Finlandia entre 1881 y 1894) afirmó que “Rusia sólo tiene dos aliados: su ejército y su armada”. Actualmente, a estos dos aliados se puede unir un tercero: los hidrocarburos. En palabras del presidente Vladimir Putin, los hidrocarburos constituyen “una poderosa palanca política y económica de influencia sobre el resto del mundo”.1 Rusia es una gran potencia energética, pues posee una quinta parte de las reservas de gas natural del mundo y la octava parte del petróleo, y es líder en el mercado europeo, ya que casi el 40% del gas que importan los países de Europa es ruso.2 Las enormes reservas de gas y petróleo, y las conexiones de los oleo- y gasoductos que atraviesan varias fronteras de los países de Eurasia, son la base esencial del poder de Rusia y el principal instrumento de su política exterior.

El objetivo de este artículo, complementario de dos anteriores (¿Por qué Rusia es una amenaza existencial para Europa? y La UE y Rusia: entre la confrontación y la interdependencia), es analizar los fundamentos de la geopolítica rusa de energía y responder a dos preguntas principales: (1) ¿cuáles son los objetivos políticos y geopolíticos rusos de la construcción de los Nord Stream II (NS2) y Turk Steam (TS)?; y (2) ¿cuál será el impacto estratégico en la UE si su construcción finaliza este año, tal como está previsto? El artículo no analiza el impacto de NS2 y TS en las relaciones transatlánticas ni las presiones de EEUU a Alemania y los europeos para que compren su gas natural licuado (LNG). Tampoco entra en el debate sobre si Ucrania ha sido capaz o no de convencer de que llegará a ser una ruta confiable y económica para la próxima década.

Los fundamentos de la geopolítica rusa de energía consisten en usar los recursos energéticos como instrumento de política exterior para aumentar su influencia política, sus ganancias económicas y su capacidad de coacción sobre los países vecinos y sus clientes. Con la construcción de los NS2 y TS, Rusia no pretende entregar un suministro adicional de gas natural a Europa (por lo que no necesariamente aumentará la dependencia de los europeos del gas ruso), sino desviar gran parte del suministro existente que actualmente llega a Europa a través de Ucrania. El objetivo principal del Kremlin, tanto en el aspecto económico como en el político, es mantener (y si es posible aumentar) la dependencia europea del gas ruso y privar a Polonia y, sobre todo a Ucrania, de las lucrativas tarifas de tránsito de gas, que representan el 3% de su PIB. Los NS2 y TS son instrumentos de la guerra económica contra Kiev para mantener a Ucrania dentro de la esfera de influencia de Moscú y socavar su existencia como Estado soberano.

La posición común sobre seguridad energética es crítica para la viabilidad de la UE como fuerza política. El NS2 representa un fracaso de la política energética europea porque pone en evidencia que los intereses nacionales de Alemania están por encima de los comunitarios. Rusia debilita la solidaridad entre los países miembros, que es el mínimo denominador común de la posibilidad de la UE.

Análisis

El pasado febrero, en la Conferencia de Seguridad de Munich, la canciller alemana Angela Merkel respondió a las críticas de sus colegas estadounidenses, que consideran que la construcción del NS2 aumentará la dependencia europea de Rusia, con la siguiente afirmación: “Una molécula de gas rusa sigue siendo una molécula de gas rusa, independientemente de que transite por Ucrania o por debajo del Mar Báltico”.3 Su respuesta es técnicamente correcta, por lo obvio, pero también porque el gas que suministra la UE a Ucrania a través de Eslovaquia, Alemania y la República Checa es gas natural ruso. Sin embargo, en términos políticos no se puede justificar la afirmación de Merkel, dado que para el Kremlin lo más importante es cómo y por dónde viajan las moléculas del gas ruso.

Los hidrocarburos forman parte de la seguridad nacional y de la política exterior de la Federación de Rusia. El documento Estrategia energética rusa para el periodo hasta el año 2020,4 publicado en 2005, parte de que “la seguridad energética es el elemento más importante de la seguridad nacional de Rusia”, por lo que el Estado debería tener un papel activo en el sector energético para proteger a Rusia de las amenazas internas y externas. Otros dos documentos definen el papel de la energía en las relaciones internacionales. El primero es Revisión de la Política Exterior de la Federación Rusa (2007), que distingue cuatro tipos de diplomacia: multilateral, económica, humanitaria y de cooperación. La diplomacia económica se define como un instrumento para asegurar la integración de Rusia en los mercados globales y el uso de los recursos energéticos en las relaciones internacionales. El segundo, Estrategia 2020 (2008), sostiene que “la energía es un aspecto vital de la seguridad nacional, como instrumento de poder y como posible amenaza en el caso de que los actores sin recursos intenten arrebatar a Rusia los suyos”.5

La geopolítica rusa de energía en Europa

La geopolítica de energía ha sido un elemento importante en las relaciones entre Rusia y Occidente desde la década de 1960, cuando en Europa se desarrollaron los mercados de gas natural sobre la base de grandes conductos tubulares construidos para conectar Rusia (y Noruega y Argelia) con los principales mercados europeos. Esta situación ha llevado a una fuerte dependencia de Europa respecto de los suministros rusos de gas natural. Durante muchos años, incluso durante la Guerra Fría, esta situación no suscitó grandes preocupaciones geopolíticas. En las décadas de 1970 y 1980, el acuerdo de trueque del canciller de Alemania Occidental, Helmut Schmidt, con los soviéticos –Alemania construiría gasoductos a cambio de miles y miles de millones de metros cúbicos de gas– provocó la oposición de las Administraciones Carter y Reagan. Pero Alemania Occidental se negó a ceder. Los alemanes, tanto durante la Guerra Fría como después, han usado el argumento de que hacer negocios con Rusia promete beneficios políticos, ya que sitúa a Moscú y Europa en mutua dependencia: la codicia del Kremlin por los beneficios económicos hará que Moscú se porte mejor con Europa. Sin embargo, esta consideración se demostró errónea tanto entonces como ahora: la interdependencia no evitó que Moscú reprimiera las libertades de los polacos en los 80; tampoco impidió que los soviéticos lanzaran una amenaza nuclear contra Europa Occidental con sus bases de misiles SS-20 a finales de los años 70. El Nord Stream 1 (NS1), inaugurado en noviembre de 2012, no moderó las ambiciones geopolíticas del Kremlin ni impidió la anexión de Crimea en 2014.

La energía ha sido un importante elemento en las relaciones entre Occidente y Rusia en los 90, pero los hidrocarburos se convirtieron en tema central de estas relaciones durante la presidencia de Vladimir Putin (2000-2008). En los 2000, cuando los precios de los hidrocarburos y la demanda europea eran altos, Rusia controlaba un tercio o una cuarta parte del mercado del gas natural en Europa, el 58% en los países post comunistas y el 72% en las repúblicas ex soviéticas.6

Las ganancias procedentes de los altos precios en los mercados mundiales posibilitaron el pago de la deuda de la URSS y de Rusia de 50.700 millones de dólares: 3.330 millones de dólares para el pago anticipado de la deuda al FMI, 43.100 millones de dólares para el pago de la deuda a los países miembros del Club de París y 4.300 millones de dólares para el Vensheconomobank (VEB) para préstamos concedidos al Ministerio de Finanzas en 1998-1999 para el servicio de la deuda externa del Estado.7

En sintonía con su Estrategia energética hasta 2020, el Estado ruso adquirió un mayor protagonismo en el sector energético. Las privatizaciones de los años 90 se conculcaron en el sector energético, en perjuicio de las compañías privadas. Durante el segundo mandato de Putin, el Kremlin concentró la producción del gas y petróleo en Gazprom y Rosneft, dos empresas estatales. Las empresas que eran propiedad de oligarcas se “incorporaron” a las estatales como, por ejemplo, la Yukos de Mikhail Yodrovsky a Rosneft y la Sibneft de Roman Abramovich a Gazprom. El resultado de ello es que Gazprom produce 84% del gas natural ruso.8 Además, Rusia estableció su influencia en Eurasia, controlando agresivamente el tránsito del petróleo y gas del este a Occidente e impidiendo a otras potencias que tiendan gasoductos no controlados por Rusia.

Los mercados de exportaciones y los países de tránsito son de suma importancia para Moscú. Aunque Gazprom vende más de dos tercios de su producción de gas en el mercado doméstico, dos tercios de sus ingresos provienen del extranjero. Si se comparan sus precios con los que rigen en Rusia, son 3,4 veces más altos en la UE y 1,7 veces más altos en el resto de las repúblicas soviéticas. Estos precios reflejan los costes de envío de gas por los gasoductos lejanos, pero también la forma en cómo el Kremlin mantiene los subsidios a los consumidores domésticos.9

Desde la llegada al poder de Vladimir Putin, la política energética de gas natural de Rusia en Europa ha perseguido un conjunto coherente de objetivos: (1) mantener el nivel de la demanda del gas ruso en los principales mercados a través de la cláusula “consumir o pagar” el 85% del gas contratado, la prohibición de re-exportaciones de gas y el sostenimiento del vínculo del precio del gas con el del barril de petróleo; (2) cultivar vínculos estratégicos con Estados grandes e influyentes, en particular con Alemania, Francia e Italia; (3) mantener la competencia bajo control, convirtiéndose en mediador de la venta del gas de otras compañías, sobre todo de los países ex soviéticos; y (4) ampliar el acceso a los consumidores finales para maximizar los beneficios.

Desde los años 60 hasta 2009, los países de la UE no consideraron que la dependencia del gas ruso fuera una amenaza geopolítica. Sin embargo, cuando las disputas por los precios del gas entre Rusia y Ucrania condujeron a la interrupción de los suministros rusos a Europa a través de Ucrania en enero de 2009, se demostró que la seguridad energética europea está vinculada a los objetivos de la política exterior rusa y a los intereses de las compañías, dirigidas de manera poco transparente y controladas por los Estados: Gazprom y Rosneft por Rusia y RosUkrEnergo por Ucrania. Rusia mostró astucia al usar el control directo del gas y de las redes que lo distribuyen como instrumento de influencia y presión política.

La crisis de 2009 tuvo dos consecuencias: la construcción del NS1 para evitar que el suministro del gas a Europa dependiera de las disputas entre Rusia y Ucrania, y la aceleración de la puesta en marcha de la Estrategia Energética de la UE.10 La anexión de Crimea en 2014 por parte de Rusia tuvo asimismo dos consecuencias: (1) la creación de la Unión Energética de la UE, cuyos fines son garantizar un suministro seguro, diversificar los países proveedores y evitar el monopolio de un proveedor; y (2), frente a todo ello, una nueva estrategia energética de Rusia, que es la construcción de los NS2 y TS para diversificar los países del tránsito, mantener los niveles de demanda del gas ruso en Europa y distraer a los europeos del conflicto ucraniano.

Dos gasoductos y un destino

Desde 2015 el debate sobre la construcción del gasoducto NS2 ha sido el centro de las discusiones sobre las relaciones entre la UE y Rusia, la solidaridad entre los países europeos y los límites del multilateralismo de Alemania,11 que ha sido criticada tanto por la Administración Trump y varios mandatarios europeos, como por analistas políticos.12 El debate sobre el proyecto del gasoducto TS acordado entre el presidente Putin y el presidente turco Recep Tayyip Erdoğan en diciembre de 2014 ha acaparado mucha menos atención, paradójicamente, ya que ambos gasoductos son instrumentos de una misma estrategia cuyo objetivo principal es desviar la mayor parte del suministro de gas que actualmente entra en Europa a través de Ucrania. En 2017, de los 193.000 millones cúbicos (bcm) del gas natural que la empresa estatal rusa Gazprom bombeó a Europa, 93 bcm pasaron por Ucrania.13 Rusia busca reducir su actual tránsito de gas a través de Ucrania de 93 bcm a 10-15 bcm, después del 31 de diciembre de 2019, cuando expire el acuerdo sobre el tránsito de gas entre los dos países. Los NS2 y TS son sus principales instrumentos para conseguirlo.

Nord Stream II

Si se cumplen los planes del Kremlin, a finales de 2019 el NS2 funcionará junto con el gasoducto original NS1 y entregará 55 bcm adicionales de gas, duplicando la capacidad del proyecto. Suecia, Finlandia y Alemania ya han otorgado los permisos de construcción para el NS2 a través de sus zonas económicas exclusivas. Dinamarca todavía no ha dado su permiso, pero si rechaza el proyecto sólo aumentará el coste de la construcción, no lo cancelará. El NS2 permitirá a Gazprom aumentar su suministro directo a Alemania a través del Mar Báltico, a través de 1230 kilómetros, desde Ust-Luga (Rusia) hasta Griefswald (Alemania).

Figura 1. Nord Stream II: ruta propuesta
Figura 1. Nord Stream II: ruta propuesta

Actualmente, desde el punto de vista económico, las tarifas de tránsito del gas a través de Ucrania son más caras que las tarifas previstas para el NS2, aunque el coste de su construcción, valorado en 9.500 millones de dólares, pone en duda que sea un proyecto puramente comercial.14 El NS2 es sin duda malo para Ucrania: le privará de los ingresos del tránsito y podría hacer que los suministros de gas a Ucrania fueran más difíciles. Si los suministros de gas ruso a Eslovaquia se enviaran a través del NS2, Alemania y la República Checa, el precio de este gas en la frontera con Ucrania sería mayor,15 por lo que Ucrania podría verse obligada a reanudar la compra de gas de Rusia, lo que la devolvería a su zona de influencia.

Turk Stream

En el sureste de Europa, Gazprom disfruta del monopolio gracias a la conectividad limitada entre países que se configuró antes de 1989. Desde Rusia al sureste de Europa el gas llega a través de tres rutas paralelas: (1) el gasoducto Trans-Balcan a través de Rumanía y Bulgaria hasta Turquía, con ramificaciones a Grecia y Macedonia; (2) vía Hungría a Serbia y Bosnia; y (3) vía Austria a Eslovenia y Croacia. El gasoducto Blue Stream va directamente desde Rusia a Turquía. La conexión entre los tres sub-sistemas y el desarrollo de la capacidad de mover el gas de sur a norte es muy reciente: existe sólo desde 2016.

Los países de Europa del Este, según los datos de la Comisión Europea, pagaron un 16% más de gas en 2015 (y un 20% más en 2014) que los países de Europa Occidental. Los altos precios del gas y la vulnerabilidad a posibles cortes del suministro se traducen en grandes ventajas para Rusia. Los objetivos estratégicos de esta última en las antiguas repúblicas soviéticas, Europa del Este y los Balcanes son conservar la influencia política de la época soviética en dichas regiones no mediante la ideología sino a través de las exportaciones de energía baratas a gobiernos afines, coaccionar a los gobiernos pro-occidentales, imponiéndoles precios de hidrocarburos más altos, y corromper a políticos y hombres de negocios para que defiendan los intereses de Rusia.

El Turk Stream es una alternativa al South Stream, gasoducto cuya construcción fue cancelada en 2014, según Vladimir Putin, “por la inflexibilidad de la UE”.

Turquía es el segundo mercado más importante para Gazprom después de Alemania. A finales de los 2000, las importaciones del gas ruso representaban entre el 55% y el 60% del consumo de Turquía (27 bcm al año). Para establecer una comparación, Irán, el segundo mayor suministrador de gas a Turquía, exporta 10 bcm al año.

El Turk Stream es un gasoducto proyectado para entregar 31,5 bcm al año a Turquía y a Europa vía el Mar Negro. Al igual que en el caso del NS2, este proyecto no apunta a transportar volúmenes adicionales de gas, sino a reemplazar los flujos que actualmente llegan a Turquía y Europa a través de Ucrania. El TS comprende dos líneas, cada una con una capacidad de 15,75 bcm. La Línea 1 está diseñada únicamente para abastecer a Turquía y se completó el 30 de abril de 2018 (si bien las obras de las partes terrestres siguen en curso). Dado que avanza rápidamente la construcción de la Línea 2, se prevé que ambas estén en servicio a finales de 2019.

Figura 2. El Turk Stream
Figura 2. El Turk Stream

En ambos gasoductos, el principal obstáculo, superable para Gazprom, lo constituyen las normas antimonopolio de la UE: las tuberías que arrancan fuera de la UE tienen que regirse por las mismas reglas que las del bloque y las tuberías no pueden ser propiedad directa de los proveedores. Por lo tanto, Gazprom tendrá que reajustar la propiedad de los NS2 y TS. En el caso de NS2 tiene cinco socios europeos en la construcción –Uniper y Wintershall de Alemania, Angie de Francia, Anglo-Dutch Shell y OMV de Austria–, por lo que no será un problema. En el del TS, la compañía rusa está actualmente explorando posibles alternativas con operadores europeos de redes de gas para elevar la capacidad de 15,75 bcm de la Línea 2. Entre las opciones se encuentran compañías de Italia, Austria, Bulgaria, Serbia y Grecia.

Conclusiones

¿Cuál será el impacto estratégico en la UE si la construcción de NS2 y TS termina este año, como está previsto?

El aspecto más problemático de la política energética de Rusia es su fácil instrumentalización para ampliar su influencia política, por lo que Moscú forma parte del problema y de la solución del suministro del gas natural a Europa. Los gasoductos NS2 y TS no son proyectos puramente comerciales, pues persiguen objetivos de la política exterior rusa. El Estado, no hay que olvidarlo, es el accionista mayoritario de Gazprom.

A pesar de que el Parlamento europeo, en diciembre de 2018, aprobó una moción que definía la construcción del NS2 como un “proyecto político que representa una amenaza para la seguridad energética europea”,16 no ha sido capaz de bloquearlo. Este fracaso revela la falta de solidez y coherencia de la política energética de la UE, además de ser contraria a las sanciones económicas que la UE ha impuesto a Rusia a raíz del conflicto de Ucrania.

El mayor beneficiario económico de la construcción del NS2 es el conjunto de empresas alemanas que convierten a su país en el hub, el centro de la distribución del gas ruso en Europa, papel que aspiraba a desempeñar Ucrania, el mayor damnificado por la construcción del NS2 y del TS en un triple sentido: económico (perderá los beneficios de tránsito), político (estará más aislada de Europa) y estratégico (será más vulnerable a las agresiones de Rusia). Moscú se apuntará el triunfo de alcanzar el doble objetivo de socavar la soberanía de Ucrania y la solidaridad entre los países miembros de la UE.

La unificación del mercado de gas europeo sería la manera más eficaz de disminuir el riesgo geopolítico de la dependencia de Rusia. Sin embargo, sólo sería posible si se acercasen posiciones tan divergentes sobre el suministro y sus fuentes como son las de Alemania, Francia, España, Ucrania y Polonia, lo que no parece algo que pueda darse en un futuro próximo. Por ahora, y teniendo en cuenta que la energía es el componente central de la política exterior rusa, la UE carece de una estrategia digna de crédito para afrontar las ambiciones geopolíticas del Kremlin, dada su propia dependencia de los hidrocarburos rusos. Mientras tanto, Rusia puede seguir confiando en su ejército, su armada y su gas natural.

Mira Milosevich
Investigadora principal, Real Instituto Elcano | @MiraMilosevich1


1 Roderic Lyne, Stobe Talbott y Koji Watanabe (2006), Engaging with Russia: The Next Phase, The Trilateral Commission, Washington DC, p. 65.

2 Ariel Cohen (2018), “Russia’s Nord Stream II pipeline is Ukraine’s worst nightmare”, Forbes, 18/VI/2018.

3 Bojan Pancevski (2019), “How a Russian gas pipeline is driving a wedge between the US and its allies”, WSJ, 10/III/2019.

4 Energeticheskaya strategiya Rossii na period do 2020 goda (2005).

5 Los documentos de la Política Exterior y Seguridad nacional de Rusia están analizados minuciosamente en Mira Milosevich-Juaristi (2016), “El proceso de ‘reimperialización’ de Rusia 2000-2016”, DT nº 11/2016, Real Instituto Elcano.

6 Dimitar Bechev (2017), Rival Power. Russia in Southeast Europe, Yale University Press, New Haven y Londres, p. 203.

7 Carlos Pascual (2008), “The geopolitics of energy: from security to survival”, 8/I/2008.

8 Jeffrey Mankoff (2009), Eurasian Energy Security, Special Report nº 43, Council on Foreign Relations, febrero, p. 9.

9 Bechev (2017), op. cit., p. 200.

10 La Estrategia Energética de la UE se entiende como el conjunto de actuaciones emanadas desde la Comisión, el Consejo y el Parlamento europeos, recogidas en los tratados y ratificadas por los Estados miembros para actuar sobre la cantidad, coste y disponibilidad de las distintas fuentes de energía, con una especial consideración a la preservación del medio ambiente y a la seguridad en el abastecimiento.

11 Judy Dempsey (2019), The Credibility of German Multilateralism, 19/III/201.

12 Hay una crítica especialmente dura de Alemania en Gustav Gressel (2019), “Negative energy: Berlin’s Trumpian turn on Nord Stream too”, ECFR.

13 Cohen (2018), op. cit.

14 Georg Zachmann (2018), “The clock is ticking: Ukraine’s last chance to prevent Nord Stream2”, Kyiv Post, 26/I/2018

15 Ibid.

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<![CDATA[ Algunas citas con la energía en la agenda global española de 2019 ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari11-2019-escribano-algunas-citas-energia-agenda-global-espanola-2019 2019-01-29T01:43:29Z

Además de aspectos globales, como el precio del petróleo o Nord Stream 2, hay asuntos que interpelan directamente a España: las elecciones en Argelia y Nigeria, las nuevas políticas energéticas en México y Brasil y las esperadas novedades energéticas en el Mediterráneo.

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Tema

Conjeturas energéticas para 2019 en clave española.

Resumen

El año 2019 tiene citas energéticas importantes a nivel global, europeo y español. Además de aspectos globales, como la evolución del precio del petróleo y la aceleración geopolítica mundial, y europeos, como la controversia sobre Nord Stream 2, hay asuntos que interpelan directamente a España. Entre ellos destacan: las elecciones presidenciales en Argelia y Nigeria; las nuevas políticas energéticas en México y Brasil; y, finalmente, las esperadas novedades energéticas en el Mediterráneo relacionadas con los recursos de gas del Mediterráneo oriental y las interconexiones eléctricas ibéricas con Marruecos.

Análisis

En el documento de prospectiva del año pasado se anticiparon algunos vectores que, con mayor o menor intensidad, han influenciado la geopolítica de la energía en 2018.1 Buena parte de esas tendencias se confirmaron y previsiblemente seguirán presentes en 2019, como la aceleración geopolítica en Oriente Medio y sus efectos en los mercados energéticos, o la pervivencia de la OPEP+ y los límites a su estrategia. Respecto a los precios del petróleo, el año pasado se tomaba como referencia la previsión de la Energy Information Administration (US EIA): 61 dólares por barril como media en 2018 para el Brent. A principios de diciembre, la media del año estaba cerca de los 70 dólares, pero la caída de final de año ha debido aproximar el dato final a ese entorno.

Durante 2019 se prevé que prosiga la aceleración geopolítica experimentada en 2018, en línea con la tendencia general de una mayor competencia entre grandes potencias. Como resultado colateral se espera también una mayor propensión de las potencias medias y/o regionales a tantear los límites de la gobernanza multilateral. Esta tendencia seguirá afectando a la geopolítica de la energía, incidiendo en la volatilidad de los precios del petróleo y la politización de los flujos de hidrocarburos, especialmente en Oriente Medio, pero también en Europa.

Además de la atención a la evolución del precio del petróleo y a los grandes asuntos globales y europeos, 2019 tiene citas de especial interés para España. En primer lugar, están las elecciones presidenciales en Argelia (país del que proceden el 53% de las importaciones españolas de gas en el último año) y Nigeria (primer suministrador de crudo y tercero de gas de España en el último año, tras Argelia y Qatar).2 En segundo término, si 2018 fue un año de nuevos liderazgos latinoamericanos en países vinculados a las empresas españolas (López Obrador en México y Bolsonaro en Brasil), 2019 será el de la implementación de sus políticas energéticas. Finalmente, se esperan desarrollos en el Mediterráneo relacionados con la competencia entre Italia y España por posicionarse como hubs energéticos, incluyendo las aspiraciones relacionadas con los descubrimientos de gas en el Mediterráneo Oriental o las interconexiones eléctricas de la península Ibérica con Marruecos.

Petróleo: precios de ida y vuelta

El Brent empezó 2018 en 67 dólares, tocó los 86 dólares a principios de octubre y después cayó más del 30% hasta los 54 dólares a final de año. El año pasado se tomaba como referencia la previsión de la US EIA para el Brent de 61 dólares por barril como media en 2018. A principios de diciembre, la media del año estaba cerca de los 70 dólares, pero la fuerte caída de finales de año (cerró el año en 54 dólares) ha debido aproximar el dato final al entorno previsto por la US EIA. Para 2019 el consenso de analistas tendía a prever una primera mitad del año de precios al alza por los recortes de la OPEP+ y una caída en el segundo semestre por el imparable aumento de la producción estadounidense y la eventual ralentización del crecimiento económico mundial.

En la encuesta de Reuters entre analistas de finales de noviembre, la previsión media de precios para 2019 se situaba en 74 dólares.3 Aunque la posterior caída del precio ha corregido las expectativas a la baja, el grueso de analistas sigue esperando un rebote de los precios en 2019 y buena parte de la banca de inversión maneja previsiones de precio muy por encima de los actuales, en el entorno de los 70 dólares. La US EIA vuelve a prever un precio medio de 61 dólares para el Brent en 2019,4 pero por supuesto hay previsiones más pesimistas como las de Citi o Bank of America. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) mantiene una previsión de crecimiento de la demanda de unos 1,4 millones de barriles diarios (mbd), mientras que prevé un aumento de la producción no-OPEP de 2,4 mbd.5 El grueso de ese incremento de producción vendrá de EEUU, donde se prevé que aumente en 1,2 mbd en 2019 para situar al país como primer productor mundial con 12,1 mbd.6

Estas perspectivas dejan la evolución de los precios en manos de las decisiones de EEUU, Arabia Saudí y Rusia, que juntos suponen ya más del 40% de la producción mundial de petróleo. En el caso estadounidense las decisiones las toman inversores privados con criterios de mercado, mientras que Rusia y Arabia Saudí han tejido una alianza estratégica en el seno de la OPEP+ con un criterio esencialmente político: proteger la cooperación petrolera en la OPEP+ de las crecientes tensiones que enfrentan a muchos de sus participantes. Pese a ello, se espera una fuerte volatilidad de los precios al compás de los vaivenes geopolíticos y su impacto en los mercados, desde las sanciones estadounidenses a Irán y el final o extensión de los waivers (excepciones) otorgados a algunos de sus principales importadores (no a España, por cierto) a los problemas de Libia o Venezuela.

Efectivamente, 2019 promete seguir siendo un año más de las crisis sin fin de Venezuela y Libia. Pero sus impactos están descontados por los mercados y han perdido su capacidad para mover los precios del petróleo. Ya no se perciben como potenciales crisis de suministro, sino como una crisis humanitaria y un conflicto por recursos, respectivamente. La influencia de Venezuela en la OPEP, donde ha sido uno de los “halcones” fundadores, ha caído en picado y en paralelo a su producción. En cambio, la influencia de Rusia y China en el país sigue en aumento con la financiación asistida con que mantienen al sector energético venezolano.

Dos citas importantes para Europa: sanciones a Irán y Nord Stream 2

En primavera de 2019 deberán revisarse los waivers concedidos por EEUU a seis importadores de petróleo iraní, lo que supone una herramienta importante de modulación del mercado: cancelarlos estrecharía el mercado y presionaría al régimen iraní con un deterioro acelerado de la ya difícil situación económica del país; mantenerlas o reducirlas permitiría mantener una vía de suministro tanto al mercado mundial de petróleo como a la propia economía iraní. El mecanismo creado por la UE para evitar las sanciones, el Special Purpose Vehicle (SPV-aka barter) debería empezar a operar a principios de 2019. Sin embargo, hay pocas esperanzas de que pueda facilitar la compra de petróleo iraní por parte de países europeos sin waiver (como España). Tampoco supondrá un impacto relevante para la economía iraní, salvo quizá bajo un enfoque humanitario que parece difícil de coordinar a gran escala y evoca recuerdos poco gratos, como el programa de alimentos por petróleo de Naciones Unidas en Irak.

El año 2019 será también cuando debería entrar en funcionamiento el polémico gasoducto Nord Stream 2, aún en construcción y que transportará gas natural desde Rusia a Alemania, desde donde será distribuido a otros países europeos. Alemania asegura así su seguridad energética y refuerza su posicionamiento como hub gasista en el norte de Europa. Nord Stream 2 aumentará la dependencia energética alemana y europea de Rusia, lo que se observa con creciente preocupación en Ucrania y Polonia (permitirá a Rusia prescindir del tránsito por ambos), en los países bálticos y en EEUU. Pero también en la Comisión y otros Estados miembros, pues compromete la estrategia europea de diversificar las importaciones de gas ruso (que ya están en niveles récord) y debilita la cohesión intra-UE.

Aunque en este punto Alemania está cada vez más sola en Europa, parece difícil frenar el Nord Stream 2. En 2019 se verá hasta dónde llega el aumento de la presión estadounidense sobre el proyecto y en qué medida se materializa la amenaza de sanciones a las empresas implicadas en su construcción. Una mala modulación de las presiones sobre Alemania y un uso excesivo de las sanciones (después de las desplegadas sobre Irán) puede tener efectos contraproducentes y zanjar el debate europeo entre la influencia estadounidense y la rusa con un cierre de filas con Alemania. En clave española la pregunta sería: ¿cómo conseguir un trato para Argelia consistente con el garantizado por Alemania al gas ruso? El siguiente apartado analiza ésta y otras cuestiones en perspectiva española.

Energía global en perspectiva española

Una primera aproximación es fijar la atención en el ciclo político de suministradores y mercados clave para España: las citas electorales de Argelia y Nigeria y la implementación de las políticas de los nuevos gobiernos de México y Brasil. Un segundo vector es la competencia desatada entre varios (casi todos) países del Mediterráneo por convertirse en hubs energéticos, tal y como Alemania persigue con el Nord Stream 2.

Elecciones presidenciales en Argelia y Nigeria

Las elecciones presidenciales argelinas se convocaron a mediados de enero de 2019 para la primavera del mismo año, aunque a finales de 2018 surgieron nuevas dudas sobre el proceso.7 De hecho, 2018 venía siendo un año pre-electoral relativamente plácido en Argelia. La elección presidencial había sido abonada con presupuestos expansivos y la fortuna, en forma de subida de precios del crudo, parecía acompañar al quinto mandato del presidente Bouteflika. El círculo presidencial había impulsado medidas importantes, como la destitución de varias figuras prominentes en el ejército, la policía y la judicatura, mientras que en el plano económico y energético el presidente había tomado decisiones populares y afirmado su control sobre el sector energético. La agenda política aparecía despejada y se esperaba que la reelección de Bouteflika generase una ventana de oportunidad que permitiera consolidar y avanzar las reformas energéticas y, en general, económicas.

Pero el relato del quinto mandato pareció torcerse a finales de 2018, cuando el anciano presidente apareció ante las cámaras seriamente deteriorado por su enfermedad. Desde ese momento, el debate empezó a girar en torno a la “continuidad”, que no necesariamente implicaba un nuevo mandato. Parecía asentarse la evidencia de que el presidente difícilmente podría aguantar otros cinco años en el cargo. El segundo escenario consiste en una sucesión ordenada, con dos variantes: la dinástica implica la candidatura de uno de sus dos hermanos, Saïd o Nacer; en la versión orgánica, el sucesor saldría del círculo presidencial pero no familiar. Esta segunda variante se sigue considerando la más probable en caso de que finalmente Bouteflika renunciase al quinto mandato.

El giro de los acontecimientos introdujo un tercer escenario: el aplazamiento de la elección presidencial y una prórroga de uno o dos años para el anciano presidente; es decir, “continuidad” sin quinto mandato. Sin embargo, el 18 de enero de 2019 se convocaban oficialmente las elecciones presidenciales, lo que elimina la posibilidad de prórroga. El aplazamiento de la elección presidencial habría generado nuevas incertidumbres sobre el futuro de una primavera energética argelina largamente esperada.8 La convocatoria reduce esa incertidumbre sobre la continuidad a si Bouteflika concurrirá o renunciará en favor de un sucesor. En cualquiera de los dos casos, el candidato del régimen ganará las elecciones y deberá abordar de una vez las reformas económicas que precisa el país, y muy especialmente la publicación y aplicación de la nueva ley de hidrocarburos. Se trata por tanto de un año clave para Argelia y la evolución de su política energética.

También resultan importantes para España las presidenciales nigerianas de febrero, a las que seguirán las de los gobernadores y parlamentarios en marzo. Nigeria lleva años ganando peso como suministrador energético de España, hasta convertirse en los últimos 12 meses en el primer suministrador de crudo y tercero de gas, tras Argelia y casi igualado con Qatar. Al tiempo, el país ha experimentado recientes dificultades en su producción petrolera, desde accidentes a sabotajes y ataques a las infraestructuras. Las presidenciales se decidirán entre el actual presidente Buhari y su principal rival y ex vicepresidente Abubakar en un ambiente político de enfrentamiento. Entre los analistas crece la preocupación sobre el estallido de posibles enfrentamientos a causa del proceso electoral, que en 2001 ya ocasionó centenares de muertos.9

La desconfianza de la oposición en el proceso electoral genera riesgos adicionales a una situación ya difícil: elevados niveles de violencia y criminalidad, Boko Haram en el noreste y enfrentamientos entre agricultores cristianos y pastores musulmanes en el centro. En el Delta del Níger, donde se sitúa el grueso de las reservas de hidrocarburos, siguen aumentando las tensiones entre sus habitantes y el gobierno federal. Éste parece incapaz de cumplir sus compromisos de limpiar la contaminación ocasionada por los vertidos de crudo, construir infraestructuras y revertir parte de la renta petrolera en la mejora de las condiciones de vida de la región. El deterioro de la estabilidad política en Nigeria podría generar a corto plazo nuevas dificultades en la producción petrolera del país, pero sobre todo dañaría las perspectivas a medio plazo de atraer nuevas inversiones.

Nuevas políticas energéticas en México y Brasil

La llegada de López Obrador a la presidencia de México ha suscitado algunas dudas sobre el futuro de la reforma energética aprobada por su predecesor y la dirección de su política energética. En campaña, Obrador propuso tres proyectos prioritarios: aumentar la producción de gas y petróleo, cuyo declive achaca (erróneamente) a la reforma energética, aumentando la inversión pública en exploración y producción; rehabilitar seis refinerías y construir una más para reducir las importaciones de gasolina; y generar más electricidad, modernizando las plantas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empezando con las hidroeléctricas.10

Desde su toma de posesión, Obrador ha seguido cargando contra la reforma energética de Peña Nieto y su apertura a la inversión extranjera, aunque al tiempo ha expresado su compromiso de mantener los contratos ya firmados y las inversiones realizadas. La duda es si su política energética seguirá una línea populista de deshacer la reforma por completo, inspeccionar los contratos y, eventualmente revisarlos; o si, por el contrario, prevalecerá el enfoque más pragmático exhibido en su período de alcalde de la Ciudad de México. La nueva secretaria de energía, Rocío Nahle, se ha apresurado a declarar que suspenderá las rondas de concesiones hasta 2021. La dimisión del regulador del sector de hidrocarburos bajo supuestas presiones de Nahle ha aumentado las suspicacias acerca del carácter de la política energética de AMLO. También ha iniciado una campaña contra el robo de combustible (conocido en México como huachicoleo), de triste actualidad por la explosión que el pasado 18 de enero acabó con la vida de más de 80 personas en una toma clandestina de combustible. Sin embargo, el cierre de los ductos para evitar el robo generalizado, en el que está involucrado el crimen organizado, generó una crisis de desabastecimiento en algunos estados y duras críticas de imprevisión logística contra el nuevo gobierno.

La posibilidad de que los planes de aumento de la producción de gas y petróleo tengan éxito son reducidas: la revisión de la reforma energética inhibe las inversiones extranjeras en exploración y producción; la decisión de cambiar las rutas de distribución para reducir los robos de gasolina genera desabastecimiento; y las medidas de recorte de retribución de directivos adoptada en la petrolera PEMEX está generando una salida de cuadros y técnicos que compromete el futuro de la empresa. El foco en el sector de hidrocarburos (impulso a PEMEX) y el apoyo a las centrales térmicas de la CFE también plantea interrogantes sobre la política de renovables del nuevo presidente. La cancelación a finales de 2018 de una subasta de nuevas capacidades renovables ha aumentado esas dudas, aunque las autoridades han matizado que se trata de un retraso motivado por causas administrativas.

El giro político experimentado en Brasil con la elección de Bolsonaro ha sido en sentido opuesto, aunque algunos analistas destacan las similitudes de corte populista de ambos mandatarios.11 Si AMLO despierta temores a más intervención pública y menos mercado, Bolsonaro apuesta por un “choque liberal” con rasgos negacionistas del cambio climático similares a los de Trump. El foco de su política energética estará en desarrollar los hidrocarburos, mientras que se teme un recorte en las políticas de promoción de las renovables y un escaso compromiso climático. Desde la perspectiva medioambiental y climática, sus planes pasan por bajar los impuestos a los combustibles fósiles y facilitar los trámites ambientales de las licencias (incluyendo las de nuevas presas en la Amazonia). Al igual que en el caso de AMLO, la duda es si imperará el populismo o el pragmatismo. O, más precisamente, si se impondrá la tendencia más conservadora y proteccionista del canciller Araújo o la liberal del ministro de Economía Paulo Guedes.

En campaña, Bolsonaro y sus asesores prometieron acabar con la corrupción del sector energético brasileño (que ha costado 12 años de cárcel a Lula y la destitución a Dilma Roussef), privatizando las empresas públicas petrolera y eléctrica, Petrobras y Eletrobrás, aunque más recientemente ha matizado que el núcleo de ambas debe seguir siendo público y nunca chino. De hecho, el componente nacionalista de su programa implica que ninguna de ellas pueda caer bajo control de empresas extranjeras, lo que limita mucho el alcance de la liberalización. De momento, la retórica nacionalista se ha concentrado en las inversiones energéticas chinas, obviando que China es el principal comprador de los recursos naturales brasileños. Gran parte de esas inversiones se han concentrado en el sector energético, donde grandes empresas públicas chinas como State Grid y China Three Gorges tienen grandes inversiones en presas y redes eléctricas. Aunque otros operadores podrían beneficiarse de esas oportunidades en un primer momento, es de esperar que el proteccionismo acabe afectándoles. Un caso claro es el contrato de importación de gas con Bolivia, con el que Bolsonaro se ha mostrado muy crítico, y que vence a finales de 2019.

Más competencia entre hubs que cooperación energética en el Mediterráneo

La política energética europea en el Mediterráneo seguirá más determinada por la competencia que por la cooperación. La principal será por asegurarse la condición de hub gasista. Casi todos los países mediterráneos, desde Turquía a Egipto pasando por Chipre y Grecia, aspiran a serlo. Los mejor posicionados son España (un hub de GNL con gasoductos con Argelia) e Italia (un hub de gasoductos desde Argelia, Rusia, el Caspio y, potencialmente, del Mediterráneo Oriental). España tiene interés en rentabilizar sus inversiones en Egipto (la planta de GNL de Damietta, ahora ociosa), pero también en mantener una competencia sana con Italia.

La propuesta de Israel, Chipre, Grecia e Italia de que la UE financie con más de 7.000 millones de euros un gasoducto de más de 2.000 km desde los campos de gas offshore de Chipre e Israel hasta Europa no sólo supone falsear con subvenciones europeas la competencia gasista en el Mediterráneo. Sobre todo, implica generar un vector de conflicto, y no de cooperación, alrededor de los recursos de gas del Mediterráneo Oriental. Si el gas de la región debe fomentar la cooperación, no puede hacerse contra los intereses de Turquía o Egipto, pero tampoco de la Autoridad Palestina (recursos offshore de Gaza) o el Líbano.

Hay argumentos económicos, energéticos y de política exterior para no emplear el dinero de los contribuyentes europeos en este tipo de grandes infraestructuras más propias del pasado. Sobre todo si hay infraestructuras ya operativas y con capacidad ociosa, gasoductos y plantas de GNL, en países como España. Desde la perspectiva europea, antes que construir nuevas mega-infraestructuras de importación de gas, parecería más coherente con la política energética europea promover las interconexiones europeas y crear un mercado interior de la energía operativo. En clave mediterránea, España debe abogar por una cooperación energética amplia, que considere los suministros de hidrocarburos pero también el potencial a medio plazo de las energías renovables y la financiación climática.

La coyuntura europea parece ahora más propicia para que España promueva una nueva narrativa energética euro-mediterránea coherente con las preferencias de política exterior y energética europeas. Para poder ofrecer un paquete energético consistente en el Mediterráneo, resulta clave atender a la dimensión climática, eléctrica y renovable, para completar el relato de la interdependencia gasista. Además de insistir, como en documentos de años anteriores, en la necesidad de cooperar con Argelia y avanzar en las interconexiones gasistas y eléctricas con Francia, España debe completar su propuesta energética para Europa y el Mediterráneo con una narrativa de cooperación climática y enfocada a la transición energética, tanto de la UE como de su vecindad mediterránea: España como compañera de la transición energética de Europa y el Mediterráneo occidental.12

Precisamente en 2019 deberá resolverse la petición de Marruecos de realizar una tercera interconexión eléctrica con España.13 Dicha petición permitiría aumentar las exportaciones de electricidad españolas hacia Marruecos y facilitar sus proyectos renovables ofreciendo soporte a la red eléctrica marroquí. Actualmente, las importaciones desde España representan más del 15% del consumo eléctrico marroquí, y el saldo es estructuralmente favorable a España. Sólo en los últimos meses ha habido exportaciones comerciales de electricidad relevantes de Marruecos a España, en una evolución previsible a largo plazo hacia una mayor interdependencia eléctrica y renovable.14 Ante las objeciones planteadas en el pasado por España, Marruecos y Portugal han promovido un tendido alternativo entre ambos países. Sin embargo, España decidió ya el año pasado incluir el tercer cable con Marruecos en la planificación eléctrica.

En principio, todo son ventajas para la interconexión española: dada la menor distancia, el coste sería mucho menor, y España ya cuenta con dos interconexiones con Marruecos y más interconexiones internacionales que Portugal. Sería importante que, al igual que se propone en este ARI para los hubs gasistas, la cooperación primase sobre la competencia. De hecho, la cooperación quizá sea más importante para la nueva geopolítica de la energía, que dependerá cada vez más de cables, redes, interconectores y diferentes tecnologías renovables (y de almacenamiento), que para la clásica geopolítica de los tubos o pipeline politics. Después de todo, enzarzarse en una competencia sin sentido por gasoductos está en la naturaleza de la vieja geopolítica de la energía. Hacer lo mismo con las interconexiones eléctricas o las renovables sería una inconsistencia fundacional para un nuevo modelo euro-mediterráneo de interdependencia energética.15

Conclusiones

Para 2019 se prevé que prosiga la aceleración geopolítica de los últimos años. Conforme aumente la competencia entre grandes potencias, también lo hará la propensión de las potencias regionales a tantear los límites del orden liberal. Esta tendencia continuará marcando la geopolítica de la energía, la volatilidad de los precios del petróleo y la politización de los flujos energéticos. Respecto a los precios del petróleo, el consenso de los analistas para 2019 tiende a prever una primera mitad del año de precios al alza por los recortes de la OPEP+ y una caída en el segundo semestre por el aumento de la producción de EEUU y la ralentización del crecimiento económico mundial por la eventual guerra comercial entre EEUU y China.

Hay dos citas de especial interés para Europa en 2019: su respuesta a las sanciones estadounidenses a Irán y la entrada en funcionamiento del Nord Stream 2. En primavera, EEUU revisará los waivers concedidos a seis importadores de petróleo iraní, lo que supone una herramienta importante de modulación tanto para la oferta de petróleo como para la economía de Irán. El Special Purpose Vehicle (SPV) creado por la UE para evitar las sanciones debe empezar a operar a principios de 2019, pero hay pocas esperanzas de que tenga un impacto relevante. También parece difícil frenar el Nord Stream 2. Aunque en este asunto Alemania parece cada vez más aislada en Europa, las presiones estadounidenses parecen llegar demasiado tarde e incluso pueden resultar contraproducentes. Europa deberá vivir con el Nord Stream 2 y con una Alemania reafirmada como futuro hub gasista del norte de Europa.

El nuevo año tiene también puntos de atención para España. En Argelia parece complicarse el quinto mandato de Bouteflika, aunque los temores de un aplazamiento de la elección presidencial han quedado superados con la reciente convocatoria de elecciones para esta primavera. Permanece la incertidumbre sobre si Bouteflika optará al quinto mandato o si se producirá una sucesión en la candidatura. La resolución de la candidatura mantiene las incertidumbres acerca del relato de la primavera energética argelina en que las nuevas autoridades del sector llevan más de año y medio trabajando. En Nigeria, país de creciente importancia como suministrador de España que atraviesa una situación de seguridad de por sí complicada, las presidenciales se decidirán en un ambiente de enfrentamiento y preocupación por el posible estallido de brotes de violencia pre y post-electoral. Las tensiones en el Delta del Níger siguen en aumento y podrían ocasionar dificultades en la producción de hidrocarburos.

La renovación de los liderazgos en México y Brasil también despierta incertidumbres sobre el futuro de la política energética en ambos países. López Obrador mantiene una actitud ambigua: por un lado, ha prometido revertir la reforma energética de Peña Nieto, inspeccionar los contratos y revisarlos; al tiempo, se ha comprometido a respetar las inversiones desembolsadas. Bolsonaro, en cambio, apuesta por un “choque liberal”, pero su componente nacionalista limita la credibilidad de sus propuestas de liberalización. También se anticipa un menor compromiso con las renovables y el cambio climático, pero esa pulsión puede revertirse en virtud de consideraciones económicas. En ambos casos, la duda es si prevalecerá el populismo o será el pragmatismo el que acabe por imponerse.

Finalmente, y si nada lo impide, la narrativa energética europea para el Mediterráneo seguirá previsiblemente determinada por la competencia y no por la cooperación. No parece haber país mediterráneo, grande o pequeño, que no quiera ser el hub de algo: gas, electricidad o incluso servicios. La competencia más clara se da entre aspirantes a hub gasista, aunque los mejor posicionados son el de España e Italia. Subvencionar un gasoducto desde Chipre e Israel hasta Europa no sólo falsearía dicha competencia e impediría la cooperación, sino que puede fomentar el conflicto en un contexto regional especialmente sensible. Desafortunadamente, ese enfoque competitivo corre el riesgo de extenderse del gas a las renovables, y de los gasoductos a los cables. En 2019 deberá resolverse la tercera interconexión eléctrica Marruecos-España, superando las objeciones del gobierno anterior que hicieron que Marruecos y Portugal promovieran un tendido alternativo.

La cooperación resulta si cabe más importante en la nueva geopolítica de los cables, las redes, los interconectores, las renovables y el almacenamiento. La coyuntura parece propicia para que España promueva una narrativa energética coherente con las preferencias europeas. Para ello resulta clave completar el relato de la interdependencia gasista con la dimensión climática, eléctrica y renovable: además de cooperar con Argelia y avanzar en las interconexiones con Francia, España debe proyectarse como compañera de la transición energética de Europa y el Mediterráneo occidental.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano
| @g_escribano


1 G. Escribano (2018), “Energía en 2018: aceleración geopolítica, más OPEP+ y Trump año II”, ARI nº 17/2018, Real Instituto Elcano, 12/II/2018.

2 Datos de CORES, Boletín Estadístico de Hidrocarburos, octubre de 2018.

4 US EIA (2018), “Short-term energy outlook”, 11/XII/2018.

5 Agencia Internacional de la Energía (2018), “Oil Market Report”, 13/XII/2018.

6 US EIA (2018), op. cit.

7 Gonzalo Escribano y Virginia Crespí de Valldaura (2019), “Argelia, reforma energética y continuidad política”, Política Exterior, nº 187, enero/febrero.

8 Gonzalo Escribano (2018), “Elección presidencial y reforma energética se citan en Argelia”, ARI nº 117/2018, Real Instituto Elcano, 26/10/2018.

9 Robert Malley (2018), “10 conflicts to watch in 2019”, Commentary, International Crisis Group, 28/XII/2018.

10 CSIS (2018), “What will AMLO and Bolsonaro do to energy markets?”, CSIS podcast, 14/XII/2018.

11 Carlos Malamud (2019), “Presidente esquerdista do México e Jair Bolsonaro guardam muitas semelhanças”, Folha de S. Paulo, 13/I/2019.

12 G. Escribano (2018), “The geopolitics of renewable and electricity cooperation between Morocco and Spain”, Mediterranean Politics, publicado online, 28/II/2018.

13 G. Escribano (2016), “Encuentros en la tercera interconexión (Marruecos-España)”, Blog Elcano, Real Instituto Elcano, 15/XII/2016.

15 G. Escribano (2015), “Towards a Mediterranean energy community: no roadmap without a narrative”, en Rubino, Otzurk, Lenzi y Costa (eds.), Regulation and Investments in Energy Markets. Solutions for the Mediterranean, Academic Press, Elsevier.

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<![CDATA[ Elección presidencial y reforma energética se citan en Argelia ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari117-2018-escribano-eleccion-presidencial-reforma-energetica-se-citan-argelia 2018-10-25T04:21:18Z

Una nueva ley de hidrocarburos parece inminente en Argelia y se ha avanzado en mejorar la relación del país con las compañías petroleras y gasistas internacionales. No obstante, parece que la aplicación de las reformas deberá esperar a las elecciones presidenciales de 2019.

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Ver también versión en inglés: Algerian presidential elections and the energy reform agenda

Tema

Este ARI revisa primero el contexto económico y energético preelectoral argelino, para explorar a continuación las virtudes y limitaciones del relato de primavera energética proyectado por los nuevos responsables del sector.

Resumen

En los últimos meses se han intensificado los anuncios sobre la inminencia de una nueva ley de hidrocarburos y se ha avanzado en mejorar la relación de Argelia con las compañías petroleras y gasistas internacionales, incluyendo la extensión y renovación de varios contratos. No obstante, parece que la aplicación de las reformas deberá esperar a que se resuelvan las elecciones presidenciales de 2019.

Análisis

Introducción

Contra todo pronóstico, 2018 puede acabar siendo un año preelectoral relativamente plácido en Argelia. La subida de los precios del petróleo ha aliviado considerablemente su situación económica y el presupuesto ha podido exhibir una orientación social con la reversión de algunas de las medidas de ajuste aplicadas en años anteriores. El ciclo electoral expansivo también se apoya en la financiación del déficit público por parte del Banco Central. En la primavera de 2018, a un año vista de las presidenciales de abril, incluso se publicitaron varias intervenciones directas del presidente Bouteflika para corregir decisiones del gobierno Ouyahia. Desde la perspectiva económica insistió en medidas populares como la necesidad de revertir las bajadas en los subsidios, impedir una subida de tasas en la emisión de documentos de identidad y pasaportes, y evitar la venta de terrenos agrícolas a inversores extranjeros. En el plano político, cesó al jefe de la policía, Abdelghani Hamel, que incidentalmente (y como muchos otros) contaba entre los posibles candidatos presidenciales.1

Estas medidas de afirmación también se han producido en materia energética, por ejemplo con el decreto presidencial para ampliar sus prerrogativas en los nombramientos de Sonatrach y reforzando el poder de su nuevo presidente. La primavera energética argelina que el nuevo equipo responsable de la política energética nombrado en 2017 lleva meses intentando transmitir, por tímida que resulte en perspectiva europea, supone una oportunidad de apertura y merece ser acompañada. Aunque resulte exagerado calificarla de “perestroika petrolera”,2 sí parece revelar mayor propensión a las reformas y más flexibilidad frente a un entorno energético global cambiante. Las páginas que siguen abordan, en primer lugar, el contexto económico general argelino, para después pasar al del sector de hidrocarburos y centrarse en las señales de apertura que se aprecian en los últimos meses.

Economía preelectoral

Si el relato de la primavera energética resulta prematuro, aplicarlo a la política económica argelina que le sirve de contexto es simplemente inadecuado (salvo que se aluda a la variabilidad del clima propia de dicha estación). Las tensiones entre impulsos reformistas y conservadores se manifiestan en medidas contradictorias, rectificadas o no aplicadas, y por tanto en una política económica ampliamente inconsistente.3 El presupuesto de 2018 ya olvidaba el relativo rigor de años anteriores, pero la subida de los precios del petróleo ha intensificado el ciclo fiscal electoral. El proyecto de presupuestos para 2019 (Loi de Finances) presentado a finales de septiembre así lo confirma: aumento del gasto público cercano a un 8%, especialmente del gasto corriente, y, dentro de éste, de las transferencias sociales; recurso continuado a la monetización del déficit; y, por supuesto, ni un nuevo impuesto ni una sola bajada de subvenciones.4

La Figura 1 recoge los principales indicadores económicos argelinos y su evolución reciente y prevista. En primer lugar, el crecimiento económico bajó del 3,7% en 2000-2015 a un 2% en 2017. Según las proyecciones del FMI, el crecimiento repuntaría en 2018 por la expansión fiscal del presupuesto preelectoral y la recuperación de los precios del petróleo, cuyos efectos se mantendrían en 2019, aunque con menor intensidad. The Economist Intelligence Unit (EIU) prevé tasas ligeramente inferiores para 2018 pero un repunte del crecimiento a partir de 2019, básicamente debido al aumento de los precios del petróleo y a la entrada en operación en los próximos años de las últimas inversiones en el sector del gas.5

El coste de haber mantenido el crecimiento con medidas contra-cíclicas durante los años de bajos precios del petróleo se aprecia en el deterioro de los principales equilibrios macroeconómicos del país. Las tensiones inflacionistas, contenidas hasta 2015, se situarían en los próximos años por encima del 7%, con el consiguiente aumento del malestar entre una población ya asediada por el incremento de los precios. En cambio, la recuperación de los precios del petróleo podría reducir el abultado déficit público alcanzado en 2015 y 2016 de más del 15% al 7% del PIB en 2018. Se trata de un déficit presupuestario considerable originado básicamente por el aumento de las transferencias sociales, que el presupuesto de 2018 ha incrementado en un 8% hasta representar el 9% del PIB. De aplicarse el aumento del proyecto de presupuesto de 2019, alcanzarían el 21% del presupuesto y previsiblemente crecería de nuevo su peso en el PIB.

Tras el aumento de gasto corriente estimado para 2018, el déficit público se reconduciría por debajo del 5% del PIB. Ello permitiría frenar la escalada de deuda, que pasaría del 8,8% del PIB en 2015 a situarse por encima del 30%. En junio se hizo público el dato del recurso del Tesoro argelino al Banco Central que, como era previsible por la expansión presupuestaria, resultó superior al objetivo fijado por el Ministerio de Finanzas. Sin embargo, no se registraron nuevas monetizaciones desde febrero, indicando que las urgencias fiscales han remitido con el aumento de los precios del petróleo y el gas natural.

En el plano exterior, tras perder los ingentes superávit de los años de precios altos del crudo, su recuperación permitiría un reequilibrio de la balanza por cuenta corriente: partiendo de un déficit superior al 16% del PIB en 2015 y 2016 se bajaría del 10% a partir de 2018. Las reservas de divisas seguirían reduciéndose, aunque a un ritmo más pausado y siempre dentro de márgenes relativamente cómodos por encima del año de importaciones. El EIU contempla estimaciones para 2018 y previsiones para años posteriores ligeramente más favorables, sobre todo un reequilibrio más rápido del déficit público en el entorno del 6% del PIB en 2018.

Evidentemente, estas proyecciones, estimaciones y previsiones son muy sensibles a la evolución de los precios del petróleo. La última fila de la Figura 1 recoge cuál debería ser el precio del barril de petróleo para alcanzar el equilibrio presupuestario. Entre 2000 y 2016 el presupuesto argelino requería en media precios superiores a los 100 dólares por barril para mantener el equilibrio. Los (tímidos) ajustes de 2016 y 2017 surtieron un cierto efecto rebajando el fiscal break-even price a 102 y 86 dólares, respectivamente. El ciclo fiscal electoral aumentaría el precio de equilibrio presupuestario hasta cerca de los 106 dólares, para volver a caer a los 84 dólares en 2019, nivel más alineado con las previsiones de precios (si bien dicha estimación es previa al expansivo proyecto de presupuestos de 2019). Cabe considerar que las empresas no manejan precios del petróleo muy por encima de los 80 dólares por barril, pero exigen rentabilidad a sus proyectos de inversión en el entorno de los 50 dólares. Los monoproductores de hidrocarburos y sus empresas públicas deberían adoptar marcos prudenciales razonablemente similares.

Un país que depende de las materias primas debería actuar del mismo modo para soportar debidamente en su balanza fiscal la segura e imprevisible volatilidad.

Figura 1. Argelia, principales indicadores económicos
 

2000-2014

2015

2016

2017

2018 (1)

2019 (1)

Crecimiento del PIB real (%) 3,7 3,7 3,3 2,0 3,0 2,7
Inflación (IPC, %) 3,7 4,8 6,4 5,6 7,4 7,6
Déficit público (% del PIB) 2,9 -15,7 -13,5 -7,1 -8,2 -4,8
Deuda pública (% del PIB) 24,8 8,8 20,6 25,8 33,3 38,4
Balanza por cuenta corriente (% del PIB) 11,4 -16,5 -16,6 -12,3 -9,3 -9,7
Deuda externa (% del PIB) 15,3 1,8 2,4 2,3 2,0 1,8
Reservas de divisas (en meses de importaciones) 26,9 28,4 22,6 19,0 16,2 13,4
Precio del barril de petróleo que equilibra el presupuesto (breakeven fiscal oil price, US$) 102,1 106,8 102,5 86,7 105,7 84,3
Precio del barril de petróleo de equilibrio exterior (external breakeven oil price, US$) 70,2 84,5 73,4 74.5 76,8 76,6

(1) Proyecciones.

Fuente: FMI (2018), ‘Regional Economic Outlook Update: Middle East and Central Asia, May 2018, Statistical Appendix’.

En general, el panorama macroeconómico refleja las inconsistencias de la política económica. Aunque el gobierno ha intentado ajustarse a un entorno de precios bajos del petróleo, el ciclo electoral sólo lo ha permitido parcialmente. El recurso a la financiación no convencional del déficit plantea serios interrogantes a medio plazo, como ha destacado el Banco Mundial.6 Ahora que la narrativa del lower for longer parece revelarse errónea, los incentivos a corto plazo para mantener la disciplina fiscal pueden debilitarse aún más.

Los vaivenes también se aprecian con claridad en la política microeconómica de 2018. Un área de especial interés para Europa (y España) es la política comercial. Argelia lleva desde 2015 aplicando una medida proteccionista tras otra, lo que afecta de manera importante a las relaciones comerciales del país con la UE. El argumento argelino es contener el desequilibrio de la balanza de pagos, pero existe también un elemento de economía política claro: los incumbentes quieren preservar las rentas que procuran las licencias, aranceles y prohibiciones propias de los mercados protegidos.

Primero se paralizó la liberalización comercial prevista por el Acuerdo de Libre Comercio del Acuerdo de Asociación Argelia-UE. Luego se introdujeron licencias de importación no automáticas para productos como los automóviles y el cemento y otros materiales de construcción. Desde 2018 estas licencias ya no afectan a las importaciones de automóviles, pero se han introducido nuevas medidas restrictivas: la suspensión de la importación para varios grupos de productos que abarcan unas 850 posiciones arancelarias; el aumento de los aranceles para unas 130 posiciones arancelarias adicionales; y nuevos requerimientos administrativos y financieros.7

Como se expone a continuación para el sector energético, el contexto económico preelectoral queda marcado por una mejoría transitoria debido al aumento de los precios del petróleo. El problema es que la ventana de oportunidad para el ajuste fiscal y las reformas microeconómicas que ofrece dicho aumento se ha solapado con un año preelectoral. Ambos elementos se conjugan para reforzar la tentación de seguir confiando en la recuperación de los precios y evitar (o minimizar) las reformas. Pero como ocurre con el sector energético, una coyuntura relativamente más favorable para el ciclo electoral a corto plazo no debería ocultar los numerosos retos económicos del país en el medio y largo plazo.

Gas y precios al rescate

A diferencia de otros monoexportadores de hidrocarburos, como Venezuela, el manejo de la política económica en Argelia no ha sido tan nefasto como para impedir que el país se beneficie de la actual subida de los precios del petróleo.8 Los peores escenarios contemplados en 2014, al inicio de la abrupta caída de los precios, no se han materializado. Ni se ha producido una regresión a la inestabilidad del decenio negro de 1990 ni se ha producido un golpe de Estado como en de Egipto.9 En cambio, como parecía previsible, el país ha permanecido instalado en un compás de espera marcado por la sucesión del presidente Bouteflika. A causa de ello, el contexto de elaboración de la política económica se ha sumido en una especie de continuidad deteriorada en espera de tiempos políticos y económicos más propicios.10

Se trataba de una apuesta arriesgada y tomada por defecto, dada la inviabilidad política de acometer un ajuste fiscal duro y acompañarlo de reformas microeconómicas de calado. Una parte de esa apuesta se fiaba a una eventual recuperación de los precios del petróleo, pero la otra era más tangible: la entrada en operación de nuevos proyectos gasistas capaces de revertir temporalmente el declive de la producción del país.

Figura 2. Producción de petróleo (mbd)

Figura 3. Producción de gas (bcm)

La Figura 2 muestra el estancamiento de la producción argelina de petróleo en los últimos años y el declive previsto a medio plazo. Con todas las cautelas acerca de las cifras manejadas por las diferentes previsiones, la tendencia de corto plazo de la producción de gas, representada en la Figura 3, es más favorable. Tras el acelerado declive de la producción en la década de 2000 y el estancamiento registrado en la primera mitad de la década actual, la producción creció de manera significativa en 2016 (pero no en 2017) y se esperan nuevos incrementos conforme los proyectos en curso se vayan completando. El declive de la producción en el caso del gas no se prevé hasta entrada la próxima década, pero todo el incremento de esos años se habría esfumado para 2027. Si bien no puede descartarse que el presidente Bouteflika busque la enésima reelección en esos años, las urgencias electorales argelinas son más inmediatas.

Figura 4. Exportaciones de hidrocarburos (US$ millones)

Incidentalmente, antes de que llegase el año preelectoral de 2018, los precios del petróleo empezaron a subir y con ellos lo hicieron los ingresos por exportaciones. La Figura 4 muestra el alza de los ingresos por exportaciones de hidrocarburos previstos hasta 2022 bajo el impulso del aumento tanto de la producción de gas como de los precios esperados del barril de petróleo. Como se refleja en el declive previsto en la producción de gas, el problema se presenta a partir de ese año. Independientemente de la evolución de los precios del crudo, Argelia necesita realizar ya las inversiones gasistas necesarias para revertir el declive anunciado de su producción.

Evidentemente, como se avanzaba, siempre es recomendable cierto escepticismo con las previsiones optimistas de la producción argelina de gas.11 Por ejemplo, incluir producción de shale gas resulta claramente prematuro, como se mostrará más adelante. Las previsiones de la Figura 3 dependerán de la evolución de la producción del campo de Hassi R’Mel, sobre todo en invierno con la bajada de las temperaturas y la reinyección de gas. Aunque hasta la fecha Argelia ha podido cumplir los contratos firmados, en 2017 no pudo suministrar a Francia cantidades adicionales de gas. De hecho, hay previsiones tan pesimistas que contemplan la desaparición de las exportaciones argelinas de gas para 2030 en un escenario de alta demanda doméstica, como sucedió con Egipto.12 Pero lo relevante es que incluso las previsiones optimistas sólo lo son a corto plazo, planteando un escenario muy complicado a partir de 2023-2024.

En suma, al igual que ocurre con la economía, la reciente mejora de la situación y de los indicadores y previsiones del sector energético argelino no puede esconder los retos que afronta a corto y medio plazo. Teniendo en cuenta los largos períodos de ejecución de los proyectos gasistas, muy especialmente en Argelia, las inversiones deben acometerse lo antes posible. Pero la realidad es que en los últimos años las desfavorables condiciones contractuales, fiscales y administrativas en Argelia han sido incapaces de atraer las inversiones necesarias por parte de las compañías internacionales. Las últimas rondas para pujar por licencias de exploración realizadas han obtenido escaso interés por parte de las compañías internacionales, que encuentran el contexto general de los negocios en el país muy desfavorable.13 De hecho, se han aplazado sine die y no se esperan nuevas rondas con el presente marco regulatorio.

La lentitud de los procesos administrativos y los largos plazos de aprobación, las dificultades para operar en un marco volátil de política comercial, los impedimentos a los flujos internacionales (desde los financieros a los aduaneros) y la situación de seguridad aumentan los costes de transacción de operar en el país. A ello se suma un sistema impositivo que limita los ingresos potenciales con un impuesto sobre beneficios extraordinarios (windfall tax), muy desincentivador en el actual contexto del mercado. La limitación de la participación extranjera en los proyectos (la denominada regla 49/51 la limita al 49%) es el otro obstáculo al que aluden las compañías extranjeras.

Finalmente, a pesar de contar con unas de las mayores reservas de gas no convencional (shale gas) del mundo, la estrategia argelina acerca de su explotación ha sido igualmente errática. Según las diferentes estimaciones, el país tendría las terceras o cuartas reservas técnicamente recuperables, tras EEUU, China y Argentina. La cuenca de Ghadames, que se extiende desde el este de Argelia hasta el sur de Túnez y el oeste de Libia, es una de las principales del mundo en recursos de gas no convencional.14 Pero las ventajas otorgadas por contar con una geología favorable y una industria gasista establecida han quedado anuladas hasta la fecha por obstáculos técnicos, políticos y económicos.

Las preocupaciones acerca de la competencia del fracking por un recurso escaso como el agua, aunque relativizadas desde la industria por la evolución de la tecnología, han generado protestas violentas en localidades afectadas en el sur del país (especialmente las registradas en In Salah en 2015 tras las primeras perforaciones). Por otro lado, las ineficiencias burocráticas y la lentitud administrativa que lastran el desarrollo de los recursos de gas convencionales son extrapolables al sale.15 En un contexto de precios bajos y oposición popular, los anteriores responsables de la política energética argelina parecieron optar por priorizar el desarrollo de recursos convencionales de menor coste de producción. Aunque no dejaron de considerar la explotación del shale gas, lo hacían a más largo plazo a la espera de un contexto más propicio: mayores precios del gas natural; avances tecnológicos capaces de minimizar los costes y el impacto sobre acuíferos y consumo de agua; y, en relación a esto último, un apaciguamiento de la oposición social a su explotación.

Una primavera energética tardía, limitada y por confirmar

Ante el letargo inducido por la parálisis política del sector energético argelino, en la primavera de 2017 el gobierno empezó a señalar un cambio de rumbo. El primer paso fue estabilizar la situación de Sonatrach, paralizada por los casos de corrupción y la sucesión de presidentes, cinco en apenas siete años. La designación del nuevo responsable, Abdelmoumen Ould Kaddour, no se trató de un nombramiento más. En 2007, Ould Kaddour había sido objeto de una oscura intriga del entonces todopoderoso Département du Renseignement et de la Sécurité (DRS), disuelto por Bouteflika en 2016. Acusado de estar en posesión de documentación del DRS, fue juzgado por espionaje por un tribunal militar que le condenó a 30 meses de prisión en un rápido proceso plagado de interrogantes. A los 20 meses de encarcelamiento fue liberado sin explicación alguna gracias a la supuesta intervención de un allegado de Bouteflika, tras lo cual se instaló en Dubai como consultor.

A principios de 2017 el entorno presidencial viajó a visitarle y consiguió convencerle, al parecer no sin dificultad, para que se hiciera cargo de Sonatrach.16 Se trataba no sólo de una rehabilitación personal, sino también indirectamente de la de su mentor Chakib Khelil, ministro de Energía entre 1999 y 2010, verdadero objeto de las intrigas del DRS para hacerse con el control de Sonatrach.17 El hecho de que Khelil sea uno de los potenciales candidatos a las presidenciales ha generado numerosas interpretaciones sobre el nombramiento. En junio de 2018 un decreto presidencial modificaba el estatuto de Sonatrach, atribuyendo nuevas prerrogativas a Kaddour, básicamente poder escoger a su consejo de administración. No obstante, también reforzaba el control presidencial sobre la empresa, cuyos presidentes y vicepresidentes deben ser nombrados también por decreto presidencial. En el plano organizativo, Sonatrach está ya cerca de completar el cambio de su cuadro directivo y ya tienen nuevos responsables en las áreas más importantes de la empresa (Estrategia, Upstream, Logística por Ducto y Comercialización).

En la misma primavera de 2017 se nombró a Arezki Hocini responsable de la Agencia Nacional de Valorización de Hidrocarburos (Alnaft), el regulador del sector. Se trata de un hombre cercano a Kaddour y Khelil y, como el primero, rescatado del olvido del régimen, aunque en este caso de una jubilación anónima. El nuevo ministro de Energía, Mustapha Guitouini, proviene de la distribución (Sonelgaz) y no del sector de exploración y producción. Tampoco tiene peso específico político, así que hasta fechas recientes ha dejado hacer y apenas ha intervenido en la formulación de la política de extracción.

El nuevo equipo energético rescató inmediatamente el espíritu aperturista del código petrolero de 2005 impulsado por Khelil y luego cercenado con medidas como el 49/51 y el windfall tax como principales elementos restrictivos a la inversión extranjera. En paralelo, Alnaft parece estar experimentando un proceso de incremento de sus funciones que, aunque todavía no ha sido aclarado, podría relevar a Sonatrach en algunas de sus tareas históricas de regulación y control para convertirla en una compañía más comercial y homologable a las grandes compañías internacionales.

Su objetivo declarado era despertar al sector petrolero y gasista argelino con el apoyo del clan presidencial. Empezaron por aproximarse a las compañías internacionales para reconducir amistosamente los litigios pendientes y recuperar en lo posible la imagen perdida. Al cabo de un año, Sonatrach consiguió cerrar el 80% de los mismos, entre otros con la noruega Statoil y la estadounidense ExxonMobil.18 Pero el caso más destacable es el acuerdo de asociación alcanzado con Total, que dejaba atrás numerosas disputas y recuperaba el clima de entendimiento entre ambas compañías.

A continuación llegó la firma de nuevos contratos y la extensión de otros, varios con Total. Entre ellos un contrato de concesión dentro de un nuevo marco contractual para desarrollar el campo de Timimoun, alcanzado entre Cepsa, Sonatrach, Total y Alnaft a finales de 2017.19 A principios de 2018, Cepsa, Sonatrach y Alnaft firmaron otro nuevo contrato de concesión para la explotación del yacimiento de Rhoude el Krouf (RKF), situado en la cuenca de Berkine. En abril de 2018 Sonatrach firmó un ambicioso acuerdo marco con ENI para relanzar la exploración y el desarrollo en la misma cuenca de Berkine, además de reforzar su cooperación en otros ámbitos del sector energético (shale gas, petroquímica, renovables, exploración offshore…).20 Más recientemente, en junio, se firmó un acuerdo entre Sonatrach, Total y Repsol para extender el contrato de la concesión de gas de Tin Fouyé Tabankort (TBT).

Estos avances han venido aderezados con una ronda de consultas para recabar información sobre qué medidas consideraban necesarias para reformar la Ley de Hidrocarburos y mejorar la dinámica del sector. Aunque se trata de una novedad bienvenida, las conclusiones de dicha ronda de consultas no se han hecho públicas, ni las compañías han sido informadas acerca de si sus sugerencias serían finalmente tenidos en cuenta. Esta falta de transparencia e indefinición supone otra limitación importante del relato de apertura energética de los últimos meses. Aunque las compañías internacionales parecen haber recibido señales de que el host government take (HGT, que en la mayoría de los casos está en el 90%) va a ser rebajado en la nueva Ley de Hidrocarburos, aquéllas siguen descontando que Argelia seguirá siendo un país con un HGT demasiado alto.

Su componente de política exterior es un elemento adicional de distorsión. Así, parte del éxito de los contratos con Total se debe a la voluntad de Francia de mantener sus intereses en Argelia. Cabe destacar que, al mismo tiempo, Francia continúa obstaculizando el gasoducto Midcat y el acceso por ducto del gas argelino al resto del mercado europeo. Estas inconsistencias estratégicas afectan considerablemente al horizonte exportador del gas argelino en Europa.

El otro reto pendiente era la renovación de los contratos de suministro de gas con los principales clientes argelinos, muchos de los cuales se acercaban a su fecha de expiración. Las negociaciones, de las que poco se sabe, se venían prolongando desde hacía años sin grandes avances. Las compañías europeas, apoyadas por la Comisión, insistían en flexibilizar las condiciones contractuales, rebajando su duración y considerando fórmulas de indexación de los precios menos rígidas, como ya estaba haciendo Rusia para adaptarse al nuevo contexto de abundancia de gas natural, mucho más competitivo.21 Aunque las autoridades argelinas se mostraban comprensivas, se resistían con el argumento de la seguridad de demanda e insistían en mantener una cierta estabilidad de expectativas.

En junio de 2018 Naturgy (antes Gas Natural Fenosa) se convirtió en la primera compañía europea en renovar su contrato, asegurándose el suministro de gas natural argelino hasta 2030. Aunque los detalles del acuerdo se desconocen, parece haber sido renovado en términos más flexibles, tanto en plazo (10 años) como en fórmulas de precios. Lo previsible es que las negociaciones con los demás clientes, algunas pautadas en acuerdos marco como los de Sonatrach con Eni y Total, sigan el mismo formato. No por tardías estas medidas dejan de ser bienvenidas, y suponen un brote de racionalidad en la política energética argelina que ha renovado las expectativas acerca de la anunciada nueva Ley de Hidrocarburos.

Tras muchas esperas y rumores, el pasado 4 de junio Kaddour anunció la contratación de una firma de consultoría estadounidense (Curtis, Mallet-Prevost, Colt & Mosle) para brindar asesoría en la confección de la nueva legislación petrolera. También destacó la necesidad de proceder con rapidez en su promulgación y aplicación para mejorar cuanto antes las condiciones de inversión y atraer la inversión de las compañías internacionales. Al parecer, la estrategia consiste en que la nueva ley sea aprobada al mismo tiempo que sus decretos de aplicación, al contrario de lo que ocurrió en 2005, 2006 y 2012, cuando estos últimos tardaron años en llegar y mantuvieron al sector paralizado.22 El ministro Guitouni, en cambio, ha expresado por primera vez su discrepancia y se ha mostrado a favor de un enfoque más cauteloso que podría entorpecer el proceso.23 Así, tanto la nueva ley como sus decretos de aplicación y el anuncio de las nuevas zonas abiertas a exploración deberán previsiblemente esperar a que se clarifiquen las incertidumbres de la elección presidencial.

Algo semejante ocurre con el futuro del gas no convencional. Conscientes de que el aumento de la exploración y producción de gas convencional no bastará para compensar el declive de los campos existentes, los nuevos responsables energéticos argelinos han mostrado un renovado interés por desarrollar los vastos recursos de shale gas del país. En los últimos meses han tenido conversaciones con compañías estadounidenses como ExxonMobil y Chevron, pero parecen muy preliminares y planeadas a muy largo plazo.24 El shale es también objeto de su partenariado con Eni y Total, pero parece que las negociaciones más avanzadas son las mantenidas con Anadarko y BP. En unas declaraciones recientes a Bloomberg, Kaddour incluía entre las prioridades de Sonatrach tanto la exploración offshore como lo que denomina las “nuevas energías” (“We don’t want to call it shale… I don’t like the term”).25

Por plazos, ninguno de estos proyectos verá la luz antes de las elecciones presidenciales, evitando su coste político en la campaña electoral y permitiendo mantener unos meses más el enfoque prudente adoptado hasta ahora por el gobierno. Dados los obstáculos que afronta la producción convencional, resulta complicado esperar que la de shale gas pueda resultar más sencilla. Todo lo contrario, su éxito se basa en conseguir la máxima eficiencia en la operación, lo que requiere un marco empresarial, fiscal y normativo favorecedor que hoy sólo existe prácticamente en EEUU: un proceso ágil de toma de decisiones, empresas de servicios que actúen en un mercado altamente competitivo, desarrollos tecnológicos ad-hoc para cada especificidad de los proyectos y un flujo constante de maquinaria y técnicos. Por ejemplo, las compañías internacionales tienen problemas aduaneros para importar maquinaria cuya llegada se retrasa en ocasiones hasta seis meses, plazos incompatibles con la agilidad exigida por la industria del shale. En todo caso, se espera que la nueva ley sea fiscalmente más favorable al shale y al offshore, así como promover la exploración en cuencas poco investigadas.

Conclusiones

La situación macroeconómica argelina refleja las inconsistencias de su política económica, reforzadas por el ciclo electoral. El recurso a la financiación no convencional del déficit y la recuperación de los precios del petróleo han debilitado todavía más la disciplina fiscal de cara a las elecciones presidenciales.

La coincidencia de éste reduce la ventana de oportunidad para el ajuste y las reformas que ofrece la mejoría temporal del contexto económico, ocultando los numerosos retos económicos del país a más largo plazo. Algo semejante ocurre con el sector de hidrocarburos. La mejoría de la situación no puede esconder la falta de las inversiones necesarias para revertir el declive de su producción. A los obstáculos administrativos que afrontan los proyectos, desde los largos plazos de aprobación y ejecución a los que sufren las transacciones internacionales, se suman una fiscalidad inadecuada y la limitación al 49% de la participación extranjera en los proyectos. Respecto al shale gas, hasta la fecha la estrategia argelina ha sido errática y plantea las mismas dudas que las condiciones de explotación de los recursos convencionales.

Para afrontar estas dificultades, los nuevos responsables de la política energética argelina han emitido señales de una mayor propensión a las reformas y preparado el terreno para la nueva ley de hidrocarburos y un cambio de enfoque respecto a la explotación del gas no convencional. En apenas unos meses Sonatrach, la compañía petrolera y gasista nacional, ha reglado gran parte de sus diferencias y arbitrajes con las compañías internacionales; ha firmado nuevos contratos y renovado o extendido otros con Cepsa, Eni, Naturgy (Gas Natural Fenosa), Repsol o Total; y ha renovado su interés por el gas no convencional buscando el apoyo de las empresas estadounidenses y europeas. La nueva ley de hidrocarburos, que lleva años anunciándose, es probablemente una oportunidad única para culminar y anclar esos esfuerzos por atraer la inversión internacional necesaria para desarrollar las reservas argelinas de gas. El presidente de Sonatrach y el regulador del sector de hidrocarburos llevan meses recurriendo a la narrativa de la primavera energética argelina, aunque desde luego no con ese nombre tan poco evocador en el Norte de África.

Sin embargo, ese nuevo tono de la política petrolera y gasista argelina tiene sus limitaciones. El documento destaca las inercias burocráticas y de opacidad como uno de los lastres principales de la apertura energética (especialmente críticas para la industria del shale), así como sus distorsiones por motivos de política exterior. Pero concluye que la principal limitación, como para el conjunto de la economía, consiste en que el ritmo de reformas impuesto se solapa y subordina al ciclo electoral, y líneas rojas como el 49/51 o un host government take elevado no pueden cruzarse antes de que concluya, y sólo difícilmente después. Esa realidad dificulta y retrasa la toma de decisiones, impide el uso de contratistas de calidad, alarga los tiempos de reacción y reduce el atractivo del país.

El futuro energético de Argelia es precisamente uno de los elementos de mayor valor estratégico a dirimir en las presidenciales de 2019. Tras años de parálisis, parece que la cita con la reforma energética no puede postergarse mucho más, pero tampoco parece previsible que pueda adelantarse a la clarificación del panorama político del país. La consolidación de la reforma energética no sólo exige una nueva ley y decretos efectivos de aplicación, sino también legitimidad y autoridad política. Si, como todo apunta, Bouteflika accede a la petición de la mayoría presidencial de presentarse, una reforma ambiciosa podría ser uno de los legados clave de su quinto mandato. Deberá confirmar, profundizar o revertir las medidas adoptadas, empezando por la ley de hidrocarburos y sus decretos de aplicación. Y sólo más a medio plazo definir una estrategia coherente para la explotación de las reservas de gas no convencional.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano
| @g_escribano


1 The Economist Intelligence Unit-EIU (2018), “Bouteflika’s rivals bide their time”, 18/VI/2018.

2 Véase “Les hydrocarbures pris en otage par la présidentielle de 2019”, Africa Energy Intelligence, n° 818, 5/VI/2018.

3 G. Escribano (2017), “Algeria: global challenges, regional threats and missed opportunities”, en K. Westphal y D. Jalilvand (eds.), Political and Economic Challenges of Energy in MENA, Routledge.

5 EIU (2018), Algeria. Country Report, julio.

6 World Bank (2018), “Algeria”, MPO, abril.

7 Comisión Europea-Alta Representante (2018), “Rapport sur l’état des relations UE-Algérie dans le cadre de la PEV rénovée”, SWD(2018) 102 final, 6/IV/2018.

8 G. Escribano (2018), “Argelia no es Venezuela”, Comentario Elcano, nº 22/2018, 4/IV/2018.

9 G. Joffé (2015) “The outlook for Algeria”, IAI Working Papers, nº 15/38.

10 G. Escribano, “A political economy of low oil prices in Algeria”, Elcano Expert Comment, nº 40/2016, 19/X/2016.

11 H. Darbouche y J. Hamilton (2015), “North Africa’s energy challenges”, en Zoubir y White (eds.), North Africa Politics. Change and Continuity, Routledge, 2015.

12 A. Aissaoui (2016), “Algerian Gas: Troubling Trends, Troubled Policies”, Oxford Institute for Energy Studies Paper NG 108, mayo.

13 Argelia figura en la posición 166 (de 185 países) en el ranking Doing Business 2018 del Banco Mundial.

15 Boersma, T., M. Vandendriessche, y A. Leber (2015), “Shale gas in Algeria. No quick fix”, Brookings Energy Security and Climate Initiative Policy Brief, nº 15-01, noviembre.

16 F. Alilat (2018), “Algérie : Ould Kaddour, de la prison à la tête de Sonatrach”, Jeune Afrique, 15/I/2018,

17 En junio de 2018 Kaddour declaró en una entrevista que todo el affaire había sido fabricado por la DRS “pour casser Chakib Khelil”. Y. Babouche (2018), “Ould Kaddour : ‘J’ai été jugé pour espionnage alors que BRC avait construit le siège de l’état-major de l’armée!’”, Tout Sur l’Algérie, 3/VI/2018.

18 El Watan (2018), “Sonatrach a réglé 80% de ses litiges”, 7/III/2018.

20 World Oil (2018), “Eni and Sonatrach strengthen cooperation in the gas sector in Algeria”, 18/VII/2018.

21 Esencialmente reducir los plazos contractuales de 20 o 25 años y fórmulas de indexación con mayor participación de precios de hubs europeos.

22 African Energy Intelligence, op. cit.

23 EIU ViewsWire (2018), “Algeria economy: quick view – US firms hired to advise on hydrocarbons law”, 7/VI/2018.

24 Natural Gas World (2018), “Sonatrach eyes foreign investors for shale gas: CEO”, 6/VII/2018.

25Sonatrach CEO Kaddour on Oil Supply, Prices, Investment”, Bloomberg Markets and Finance, 24/IX/2018.

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<![CDATA[ Predicción del comportamiento en el suministro seguro de los metales de interés energético: la actualidad del litio, cobalto y grafito ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari101-2018-delatorrepalacios-espi-prediccion-suministro-metales-interes-energetico 2018-09-10T02:32:38Z

La irrupción de las nuevas tecnologías en la producción y almacenamiento eléctrico tendrá un efecto sobre la cadena de suministro de metales y materiales de apoyo, que se verá afectado por la dimensión y la velocidad en la demanda previsible de estos materiales.

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Tema

¿Cuáles son la causa y los efectos de las principales incertidumbres en el suministro de los metales de interés energético?

Resumen

La irrupción de las nuevas tecnologías en la producción y almacenamiento eléctrico son causa y, hasta cierto punto, efecto, de la necesidad de una producción energética limpia. Sin embargo, los efectos sobre la cadena de suministro de metales y materiales de apoyo se verán, en principio, notablemente afectados por la dimensión y, sobre todo, por la velocidad en la demanda previsible de estos materiales. Las condiciones de esta demanda y la previsión de su respuesta son el objeto de este análisis.

Análisis

Los metales estratégicos, críticos o supercríticos

La aparición de la idea de los minerales o metales de extraordinario interés coincide con las recientes denominaciones de estratégicos, críticos o supercríticos. Esto se relaciona con el hecho de que, para el normal desarrollo de industrias de carácter estratégico por su elevada tecnología o incluso por su ayuda ambiental, se debe contar con suministros fáciles o asegurados de productos minerales que, muchas veces, no cumplen esas dos condiciones. Sin embargo, esta escasez es siempre relativa o temporal. Las razones de ello hay que buscarlas en las coyunturas del momento o fallos puntuales de la relación oferta/demanda debida a diversas causas.

En el sector de las materias primas de origen en principio natural, la irrupción de una nueva tecnología desata una amplia fantasía respecto al suministro procedente de los recursos de la Tierra. La UE hace años que se ha planteado el problema del suministro seguro de las materias primas necesarias para su industria, en especial para aquellos sectores que utilizan metales no muy abundantes y muchas veces ligados a las nuevas tecnologías, o bien, de la producción con altos índices de sostenibilidad. De ahí nace la línea Raw Materials1 como política para lograr un acceso fiable y sin obstáculos a las materias primas en la UE, así como las acciones que su aplicación ha conllevado en Europa. Entre dichas acciones se encuentra la Raw Materials Initiative que fija en 2008 una estrategia para tratar el asunto de las materias primas en la industria en la UE, con publicaciones regulares conteniendo un listado de materias primas críticas, y el European Innovation Partnership on Raw Materials como plataforma de grupos de interés para la promoción de la innovación en el sector de las materias primas.

Una forma de racionalizar estos conceptos consiste en agrupar las sustancias naturales en conjuntos que intervienen en las tecnologías de manera más o menos permanente o bien ligadas a cambios relacionados con la innovación. De esta manera podremos comprender más fácilmente los fenómenos ligados a la demanda.

Las materias primas minerales y la energía

Al referirnos a los metales de interés energético, tan solo hacemos la consideración de aquellos que presentan cierta incertidumbre de suministro actual o de futuro a corto y medio plazo. Hablamos de metales escasos dentro de la generación eléctrica porque son demandados por las tecnologías relacionadas, sobre todo, con la generación eléctrica sin carbono. Es decir, se encuentran dentro del cambio de modelo a una generación eléctrica renovable. Tomados de manera muy global, los minerales y metales escasos presentan las siguientes semejanzas:

  • En general no son críticos en el sentido definido por la línea Raw Materials,2 sino más bien escasos al apartarse de la extrema abundancia en la naturaleza.
  • Aparecen por necesidades tecnológicas de hoy, pero ya fueron demandados antes (litio, cobalto, tierras raras).
  • Su producción hoy es todavía limitada. Casi todos se mueven alrededor de las 100.000 toneladas (o menos) anuales de producción.
  • Poseen un valor limitado, en general menos de 10.000 millones de euros de producción anual, comparado con el valor de mercado del cobre mundial, de 140.000 millones de euros.
  • En la naturaleza aparecen en forma de pequeños depósitos minerales, o bien, que todavía no son muy conocidos.
  • Es frecuente que aparezcan acompañando a otros metales.
  • Para ellos existe la posibilidad de las sustituciones y el reciclado intenso.
  • Existe un riesgo en la adecuación de oferta-demanda y también una fuerte repercusión en los precios.
  • Hay posibilidad de cartelización, cuando no de monopolio.

Metodología empleada

Una manera de acercarse a los metales considerados críticos, casi siempre escasos, es aprendiendo del comportamiento de otros en situaciones similares. La creación de un modelo predictivo sobre el suministro seguro ha de basarse en el conocimiento del stock natural del elemento estudiado y de sus condiciones tecnológicas, y luego en las predicciones de la demanda apoyada en el análisis y aprendizaje de situaciones recientes. Este método de trabajo parte de unos metales de tremenda “criticidad”, como las tierras raras, el tántalo y el cobre por su importancia (primer grupo o grupo de referencia), mientras que el análisis predictivo se realiza sobre el litio, cobalto y grafito (segundo grupo o grupo dilema). De ahí surgen las conclusiones sobre posibles condiciones estratégicas y geopolíticas derivadas muchas veces de la geografía del suministro.

Primer grupo: el cobre

El cobre es un metal rojizo, de brillo metálico previo a su rápida oxidación al aire, relativamente blando, de elevada conductividad eléctrica y térmica, maleabilidad, y resistencia a la corrosión y a las altas temperaturas.

Figura 1. Producción y reservas mundiales de cobre, 2017
  Reservas en miles Mt de cobre Producción de cobre en miles de toneladas (Mt)/año, 2017
Chile 5.330 170.000
Perú 2.390 81.000
China 1.860 27.000
EEUU 1.270 45.000
Otros 8.850 471.000
Total mundial (aprox.) 19.700 >790.000
Fuente: US Geological Service (USGS), 2018.

La importancia de sus aplicaciones –principalmente la generación, transporte y distribución de electricidad, las telecomunicaciones, la construcción y el transporte– lo convierten a partir del siglo XX en imprescindible para el desarrollo económico. En este tipo de metales de gran interés, se analizan:

  • Limitaciones impuestas por condiciones del stock natural. A pesar de la gran demanda a nivel mundial, no existe riesgo de escasez de mineral de cobre en el medio plazo, al estimarse unos recursos de 5.600 millones de toneladas (Mt). Recuérdese que las reservas minerales son aquella parte de los recursos que pueden ser explotados económicamente con la tecnología y condiciones del momento, o en el muy corto plazo.
  • La concentración de la producción. Aunque aproximadamente el 40% de la extracción mineral se centra en dos países, Chile –que decrece– y Perú –que aumenta–, la larga tradición minera de estos países no presenta riesgos comerciales.
  • La variabilidad de los precios. El precio del cobre aumentó un 22% en 2017, negociándose en el entorno de los 7.000 dólares/Mt, debido a las perspectivas de una fuerte demanda, las interrupciones de suministro y la especulación de los inversores. Esto ha supuesto alcanzar los niveles de precios más altos en tres años, impulsado por los datos positivos de China y un dólar más débil.
  • Las limitaciones de su sustitución. Aunque se emplean sustitutos, el amplio uso industrial de este metal se debe al valor de sus propiedades en conjunto, que lo convierten en difícilmente reemplazable. Cerca del 70% del cobre mundial producido se emplea en aplicaciones eléctricas o de conductividad y comunicaciones.
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. La tipología principalmente empleada, los pórfidos, suponen el 60% de la producción, habitualmente a cielo abierto, con grandes movimientos másicos y cada vez menores leyes minerales, aspecto que deberá establecer un límite ambiental, no únicamente económico. La tendencia apunta hacia otras tipologías subterráneas, de mayor ley y menor impacto ambiental.
  • El grado de expectativas en la demanda. Condicionada por el papel de principal consumidor de China y su ratio de crecimiento que, aunque se estima se modere, continuará siendo intensivo en el uso de cobre para su actividad económica.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. Una explotación en países de reconocida tradición minera, un comercio internacional de un negocio que lleva funcionando sin grandes disrupciones por más de un siglo, así como su presencia en las principales bolsas del mundo, alejan las preocupaciones en el medio plazo en su cadena de suministro.
  • Los factores políticos. Aunque su producción se localiza principalmente en Chile y Perú, la larga tradición minera en estos países no hace temer la falta de suministro. El riesgo para este metal proviene, más que de la oferta, de la demanda, muy condicionada por el papel de China y su crecimiento económico.

Primer grupo: el tántalo

El tántalo es un metal gris azulado, no tóxico y denso, altamente maleable y químicamente inerte. Sus características únicas son la estabilidad a temperaturas extremas y sus propiedades anticorrosivas. Su uso principal es en condensadores para productos electrónicos de consumo, y electrónica energética.

Figura 2. Producción mundial de tántalo (en forma de óxidos o tantalita pura) y sus reservas, 2017
País Producción de tántalo en Mt de Ta2O5/año Reservas en Mt de Ta2O5
Ruanda 390 NA
Congo (Kinshasa) 370 NA
Nigeria 190 NA
Brasil 100 34 000
Otros 220 78 000
Total mundial (aprox.) 1 300 >110 000
Fuente: USGS (2018).

El pico de precio alcanzado en 2012 fue debido al aumento explosivo de la producción de elementos electrónicos de consumo, con las restricciones derivadas de los conflictos de parte de los países productores centroafricanos. Este tipo de metales de interés creciente se caracteriza por:

  • Limitaciones impuestas por las condiciones del stock natural. El tántalo resulta un metal escaso. Se estiman, mínimo 500 años para agotar, al precio actual, este recurso.
  • La concentración de la producción. Existe una importante concentración de la producción, con casi el 63% de la producción mundial en países del África Central.
  • La independencia en la producción-coproducción. A menudo se encuentra en depósitos con otros metales de valor comercial, tales como el litio, el cobalto y el estaño.
  • La variabilidad de los precios. Ha sufrido espectaculares aumentos en su precio, seguidos de dramáticos descensos. La capacidad de incremento de suministro de los productores en activo ha resultado muy eficaz.
  • Las limitaciones de su sustitución. Dos tercios del tántalo producido se utilizan para construir condensadores, con sustitutos cerámicos, de aluminio y de niobio.
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. El “conflicto coltán” ha resaltado la necesidad de una cadena de suministro global transparente que limite la comercialización de tántalo en los mercados internacionales. La discutida Ley Dodd-Frank, junto con la legislación complementaria en la UE, exigen que todas las empresas públicas divulguen la fuente de los minerales utilizados en sus productos y certifiquen que no se asocien con violaciones de los derechos humanos. Los yacimientos de tántalo centroafricanos a menudo son explotados de manera artesanal.
  • El grado en las expectativas de la demanda. Roskill pronostica que la demanda de tántalo crecerá en un 3,3% entre 2018 y 2026.
  • El factor precio. En los últimos años, los precios del tántalo han experimentado reducciones significativas en comparación con 2011, con cifras que oscilan entre los 100 dólares/kg y los 120 dólares/kg de Ta2O5. Hay especialistas que creen que para más de 100 dólares/kg, el mercado de condensadores no podría absorber ese coste.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. En 2016 el 63% del suministro de mina procedía principalmente de Ruanda y de la República Democrática del Congo. En los últimos años, estos países representaron del 45% al 55% de la producción mundial. Dado que los consumidores potencialmente recurrirán a materiales de bajo coste ofrecidos por los productores australianos de subproductos de litio, esto podría reducir la dependencia actual de los proveedores artesanales. Se piensa que la cadena de suministro primario del tántalo está preparada para demandas futuras. No se comercializa en ninguna bolsa pública de productos básicos.
  • Los factores políticos. China, con una muy moderada producción de minerales primarios, encabeza las importaciones totales de tántalo al 37% y representa en los productos acabados el 60% del mercado mundial.

Primer grupo: “las tierras raras”

Las tierras raras se componen de mezclas de óxidos e hidróxidos. Todos son metales, blandos y de color más o menos plateado. Son muy buenos conductores de la electricidad y destacan aún más por sus propiedades magnéticas.

Figura 3. Producción mundial de tierras raras y sus reservas, 2017
País Producción de tierras raras en Mt de metal Reservas en Mt de tierras raras
China 105.000 44.000.000
Australia 20.000 3.400.000
Rusia 3.000 18.000.000
Brasil 2.000 22.000.000
Otros 4.150 32.160.000
Total mundial 130.000 120.000.000
Fuente: USGS (2018).

La presencia de China a nivel de suministro y demanda, las inspecciones medioambientales, el almacenamiento gubernamental, el aumento de la actividad comercial y el crecimiento de la demanda han tensado la oferta. Este tipo de metales de interés creciente se caracterizan por:

  • Limitaciones impuestas por las condiciones del stock natural. Aunque los elementos de tierras raras son relativamente abundantes en la corteza terrestre, pocas veces se concentran en depósitos de minerales explotables.
  • La concentración de la producción. La producción china acapara el 80% del total mundial. Curiosamente, tan solo posee el 35% de las reservas mundiales.
  • La independencia en la producción-coproducción. Aunque es posible encontrar casos de explotaciones con otros metales y minerales acompañando a la producción, son las tierras raras las que mandan.
  • La variabilidad de los precios. A mediados del año 2017 los precios spot se situaron en el máximo de tres años, habiendo ganado un 50% en sólo un año. Las tierras raras no son negociadas en mercados abiertos.
  • Las limitaciones de su sustitución. Cuando China comenzó a restringir el suministro de tierras raras, las compañías electrónicas japonesas, como respuesta, hicieron esfuerzos para reducir su uso.
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. Adamas Intelligence observa que la producción ilegal de tierras raras en China parece haber disminuido en 2017.
  • El grado en las expectativas de la demanda. China supuso el 66% de la demanda mundial en 2017. Según E. Bulkhalter existe un consenso en que la demanda crecerá un 5% cada año de 2017 a 2022, con los coches eléctricos y las turbinas eólicas. La producción global tan solo se incrementará un 1%. Así, la demanda excedería a la producción en 2020.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. China domina la producción a tal punto que sus prácticas de exportación resultaron en una decisión de la OMC en 2014, viéndose obligada a eliminar sus cuotas de exportación en 2017. El país mantuvo las cuotas internas de producción, renovó su impuesto a la producción nacional y eliminó los aranceles de exportación, lo que ayudó a bajar los precios. De cara al futuro, se prevé que China establezca un límite anual en su producción a partir de 2020. EEUU y la UE han tomado conciencia y no va a ser demasiado difícil encontrar nuevos yacimientos que superen el nivel de rentabilidad económica impuesto por las cotizaciones actuales.
  • Los factores políticos. Un embargo chino sobre tierras raras no es un escenario imposible. Todos están de acuerdo que el problema ocurre porque China produce tierras raras a un precio mucho más bajo que cualquier otro país, alentando a los países a comprar a China en lugar de invertir en el desarrollo de sus propios suministros.

Segundo grupo: el cobalto

Se encuentra distribuido con amplitud en la naturaleza. Su principal característica es su elevadísima dureza y resistencia al desgaste. Entre sus aplicaciones comerciales más importantes se encuentran la preparación de aleaciones, y ahora, formando parte de las baterías de ión-litio.

Figura 4. Producción mundial de cobalto y sus reservas, 2016
País Producción de cobalto en Mt de cobalto metal Reservas en Mt de cobalto
Congo (Kinshasa) 63.000 3.400.000
China 7.700 80.000
Canadá 6.900 270.000
Rusia 6.200 250.000
Otros 41.940 2.994.000
Total mundial 126.000 7.000.000
Fuente: USGS (2017).

En 2017, los precios del cobalto en el LME aumentaron casi un 120%, alcanzando en 2018 los 90.000 dólares/Mt gracias a las fuertes perspectivas de demanda de energía eléctrica y las preocupaciones sobre la oferta. Este tipo de metales de interés creciente se caracterizan por:

  • Limitaciones impuestas por las condiciones del stock natural. En la naturaleza no existen concentraciones de incuestionable envergadura.
  • La concentración de la producción. Más del 60% de la producción se encuentra en el Cinturón de Cobre Africano (República Democrática del Congo y Zambia).
  • La independencia en la producción-coproducción. En 2016, aproximadamente el 60% del cobalto extraído fue como subproducto del cobre, el 38% como subproducto del níquel y el 2% restante de las minas primarias de cobalto.
  • La variabilidad de los precios. El precio del cobalto podría estabilizarse a corto plazo. BMO Capital Markets prevé un precio promedio de entre 68.200 y 72.000 dólares/Mt. El riesgo para la cadena de suministro de la batería de ion-litio permanece, y es probable que los precios continúen al alza.
  • Las limitaciones de su sustitución. Existen diferentes tecnologías de cátodos en las baterías ión-litio, que pueden permitir avanzar hacia una química de menos cobalto.
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. Más del 50% de la oferta mundial de cobalto procede de la República Democrática del Congo, un país políticamente inestable y con conflictos internos y donde la minería se ha relacionado con el trabajo infantil. El LME (la mayor bolsa de metales) ha pedido a los proveedores que brinden información sobre cómo garantizarán el abastecimiento responsable.
  • El grado en las expectativas de la demanda. La expectativa del consumo en baterías representará el 59% de toda la demanda de cobalto en 2020, indicando un aumento del 58% en la demanda de baterías con respecto a los niveles de 2016. Roskill3 cree que la oferta de cobalto se adaptará a la demanda. Hasta el año 2025 parece hasta cierto punto predecible el comportamiento del suministro. Sin embargo, hasta 2050 el esfuerzo de producción demandado puede desbordar un análisis racional ante el desaforado incremento en las futuras necesidades previstas por los fabricantes de baterías.
  • El factor precio. Algunos analistas habían predicho que el valor del cobalto aumentaría mucho más que su máximo de 2008 en más de 50 dólares por libra, y esto se está produciendo.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. Se estima que en 2017 habrá existido un déficit mundial de 4.000 Mt para estos productos químicos de cobalto refinado y más de 1.000 Mt para el metal cobalto (superaleaciones). Sin embargo, la organización CRU4 prevé que el déficit de cobalto metal se reduzca en el mediano plazo (2017-2021), mientras que el déficit químico refinado de cobalto se mantendrá en niveles altos. Es decir, la cadena de suministro parece funcionar en el corto plazo, mientras que en el medio plazo (a partir de 2026) las previsiones no están tan claras.
  • Los factores políticos. China produce el 80% de los productos químicos de cobalto del mundo y más del 90% de su suministro procede de concentrados de la República Democrática del Congo.

Segundo grupo: el litio

El litio es un elemento relativamente raro y sus concentraciones suelen ser muy bajas. Se trata del metal más ligero de todos (flota sobre el agua), es blando y de color plateado/gris claro. Tiene un punto de fusión muy bajo y reacciona fácilmente.

Figura 5. Producción mundial de litio y sus reservas, 2017
País Producción de litio en Mt de Li metal Reservas en Mt de litio
Australia 18.700 1.600.000
Chile 14.100 7.500.000
Argentina 5.500 2.000.000
China 3.000 3.200.000
Otros 1.600 169.000
Total mundial 42.900 14.000.000
Fuente: USGS (2018).

En la actualidad, la producción de litio y su demanda se encuentran relativamente equilibradas. Sin embargo, se avecina un déficit en el suministro que demandará nuevos participantes en el mercado.

Este metal de interés creciente se caracteriza por:

  • Limitaciones impuestas por las condiciones del stock natural. La mitad de la producción actual de litio procede de yacimientos de roca dura y la otra mitad de salmueras. Se piensa que los recursos disponibles de litio son inmensos.
  • La concentración de la producción. No existen abultadas diferencias en las posibilidades de producción de los países involucrados (Australia, Chile, Argentina y China). Además, en un futuro inmediato, las fuentes de suministro del litio se diversificarán todavía más, al incorporarse litio procedente de salmueras de sondeos petrolíferos, arcillas anómalas en litio y otras más.
  • La independencia en la producción-coproducción. No existen demasiados ejemplos de una importante convivencia entre metales de valor.
  • Las limitaciones de su sustitución. En un futuro, las baterías de ión-litio convivirán con otras tecnologías más innovadoras como posibles sustitutos, destacando metal-aire y electrolito sólido, o las níquel-manganeso-cobalto (NMC).
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. En la minería del litio no existen factores relacionados con la posible violación de derechos humanos o de importantes agresiones a la naturaleza. Una de las causas es, además de su geografía, el hecho de la necesidad de inversiones importantes para su producción, alejando la sombra de la minería artesanal.
  • El grado en las expectativas de la demanda. El requerimiento de litio entre 2010 a 2100 podría ser de 12 millones a 20 millones de Mt. El límite superior para la demanda de litio es significativamente menor que los aproximadamente 40 millones de Mt de litio de los recursos in situ. China y Europa son los mayores consumidores.
  • El factor precio. El litio representa un pequeño porcentaje de la masa económica de los materiales en las baterías. Incluso un aumento de cinco veces en el precio del litio puede no afectar significativamente el precio del paquete de baterías.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. La demanda global aumentó un 26% en 2016 y se prevé que crezca un 39% en 2018. La disponibilidad no es limitante, aunque los cuellos de botella en la cadena de distribución pueden desacelerar la fabricación de las baterías.
  • Los factores políticos. El consumo de China fue el 50% del total mundial, dependiendo en gran medida de las importaciones. El 70% del concentrado de espodumena se importa tan solo de Australia.

Segundo grupo: el grafito

Se trata de un mineral de brillo metálico y color negro. Excelente conductor de calor y electricidad, presenta la mayor resistencia y rigidez natural de cualquier material, mantiene su resistencia y estabilidad a temperaturas superiores a los 3.600°C, es uno de los agentes de refuerzo más ligeros, presenta una alta lubricidad natural y es químicamente inerte, con una alta resistencia a la corrosión.

Figura 6. Producción mundial de grafito y sus reservas, 2017
País Producción de grafito en miles de Mt de grafito puro Reservas en miles de Mt de grafito puro
China 780 55.000
India 150 8.000
Brasil 95 70.000
Canadá 30
Otros 95 137.000
Total mundial 1.150 270.000
Fuente: USGS (2017).

El grafito se considera clave en la economía de la tecnología ecológica que incluye avances en almacenamiento de energía, vehículos eléctricos, energía fotovoltaica y electrónica. Este tipo de metales de interés creciente se caracteriza por:

  • Limitaciones impuestas por las condiciones del stock natural. El grafito natural es relativamente abundante en la naturaleza. A pesar de las reservas estimadas en la Figura 6, los recursos mundiales reconocidos de grafito pueden superar los 800 millones de Mt.
  • El grafito encuentra aplicaciones en sectores como la energía móvil, la industria del automóvil, los lubricantes, los polímeros conductores, la metalurgia y la industria química.
  • La concentración de la producción. En 2017 China fue el productor de grafito más importante del mundo, con el 65% de la extracción mundial y el 35% del consumo. La India es el segundo productor mundial.
  • La independencia en la producción-coproducción. Prácticamente no existen casos donde la producción de grafito se encuentre acompañada de otro metal o mineral de interés económico.
  • La variabilidad de los precios. En 2017 sus precios subieron hasta un 40% debido a la mejora de la industria siderúrgica, a los problemas de producción relacionados con el medio ambiente en China y al continuo crecimiento de la demanda de la industria de baterías ión-litio. Alcanza los 1.175 dólares/Mt, desde los 750 dólares/Mt a principios de 2017.
  • Las limitaciones de su sustitución. Para muchos de estos usos, no existen sustitutos adecuados. El grafito sintético es muy costoso de producir.
  • Los factores éticos, sociales y ambientales. Además de cerrar minas debido a violaciones ambientales, China también está viendo un endurecimiento de las condiciones laborales.
  • El grado en las expectativas de la demanda. Se espera que la demanda de grafito supere la oferta en la próxima década. Sólo en el mercado de los vehículos eléctricos, la demanda estimada para 2020 requeriría más de lo que se produce hoy en todo el mundo.
  • La existencia de una adecuada cadena de suministro. La India y China (ahora con un arancel de exportación del 20%) han estado frenando el suministro de grafito para el consumo interno. China está consumiendo más grafito, retirándose un poco del mercado internacional para exportar los productos terminados. No obstante, la adecuación de la cadena de suministro, a corto plazo, no debería ser un problema insuperable.
  • Los factores políticos. Los países de Asia-Pacífico representan el mercado de más rápido crecimiento para el grafito. Factores tales como el bajo coste de la mano de obra y los recursos naturales de grafito proporcionan un crecimiento sostenible del mercado (especialmente en China) incluso en condiciones de poca demanda. Se prevé que China tenga un crecimiento sostenido respaldado por sus inversiones en el extranjero. La industria india del grafito tiene ventajas competitivas que, junto con el desarrollo del sector del acero, explica que se mantenga en segundo lugar.

Conclusiones

Consecuencias del análisis del primer grupo de metales de interés energético (cobre, tántalo y tierras raras)

Este grupo se ha creado y analizado por haber superado el ciclo de elevación desmesurada de los precios alrededor del año 2011. Para comprender el significado de los precios de las materias primas minerales en relación con el stock natural que las contiene, conviene tener en cuenta que:

  • Los precios son indicadores de la escasez momentánea de los recursos minerales y, al mismo tiempo, actúan como reguladores del suministro.
  • También son sensibles e indican la dificultad de extracción, la rareza y las necesidades tecnológicas.
  • Son desencadenantes de episodios de violación de derechos sociales y agresiones ambientales.
  • Los precios también son indicadores de la necesidad o eficacia del metal. Así, en el cobre, la sociedad no encuentra otro elemento más eficaz en la fabricación de devanados de motores y de algunas conducciones eléctricas y, por ello, a pesar de su abundancia, mantiene un precio relativamente elevado respecto a sus competidores de uso. Esto marca su verdadero nivel de precio en los últimos años.

En el primer grupo, resaltan las singularidades de las tierras raras, ya que no son todas homogéneas respecto a su demanda o su precio, puesto que actualmente la presencia del neodimio y praseodimio en los imanes permanentes de alta eficacia los presenta como los de mejor futuro. El tántalo comparte el sentimiento de ser un elemento escasísimo y caro, cuando esto ya no es así. Además, nos olvidamos de la trascendencia eléctrica que posee el cobre. Por otro lado, la respuesta del stock natural a una fuerte demanda está asegurada en las tierras raras, con una vida de 920 años al consumo actual, según la valoración última del USGS, en el tántalo de 85 a 500 años, según las fuentes consideradas, y de 40 a 280 años para el cobre. La concentración de la producción resulta impresionante en el caso de las tierras raras y menos abultada en el tántalo. Siempre la presencia china resulta principal en este sentido, acaparando el 80% de la producción y el 66% de la demanda de las tierras raras o encabezando las importaciones de tántalo al 37%.

La dependencia de la coproducción con otro metal tampoco resulta definitiva en los tres casos considerados. Tan solo el tántalo se encuentra muchas veces asociado a la producción de otros metales dominantes. En los tres metales del grupo de referencia existe una cierta calma actual en la volatilidad de sus cotizaciones, una vez superados ciclos de un escandaloso desarrollo alcista de sus precios. La amenaza de la sustitución por metales más económicos subsiste en los tres considerados y son conocidos diversos esfuerzos por lograrlo o, al menos, reducir su consumo. En el aspecto de afección ambiental o sentido ético de ciertas formas de producción, destaca el tántalo como sostenedor de conflictos, aunque se haya abusado de esta concepción. En los tres casos la conciencia está viva y las soluciones llevan aplicándose desde hace tiempo.

El crecimiento de la demanda es una característica común a los tres metales y la cadena de suministro, en general, siempre se ha adaptado a ella, a pesar de haber existido varios picos de un cierto desabastecimiento momentáneo. La presencia de nuevos recursos, en los tres casos, es una realidad constatada, además de las medidas para aumentar el reciclado que, a causa de sus precios, siempre ha sido interesante. El sentido político relacionado con la producción de los tres metales considerados resulta muy evidente, resaltando, incluso, las acciones directas de China sobre el suministro de tierras raras. Pero la acción de este país no se ha limitado a este caso, sino que está presente de diversas maneras en todos los demás.

Consecuencias del análisis del grupo dilema de metales de interés energético (cobalto, litio y grafito)

El segundo grupo lo componen metales (o minerales) que se enfrentan a una situación de demanda realmente escalofriante, con modelos de crecimiento muy inciertos, al estar ligados a la producción de los elementos fundamentales de los acumuladores del coche eléctrico. Estos elementos son el cobalto, el litio y el grafito. Resumiendo esta situación, los horizontes que se manejan habitualmente son los cercanos (hasta 2025) y, en el medio plazo, alcanzando el año 2050. Como singularidades de los tres considerados, se destaca la anímica demanda del cobalto, sin encontrar todavía su sentido, la variedad de suministros posibles para el litio y la sosegada situación del grafito, que parece todavía no enterado de lo que sucede a su alrededor. Tal como ocurría en el primer grupo o de referencia, el stock natural está muy capacitado para suministrar lo que se pedirá de él en pocos años. Así, existen de 300 a 1.000 años de posible producción de litio a la demanda actual, dependiendo de las fuentes consultadas, de 230 a 800 años de grafito natural y mucho más controvertidos resultan los posibles años de suministro para el cobalto (65 años según el USGS).

La concentración actual de la producción es alta en el grafito (solamente China produce el 65%). También alta, aunque pasajera, en el cobalto (60% de la RDC) y moderada, y aún lo será más, en el litio. La influencia de la coproducción es casi inexistente en el litio y en el grafito, pero importante en el cobalto. Mientras que en el grafito existe una cierta estabilidad en los precios, en el litio y, sobre todo, en el cobalto, la subida de sus cotizaciones ha sido explosiva (casi cuatro veces en menos de tres años). La posibilidad de sustitución en las tres sustancias de momento resulta difícil, aunque no se ceja en ello, intentando al menos reducir su consumo unitario. Respecto al aspecto ambiental y ético de las producciones de las tres sustancias, la consideración ambiental se encuentra más o menos desarrollada en el litio y en el grafito, mientras que en el cobalto, sobre todo la producción centroafricana, se le asignan influencias de sostenimiento de conflictos que, además de ser necesario su esclarecimiento, se han habilitado medidas para evitarlas.

Las tres sustancias albergan una demanda creciente y sostenida que ha provocado el aumento explosivo de sus precios, a excepción del grafito. También, este mineral se aparta un poco de la incertidumbre provocada por esa desmesura en la demanda. El litio y el cobalto se enfrentan al dilema de disponer de una cadena de suministro que se controla más o menos a corto plazo, pero que resulta incierta para los modelos de producción de automóviles eléctricos en el horizonte de 2050. Respecto a la posibilidad de nuevos recursos, en el grafito no supondrá ningún problema aumentarlos a partir de diversas fuentes. También existen variadas alternativas para el litio, y muchas menos y más difíciles para el cobalto (nódulos marinos, sobre todo). Por otro lado, en el aspecto político, la presencia de China es abrumadora. China, aunque no es una importante explotadora de recursos minerales de cobalto y litio, está presente en el 80% de los productos químicos del cobalto, necesarios para las baterías ión-litio. Además, participa con el 50% en la producción del litio que se comercializa en el mundo y, por supuesto, es líder en producción de grafito, con un 65% del total.

Pronóstico sobre el suministro de cobalto, litio y grafito al mercado mundial

El grafito no presentará importantes problemas de abastecimiento ni a corto ni a medio plazo. Tanto el stock natural hasta hora explotado como las posibilidades que ofrece el mismo modelo son más que suficientes para asegurar el abastecimiento futuro. Además, la presencia china se encuentra en declive, aunque aún resulta decisiva.

Sin embargo, el cobalto y el litio son otra cosa. Ambos, en principio, no presentan problemas de suministro cuando su extracción se contempla con la medida de la producción actual. Ya en el corto plazo (hasta el año 2025) se pueden producir ligeros desabastecimientos, posiblemente corregidos por la fuerza de los precios actuales, que fomentan el aumento de producción, el desarrollo de innovaciones de sustitución y la reducción del consumo unitario. Esto ha sucedido en el primer grupo, con el tántalo y las tierras raras. En el medio plazo, aplicando un modelo predictivo de necesidades de abastecimiento para las baterías consumidas por más de 500 millones de vehículos eléctricos, la cadena de suministro necesaria para la demanda de litio y, sobre todo, del cobalto, no resiste a una propuesta coherente. No obstante, sería la primera vez que se produciría un desabastecimiento profundo, y tal como ha ocurrido con los metales del primer grupo, la adecuación de las otras fuerzas que afectan al mercado ha sido suficiente para ir moldeando la definitiva cadena de suministro.

Como elemento distorsionador se encuentra la presencia china en todas y cada una de las sustancias en conflicto, aunque la unión de intereses de la economía china con la occidental hasta ahora no ha producido un verdadero problema directo de abastecimiento.

Luis de la Torre Palacios
Universidad Politécnica de Madrid

J. Antonio Espí
Universidad Politécnica de Madrid


1 Véanse COM (2008), “The raw materials initiative – meeting our critical needs for growth and jobs in Europe”; COM (2017), “On the 2017 list of Critical Raw Materials for the EU”; y COM (2014), “Commission communication ‘On the review of the list of CRM for the EU and the implementation of the Raw Materials Initiative’”.

2 Así referidos por el alto riesgo relativo al acceso al mineral o al metal, y a su vez que resulten de gran importancia económica. Véase Working Group (2014), Report on Critical Raw Materials for the EU, Report of the Ad hoc Working Group on defining critical raw materials.

4 Compañía especializada en la investigación de mercado en el mundo del cobre y que actualmente realiza trabajos de consultoría sobre materias primas metales, minerales y fertilizantes.

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<![CDATA[ Argelia no es Venezuela ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-escribano-argelia-no-es-venezuela 2018-04-03T09:11:08Z

Es importante que desde Europa se ofrezcan estímulos políticos y económicos para avanzar en dichas reformas, dotando de visibilidad, pero también de mayor contenido a las relaciones con Argelia.

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Argelia y Venezuela han estado en el foco de los analistas desde el inicio de la caída de precios en 20141. La falta de diversificación económica durante los años de precios altos y la ausencia de reformas ante el contra-choque petrolero de los últimos años los convirtieron en candidatos al colapso económico primero y político después. Aunque odiosa como todas, la comparación entre ambos mono-productores es un clásico de la literatura sobre el rentismo petrolero. Sin embargo, a la entrada de 2018 los dos países presentan perspectivas cada vez más divergentes. No sin dificultades y riesgos latentes, Argelia ha capeado los años de precios más bajos y, contra todo pronóstico, Abdelaziz Bouteflika afronta el año con la vista en las presidenciales de 2019. En cambio, Nicolás Maduro ha llevado a Venezuela a una crisis humanitaria (y energética) y ha desmantelado la industria petrolera, por lo que apenas cuenta con margen ni base para aprovechar la recuperación de los precios.

Frente a la continuidad deteriorada argelina, la degradación de la situación política y social en Venezuela y el declive de la producción petrolera del país apenas tiene precedentes. Tras alcanzar un pico de 3,5 mbd (millones de barriles diarios) en 1998, un año antes de la llegada de Hugo Chávez al poder, la producción de petróleo de Venezuela se desplomó en noviembre de 2017 a apenas 1,8 mbd, mínimos desconocidos desde 1985 con los que ni siquiera puede ya cumplir su cuota OPEP (1,97 mbd). Las previsiones para 2018 plantean pérdidas de producción de entre 100.000 y 300.000 barriles diarios. En escenarios de colapso político y social, podrían retirarse del mercado casi el doble de barriles.

“Argelia necesita atraer inversiones para desarrollar sus recursos de hidrocarburos, pero la apertura y modernización del sector presenta muchas resistencias”.

Evidentemente, la situación de Argelia presenta incertidumbres políticas y económicas muy altas. Pero las profecías más catastrofistas sobre la repetición de la guerra civil que siguió al contra-choque petrolero de la segunda mitad de la década de 1980, los posibles escenarios egipcios de golpe de Estado o la difusión de los conflictos de países vecinos no se han materializado. Por el contrario, se ha instalado una especie de continuidad deteriorada por los bajos precios del crudo, algo aliviada últimamente por su recuperación.2 Durante los últimos años, los equilibrios macroeconómicos argelinos se han deteriorado significativamente, pero el gobierno ha sido capaz hasta la fecha de evitar una crisis de insolvencia como la de 1986-1988. El coste ha sido agotar su fondo petrolero y buena parte de sus reservas de divisas y limitar el crecimiento económico. Pero como el país contaba con un colchón financiero acumulado durante los años de bonanza, hasta la fecha ha podido evitar un recurso masivo a la deuda externa.

Los presupuestos de 2016 y 2017 se situaron al límite de la ortodoxia y el recurso al proteccionismo contuvo a duras penas el desequilibrio exterior y el drenaje de divisas. Prepararon así el cambio de ciclo político-fiscal previsto por el presupuesto aprobado para 2018, necesariamente expansivo para asegurar un buen resultado en las elecciones presidenciales de 2019 y, en su caso, justificar que Bouteflika opte a un quinto mandato pese a su estado de salud. Este giro de estrategia tiene sus riesgos: la expansión fiscal prevista para 2018 deberá financiarse mediante el recurso a la denominada financiación no convencional (en realidad, imprimir billetes), lo que incluso bajo la supervisión del banco central y el gobierno probablemente llevará a un aumento de la inflación y a la financiación de proyectos de baja rentabilidad.

La reversión de algunas de las (tímidas) medidas de austeridad llega en un momento relativamente más favorable a la economía argelina que el de los presupuestos anteriores. La subida del precio del petróleo beneficia especialmente a Argelia porque, a diferencia del de Venezuela, su petróleo es de alta calidad, dulce y ligero, y en los últimos meses viene beneficiándose de un premium considerable sobre el Brent. No obstante, la falta de inversiones en exploración y producción no permite detener el suave declive de su producción de petróleo ni acelerar la lenta recuperación de la producción de gas, mientras la demanda interna aumenta con fuerza y presiona a las exportaciones. Por ello, junto a la gestión macroeconómica en año preelectoral, las expectativas para 2018 están puestas en la esperada nueva ley de hidrocarburos. Argelia necesita atraer inversiones para desarrollar sus recursos de hidrocarburos, pero la apertura y modernización del sector presenta muchas resistencias.

El gobierno argelino podría caer en la ilusión de que la recuperación de precios le exime de las reformas económicas, sobre todo de las energéticas, lo que prolongaría el estado estacionario en que se encuentra el país. Por ello es importante que desde Europa se ofrezcan estímulos políticos y económicos para avanzar en dichas reformas, dotando de visibilidad, pero también de mayor contenido a las relaciones con Argelia. Después de la paralización del desmantelamiento arancelario previsto en el acuerdo de libre comercio y en un contexto de renegociación de los contratos de gas del país con sus principales clientes europeos, desde la perspectiva económica resulta clave trazar un horizonte claro a las relaciones bilaterales. España es uno de los Estados miembros más interesados en asegurar perspectivas europeas de futuro tanto al gas argelino como a una relación comercial estable e intensa. De ahí la importancia otorgada a ambos elementos, energía y economía, en la VII Reunión de Alto Nivel Argelia-España celebrada en Argel el 3 de abril.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano
| @g_escribano


1 Este comentario re-elabora el epígrafe del mismo título incluido en el ARI Energía en 2018: aceleración geopolítica, más OPEP+ y Trump año II.

2 G. Escribano (2017), “Algeria: global challenges, regional threats and missed opportunities”, en K. Westphal y D.R. Jalilband (eds.), The Political and Economic Challenges of Energy in the MENA Region, Routledge, Oxford.

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<![CDATA[ Energía en 2018: aceleración geopolítica, más OPEP+ y Trump año II ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari16-2018-escribano-energia-2018-aceleracion-geopolitica-opep-trump 2018-02-12T06:18:11Z

El año 2018 apunta a precios del petróleo por encima de la media de 2017 y a una aceleración geopolítica en Oriente Medio, así como a una rivalidad creciente entre la OPEP+ y los productores no convencionales estadounidenses.

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Ver también versión en inglés: Energy in 2018: geopolitical tensions OPEC+ and Trump Year II

Tema

¿Cuáles fueron los principales vectores energéticos de 2017 y qué conjeturas se pueden hacer para 2018?

Resumen

El año 2018 apunta a precios del petróleo por encima de la media de 2017 y a una aceleración geopolítica en Oriente Medio, así como a una rivalidad creciente entre la OPEP+ y los productores no convencionales estadounidenses, ahora respaldados por la Administración Trump. Más en positivo, la recuperación de precios puede tener efectos estabilizadores en aquellos países productores mejor preparados para ello.

Análisis

El año 2017 ha sido intenso, como ya se preveía en el documento del año pasado. Los precios del petróleo han escalado por encima de las expectativas, se ha producido una aceleración y acumulación geopolítica en Oriente Medio, la OPEP+ se ha consolidado y ha ganado credibilidad, y el presidente Trump ha irrumpido con fuerza también en materia energética. Mientras, el año 2018 apunta a precios del petróleo por encima de la media de 2017, al desarrollo de las rivalidades geopolíticas iniciadas el año pasado y a la emergencia de otras nuevas, como las eventuales sanciones estadounidenses a Irán. Los países consumidores también deberán adaptarse a un entorno de precios más exigente. Al otro lado de la ecuación hay productores sumidos en el caos que tienen poco margen de mejora (Venezuela), mientras que otros parecen mejor preparados para aprovechar la recuperación de los precios (Golfo Pérsico y Argelia). Durante 2018 se seguirá desarrollando el pulso entre los productores no convencionales (fracking) estadounidenses y la OPEP+, con una Rusia más asertiva integrada de manera casi plena en el formato ampliado del cártel petrolero. La política energética europea sigue desarrollando el paquete de invierno de 2016 y su evolución se analiza en el documento dedicado al clima en 2018.

Precios soportados

En la segunda mitad de 2017 los precios del petróleo subieron por encima de las expectativas, especialmente tras las caídas iniciales que sucedieron a la reunión de la OPEP del pasado 25 de mayo. Como se apunta más adelante, parte de esa dinámica puede atribuirse a un aumento del riesgo geopolítico, pero las perspectivas de oferta y demanda también dibujan un mercado más apretado, quizá en menor medida de lo que reflejan los precios. A principios del año pasado las previsiones estuvieron entre los 53 dólares previstos por la US EIA y los más de 60 de Merrill Lynch o Bank of America. En una encuesta realizada por Reuters a 28 analistas a principios de diciembre de 2016, las previsiones oscilaron entre los 83 y los 50 dólares, y la media fue de 57. Con los últimos datos, y pese a su rápido ascenso, el precio medio del barril de Brent para el conjunto del 2017 se situó en 54 dólares, por lo que las previsiones centrales han estado bastante ajustadas. La misma encuesta de Reuters ofrecía a finales de diciembre de 2017 una previsión media para 2018 de casi 60 dólares, muy por debajo de los 70 alcanzados por el mercado en los primeros días del nuevo año (por primera vez desde 2014).

Aunque muchas previsiones están al alza para los próximos meses, hay cierto consenso en que los precios podrían flexionar a la baja a lo largo del año. El reequilibrio de los fundamentales aumenta la sensibilidad y volatilidad de los precios, pero puede no resultar tan dramático. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) cree que en 2018 la producción crecerá por encima de la demanda, sobre todo en la primera mitad del año, para reajustarse en la segunda mitad. Detrás de sus proyecciones está una apuesta por la “moderación” de los productores estadounidenses en busca de mayores rentabilidades y, por tanto, menores incrementos de producción a los posibles. La US Energy Information Administration (US EIA) prevé para el barril de Brent un precio medio en 2018 de 61 dólares, siete más que el alcanzado en 2017, pero proyecta un exceso de oferta en 2018 y 2019 debido al aumento de producción estadounidense, disparada en los últimos meses.

La recuperación de los precios podría mantenerse, con su descenso soportado por factores como las tensiones geopolíticas, un enfoque más estratégico de los productores estadounidenses y/o un comportamiento más dinámico al esperado de la demanda. El reciente aumento de los precios del petróleo erosiona el entorno favorable de que ha disfrutado la economía mundial (y española) durante los últimos años y obliga a aplicar reformas para poder seguir ganando competitividad. Pero también reporta algunos beneficios por el lado de los productores (y, como se verá, muchos de ellos son de gran importancia estratégica): retira presión financiera y permite medidas de ajuste económico más graduales y sostenibles políticamente, aliviando situaciones internas muy complicadas. Sería sensato para los países consumidores contar con un nuevo rango de precios que para el Brent puede situarse en los entornos actuales; y para los productores moderar sus expectativas a las previsiones de una media soportada en el entorno de los 60 dólares.

El riesgo geopolítico cotiza de nuevo

Dentro de la imprevisibilidad intrínseca de los riesgos geopolíticos, todos los indicios apuntan a que en 2018 proseguirá la escalada observada en 2017. Según Ian Bremmer, si hubiese que elegir “un año de los últimos 20 para una gran crisis inesperada –el equivalente geopolítico de la crisis financiera de 2008– sería 2018”. Aunque la sentencia pueda tildarse de exagerada, es cierto que se ha producido una acumulación de tensiones que, en ocasiones, han oscurecido evoluciones positivas en el contexto estratégico de los mercados de gas y petróleo. La derrota del Daesh en Irak y la erradicación de sus focos en Libia han sido buenas noticias, pero fueron rápidamente oscurecidas por el referéndum kurdo de independencia y el enquistamiento en Libia. Sin caer en los excesos, debe reconocerse que estos picos geopolíticos se perciben como un elemento más del retroceso estructural del orden liberal y la adopción de visiones más estratégicas de las relaciones internacionales. Incluso la muy liberal UE apuesta ahora por un “pragmatismo con principios” y ha reducido el espacio de su política exterior en una vecindad mediterránea ampliada precisamente cuando ésta recupera su peso estratégico y energético.

Con todos los matices, la realidad es que los mercados han sido más proclives a incorporar el geopolítico que a descontarlo. El reequilibrio del mercado del petróleo durante 2017 ha amplificado el impacto de las tensiones geopolíticas en los precios y devuelto a Oriente Medio la atención internacional, anticipando las líneas de fuerza que marcarán 2018. Tras la aceleración experimentada durante la segunda mitad del pasado año, 2018 se prevé un año de volatilidad extrema cuyas implicaciones energéticas pueden ser significativas.

En junio surgió la crisis de Qatar, ocasionada por la decisión de Arabia Saudí, Egipto, Bahréin y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) de cortar sus relaciones con el país. Según Qatar, piratas informáticos basados en los EAU violaron la web de la agencia qatarí de noticias y colgaron comentarios falsos atribuidos al Emir de Qatar sobre Irán y otros asuntos diplomáticos sensibles de la región. La situación escaló diplomáticamente y terminó en un embargo de facto que implica el cierre de dos puertos clave para Qatar en Emiratos –Jebel Ali, del que depende su cadena de suministros comerciales, y Fujairah, el segundo mayor puerto para bunkering del mundo–, con las consiguientes implicaciones logísticas para las exportaciones de petróleo y, en menor medida, gas qatarí. Los precios del petróleo subieron durante varios días hasta que la evidencia de que los suministros no se perturbarían significativamente los hizo retroceder. Aunque no fue el primer episodio de ciber-geopolítica vivido en Oriente Medio, sí que supuso una piedra de toque sobre el papel de las ciber-amenazas en una región tan sensible.

A finales de septiembre el referéndum de independencia del Kurdistán iraquí y la toma por los kurdos del campo de petróleo de Kirkuk (el mayor del norte del país) volvió a alterar los mercados. Éstos cotizaron el riesgo de un nuevo conflicto que anulase las mejoras del contexto de la industria tras el retroceso del Daesh y la recuperación del interés inversor por las compañías internacionales. Turquía, preocupada por contener las aspiraciones de su población kurda, anunció el bloqueo de las exportaciones de petróleo del Kurdistán (unos 500.000 barriles diarios). Irán también mostró su oposición paralizando las exportaciones iraníes de productos petrolíferos hacia la región autónoma y las importaciones de crudo desde la misma. Cuando el gobierno central iraquí recuperó el control de Kirkuk se constató que las exportaciones iraquíes y kurdas no se habían visto demasiado afectadas y que a ninguna de las partes le convenía enzarzarse en un nuevo conflicto, con lo que las tensiones de precios se moderaron de nuevo.

El primer fin de semana de noviembre se sucedieron tres acontecimientos que volvieron a tensionar los precios por la potencial desestabilización de Arabia Saudí y el enconamiento de su enfrentamiento con Irán: el arresto por corrupción de varios miembros de la familia real saudí y la remodelación del gobierno; la intercepción de un misil balístico lanzado por los rebeldes hutíes desde Yemen; y la dimisión desde Arabia Saudí del primer ministro libanés Saad Hariri, acusando a Hezbolá e Irán de desestabilizar su país. El golpe de mano del príncipe heredero Mohamed Bin Salman, destinado a asentar su poder, se interpretó como una señal de debilidad que podría comprometer las reformas económicas por él impulsadas e, incluso, la estabilidad del reino. En paralelo, la degradación del conflicto de Yemen y el amago de dimisión de Hariri apuntaban a un enconamiento de la rivalidad con Irán. Como resultado, el barril de Brent se disparó por encima de los 62 dólares por el temor a un deterioro acelerado de la estabilidad geopolítica de Oriente Medio.

El final de 2017 confirmó tales expectativas con la eclosión en Irán de las mayores protestas populares desde 2009. El riesgo de desestabilización del país volvió a propulsar los precios del petróleo pese a que no se ha apreciado impacto alguno sobre la cadena de suministros iraníes. De hecho, las instalaciones petroleras (campos y terminales de exportación) están lejos de los núcleos de población y se encuentran bien controladas por los servicios de seguridad del régimen y razonablemente protegidas de sabotajes. Sólo el temor, cada día más reducido, a que una prolongación de las protestas y su extensión a una huelga pudiese afectar al sector energético parece entrañar riesgos de perturbación de la oferta de petróleo iraní. Pero la sensación de que el régimen se ha visto fragilizado arroja nuevas dudas sobre la evolución de su estrategia exterior en 2018. Además de mantener la confrontación con Arabia Saudí e Israel mediante su apoyo a proxies en la región y afrontar las decisiones del presidente Trump sobre nuevas sanciones, ahora debe ocuparse del frente interno y buscar una mejora de la situación económica.

Arabia Saudí también tiene varios frentes abiertos, demasiados según los críticos del príncipe heredero, y alguno literal como el de Yemen. El año 2018 debería ver, además, la aplicación de reformas clave de la estrategia Visión 2030, desde la salida al mercado del 5% de Saudi Aramco a la reducción de subsidios sensibles políticamente (como los energéticos). Aunque las reformas económicas pueden causar malestar, el reino parece estar compensándolas con reformas sociales, tímidas desde la perspectiva occidental pero muy apreciadas por la población. La recuperación de los precios del petróleo, como en los demás mono-productores, permite un mayor gradualismo de las reformas y medir los tiempos sin renunciar a su narrativa. Lo que es evidente es que Arabia Saudí ha sido capaz de gestionar de manera relativamente eficaz el contra-choque petrolero, y está cada día más lejos de la inestabilidad económica y financiera que pronosticaban algunos analistas cuando los precios del crudo cotizaban en mínimos.

Hoy la mayor fuente de inestabilidad para la región sigue siendo la rivalidad entre Arabia Saudí e Irán, amplificada por los difíciles equilibrios internos vigentes en los dos países. La probabilidad de accidentes geopolíticos entre ambos seguirá en aumento en los próximos meses, pero no parece que pueda generar problemas en el suministro. Mucho antes de ello saltarían los resortes de cooperación en el seno de la OPEP+, donde la presencia de Rusia ha seguido actuando a modo de seguro geopolítico, tal y como se apuntaba en el documento del año pasado. Lo que sí parece estar claro es que 2018 empieza de manera muy diferente a 2017: ya no estamos en un entorno de precios bajos y exceso de oferta en que las crisis geopolíticas apenas impactan los mercados. En el actual contexto de ajuste de oferta y demanda, la aceleración geopolítica descrita está sumando una prima de riesgo a los mercados, indicando un cambio de expectativas que intensifica su transmisión a precios. Parece razonable anticipar que la prima de riesgo geopolítico en los precios del petróleo ha vuelto para acompañarnos durante 2018.

OPEP+, suma y sigue

El impacto de estas crisis geopolíticas sobre la oferta de petróleo no debe ocultar la tendencia de fondo de unos mercados en reajuste tras la acción concertada de la OPEP, Rusia y otros países (OPEP+) para reducir su producción. La OPEP+ ha acordado mantener los recortes durante todo 2018 en 1,8 millones de barriles diarios (mbd), 1,2 mbd por parte de la OPEP y 0,6 mbd por el resto de firmantes. Aunque los mercados y numerosos analistas pusieron en duda la eficacia del acuerdo alcanzado en noviembre de 2016 y su sostenibilidad a corto plazo (no digamos su extensión y cumplimiento hasta finales de 2018), lo cierto es que la OPEP+ ha mantenido la disciplina y exhibido una política razonablemente consistente durante todo 2017. En vez del colapso de una OPEP obsoleta e incapaz de influir en los mercados mundiales, el acuerdo ha proyectado una OPEP ampliada y co-liderada por Arabia Saudí y Rusia. Con todos los interrogantes que plantea semejante “alianza improbable”, durante 2018 la nueva OPEP+ podría discurrir por esa senda, alterando de manera sustancial uno de los ejes de la gobernanza energética petrolera global.

Resulta especialmente destacable la resiliencia del acuerdo a las convulsiones geopolíticas descritas en el epígrafe precedente, muchas de las cuales enfrentan (incluso en el teatro de operaciones) a algunos de sus principales actores. Ni el bloqueo de Qatar, ni la intensificación de la rivalidad entre saudíes e iraníes, ni la confrontación de varios países árabes de la OPEP con Rusia en Siria, ni más recientemente las protestas en Irán han debilitado el compromiso de las partes con el acuerdo. Actores cuyo comportamiento político y diplomático se considera irracional y por tanto sin margen para la negociación, adquieren rápidamente la condición de racionales cuando se sientan en las reuniones de la OPEP+. Previsiblemente su encapsulamiento frente a las crisis geopolíticas de 2017 se prolongará durante 2018. En la medida en que los intereses compartidos sigan presentes, parece plausible conjeturar la pervivencia de la OPEP+, al menos a corto plazo. En escenarios favorables, compatibles con estrategias de salida graduales y compensadas, incluso podría darse un cierto grado de institucionalización informal sobre la base del trabajo realizado.

El papel de Rusia será clave. Aunque su compromiso puede matizarse, por primera vez en la historia ha reducido su producción de forma concertada con la OPEP, estableciendo así lo que se ha denominado una alianza “improbable” e “incómoda” entre Arabia Saudí y Rusia. Rusia y la OPEP ya habían entablado conversaciones para llevar a cabo acciones coordinadas ante caídas de precios precedentes, hasta en tres ocasiones:1997-1998, 2001-2002 y 2008-2009; pero en ninguna de ellas Rusia cumplió con los recortes comprometidos, llegando incluso a aumentar su producción para desesperación de la OPEP. Aunque las preferencias rusas y saudíes pueden estar alineadas en el corto plazo, no lo están con intereses comerciales de las empresas rusas que quieren seguir aumentando su producción, especialmente con la recuperación de los precios: a mayor subida de los mismos, más presión al Kremlin para empezar a vislumbrar estrategias de salida.

En 2018 sabremos si la nueva OPEP+ liderada por Arabia Saudí y Rusia podrá consolidarse como el eje del orden petrolero mundial emergente, materializando la peor pesadilla geopolítica imaginable por Mackinder o Brzezinski: Oriente Medio, Asia Central y Rusia alineados por su política petrolera. Aunque Putin puede rentabilizar esa estrategia, ya se apuntaba el año pasado que ello llevaría a Rusia de miembro del G-8 a participante sui generis del cártel petrolero, plasmando una degradación inusitadamente rápida de su papel en la gobernanza global pero alineada con la realidad económica del país.

Por el contrario, dada la divergencia de preferencias de política exterior entre Rusia y Arabia Saudí, la “alianza improbable” en materia de cooperación petrolera quedará encapsulada de otros ámbitos de actuación más inverosímiles. Mantener la consistencia temporal del acuerdo ya será suficientemente complicado como para esperar desarrollos cooperativos en materia de política exterior. Gestionar el acuerdo y modular eventuales vías de salida en la segunda mitad del año será probablemente la prioridad de la OPEP+. Dada la credibilidad ganada por el razonable historial de cumplimiento de 2017, y pese a las incertidumbres geopolíticas, sus perspectivas parecen favorables. La OPEP+ es una de las irrupciones a destacar del año 2017 y promete ser también protagonista de 2018.

Presidencia Trump, año II

Otra de las irrupciones estelares en la escena energética internacional ha sido la del presidente Trump. Durante su primer año de presidencia fue cumpliendo muchas de las promesas electorales de su America First Energy Plan, forzando un giro de 180º en la política energética de la presidencia Obama. El núcleo del plan es asegurar la “preponderancia energética americana” (American energy dominance), que podría definirse como una especie de supremacismo carbónico aliñado con la revocación de todas las medidas de orientación ambientalista de la Administración precedente. Aunque el empleo de eslóganes es muy habitual en la política energética estadounidense, el dominio energético norteamericano parece consistir en producir más energía a menor coste, para lo cual sería necesario erradicar regulaciones y aprovechar las oportunidades de exportación.

Comenzó desbloqueando los oleoductos Keystone XL y Dakota Access Pipeline (DAPL), y a continuación revirtió la prohibición de perforar en el Ártico y el Atlántico, maniobrando durante todo 2017 para permitir la exploración en el Arctic National Wildlife Refuge (ANWR). En marzo de 2017 el presidente firmó una orden ejecutiva para que la Environmental Protection Agency comenzase a desmantelar el Clean Power Plan impulsado por Obama, que exigía a los estados reducir las emisiones de CO2 de las plantas de gas y carbón un 32% para 2030. Durante 2018 la EPA deberá reemplazar la regulación aprobada por la administración Obama y fijar nuevos estándares de emisión. El 8 de enero de 2018, la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) rechazaba la petición del Departamento de Energía a favor de un modelo de compensación a las plantas nucleares y de carbón por su capacidad de almacenamiento, por entenderlo un subsidio encubierto a ambas tecnologías.

Se ha apuntado que este giro de política energética es más declarativo que real, y que tendrá una incidencia limitada sobre el futuro del sector energético estadounidense. Está por ver qué parte del envite desregulatorio aguantará la revisión judicial y de las agencias independientes (como acaba de pasar con la FERC), pero independientemente de ello la producción de petróleo y gas estadounidense seguirá aumentando impulsada por las mejoras de productividad. Los excesos desregulatorios pueden de hecho perjudicar a la industria que quieren proteger al deteriorar la confianza de los ciudadanos en su sector energético. Nos encontraríamos pues ante un mal menor: el giro de política energética estadounidense durante 2017 puede ralentizar pero no revertir la descarbonización del sector eléctrico (principal vector de reducción de emisiones de los últimos años), debido en parte a la oposición doméstica a la política energética presidencial y a la renuencia financiera a invertir en la generación de carbón.

Es cierto que los intereses empresariales y la capacidad regulatoria de los estados, especialmente aquellos donde los votantes apoyan las renovables por consideraciones económicas (por ejemplo, Texas) o preferencias ambientales (por ejemplo, California) suponen contrapesos importantes. Pero resulta evidente que enturbian su desarrollo y pueden ralentizarlo y encarecerlo. Por ejemplo, Trump ha anunciado que quiere relajar las exigencias de la próxima ronda de estándares de consumo de combustible (fuel economy standards) 2022-2025. Ello aumentaría a final de período la demanda de petróleo del país en unos 200.000 barriles diarios, beneficiando a los productores y desincentivando las ganancias de eficiencia y la competencia del vehículo eléctrico (y una eventual pérdida de competitividad frente a los productores chinos).

Desde la perspectiva empresarial la medida más relevante para 2018 llegó a finales de 2017, cuando el Congreso aprobó una reforma fiscal que reduce el tipo del impuesto sobre sociedades del 35% al 21%. Las empresas energéticas se encuentran entre las más beneficiadas, pues la reforma permite la deducción del capital invertido en el año en que se produce la inversión, lo que reducirá la carga fiscal del sector energético, incitará la inversión e impulsará los beneficios empresariales. En 2017 uno de los grandes temores fue la eliminación de los incentivos fiscales a las renovables, que finalmente fueron preservados y han contribuido a moderar las incertidumbres sobre su futuro.

Finalmente, como en otros aspectos, la Administración Trump ha tendido a desvincularse de los mecanismos multilaterales energéticos. Aunque la culminación de su giro unilateralista se produjo con la retirada del Acuerdo de París, también afecta a otras piezas de la gobernanza energética global. Entre sus promesas electorales figuraba vender la mitad de las reservas estratégicas estadounidenses de petróleo de forma unilateral y sin respetar las normas de la Agencia Internacional de la Energía, y volvió a amenazar con hacerlo tras el acuerdo de la OPEP+ para mantener el recorte de la producción. También ha tendido a inhibirse de los compromisos financieros con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. Y en su lucha contra la regulación, ha desmantelado la normativa que obligaba a las industrias extractivas estadounidenses a declarar sus pagos en el exterior (la sección 1504 de la ley Dodd-Frank creada para luchar contra la corrupción en la explotación de los recursos naturales en los países productores).

Las tensiones con el multilateralismo también se apreciarán en 2018 en el plano comercial. La Casa Blanca ha comenzado el año con un arancel especial a las importaciones de placas y células solares (básicamente de origen chino) del 30% durante el primer año para ir bajando al 25%, el 20% y el 15% en cuatro años. También siguen pendientes las promesas de medidas comerciales frente a las importaciones de acero para oleoductos y gasoductos o las implicaciones energético-comerciales de la renegociación del NAFTA. EEUU ha pasado así de ser la potencia indispensable para la provisión de bienes públicos globales (liderazgo en la lucha contra el cambio climático, el desarrollo sostenible, el buen gobierno de los recursos energéticos y la apertura de los mercados) a convertirse en la potencia prescindible de la gobernanza energética global: ésta sólo parece poder avanzar sin aquélla. En materia de gobernanza energética global, por tanto, 2018 promete prolongar el paréntesis norteamericano del primer año de la presidencia Trump.

Argelia no es Venezuela

Argelia y Venezuela han estado en el foco de los analistas desde el inicio de la caída de precios en 2014. La falta de diversificación económica durante los años de precios altos y la ausencia de reformas ante el contra-choque petrolero de los últimos años los convirtieron en candidatos al colapso económico, primero, y político después. Aunque odiosa como todas, la comparación entre ambos mono-productores es un clásico de la literatura sobre el rentismo petrolero. Sin embargo, a la entrada de 2018 los dos países presentan perspectivas cada vez más divergentes. No sin dificultades y riesgos latentes, Argelia ha capeado los años de precios más bajos y, contra todo pronóstico, Bouteflika afronta el año con la vista en las presidenciales de 2019. En cambio, Maduro ha llevado a Venezuela a una crisis humanitaria (y energética) y ha desmantelado la industria petrolera, por lo que apenas cuenta con margen ni base para aprovechar la recuperación de los precios.

Evidentemente, la situación de Argelia presenta incertidumbres políticas y económicas muy altas. Pero las profecías más catastrofistas sobre la repetición de la guerra civil que siguió al contra-choque petrolero de la segunda mitad de la década de 1980, los posibles escenarios egipcios de golpe de Estado o la difusión de los conflictos de países vecinos no se han materializado. Por el contrario, se ha instalado una especie de continuidad deteriorada por los bajos precios del crudo, algo aliviada últimamente por su recuperación.1 Durante los últimos años, los equilibrios macroeconómicos argelinos se han deteriorado significativamente, pero el gobierno ha sido capaz hasta la fecha de evitar una crisis de insolvencia como la de 1986-1988. El coste ha sido agotar su fondo petrolero y buena parte de sus reservas de divisas y limitar el crecimiento económico. Pero como el país contaba con un colchón financiero acumulado durante los años de bonanza, hasta la fecha ha podido evitar un recurso masivo a la deuda externa.

Los presupuestos de 2016 y 2017 se situaron al límite de la ortodoxia y el recurso al proteccionismo contuvo a duras penas el desequilibrio exterior y el drenaje de divisas. Prepararon así el cambio de ciclo político-fiscal previsto por el presupuesto aprobado para 2018, necesariamente expansivo para asegurar un buen resultado en las elecciones presidenciales de 2019 y, en su caso, justificar que Bouteflika opte a un quinto mandato pese a su estado de salud. Este giro de estrategia tiene sus riesgos: la expansión fiscal prevista para 2018 deberá financiarse mediante el recurso a la denominada financiación no convencional (en realidad imprimir billetes), lo que incluso bajo la supervisión del banco central y el gobierno probablemente llevará a un aumento de la inflación y a la financiación de proyectos de baja rentabilidad.

La reversión de algunas de las (tímidas) medidas de austeridad llega en un momento relativamente más favorable a la economía argelina que el de los presupuestos anteriores. La subida del precio del petróleo beneficia especialmente a Argelia porque, a diferencia del de Venezuela, su petróleo es de alta calidad, dulce y ligero, y en los últimos meses viene beneficiándose de un premium considerable sobre el Brent. No obstante, la falta de inversiones en exploración y producción no permite detener el suave declive de su producción de petróleo ni acelerar la lenta recuperación de la producción de gas, mientras la demanda interna aumenta con fuerza y presiona a las exportaciones. Por ello, junto a la gestión macroeconómica en año preelectoral, las expectativas para 2018 están puestas en la esperada nueva ley de hidrocarburos. Argelia necesita atraer inversiones para desarrollar sus recursos de hidrocarburos, pero la apertura y modernización del sector presenta muchas resistencias. El gobierno argelino podría caer en la ilusión de que la recuperación de precios le exime de las reformas económicas, sobre todo de las energéticas, lo que prolongaría el estado estacionario en que se encuentra el país.

Frente a la continuidad deteriorada argelina, la degradación de la situación política y social en Venezuela y el declive de la producción petrolera del país apenas tiene precedentes. Tras alcanzar un pico de 3,5 mbd en 1998, un año antes de la llegada de Hugo Chávez al poder, la producción de petróleo de Venezuela se desplomó en noviembre de 2017 a apenas 1,8 mbd, mínimos desconocidos desde 1985 con los que ni siquiera puede ya cumplir su cuota OPEP (1,97 mbd). El colapso de la producción petrolera venezolana se viene acelerando en los últimos meses y está obligando a la compañía nacional PdVSA a importar diluyentes y petróleo ligero tanto para procesar su crudo pesado y poderlo exportar como para refinarlo para consumo doméstico. En respuesta, Maduro nombró al frente del Ministerio del petróleo y PdVSA a un general afín sin experiencia alguna en el sector, y apeló a la asistencia financiera de China y Rusia. China se ha resistido y optado por limitar los daños y reducir su exposición. Por el contrario, en noviembre de 2017 Rusia acordó reestructurar parte de la deuda pero sin incluir los 6.000 millones de dólares que PdVSA debe a Rosneft, que ha optado por hacerse con activos de PdVSA a precio de ganga.

Las previsiones para 2018 plantean pérdidas de producción de entre 100.000 y 300.000 barriles diarios. En escenarios de colapso político y social, podrían retirarse del mercado casi el doble de barriles. Las exportaciones de petróleo a EEUU están en caída libre tras las sanciones, PdVSA paralizada por la asfixia financiera y el dirigismo del gobierno, mientras que la quiebra técnica del país imposibilita revertir el declive de la producción. Por otro lado, resulta dudoso que Rusia sea una solución duradera al declive petrolero venezolano. Aunque pueda evitar los peores escenarios de desplome de la producción, aumentarla supondría invertir simultáneamente en los costosos recursos de crudo ultra-pesado de la franja del Orinoco y en procesos de recuperación mejorada en los campos convencionales maduros. A los precios actuales del petróleo, con las actuales carencias de gestión y capital humano de PdVSA, y en el contexto de inestabilidad política imperante en Venezuela, ambas operaciones parecen complicadas.

Conclusiones

En materia de precios, las previsiones para 2017 estuvieron alineadas con unos precios medios de 54 dólares para el barril de Brent (en nuestro documento del año pasado reteníamos como central, entre otras, la previsión de la US EIA de 53 dólares). Como también era de esperar, la prórroga del acuerdo de la OPEP+ facilitó el ascenso en la parte final del año a la parte alta del rango de expectativas de precios, y, como se conjeturó, incitó la respuesta de la producción estadounidense. En lo referido al factor Trump, también resultaba fácil apostar por su papel distorsionador en el campo de la política energética y el giro de 180º respecto a la presidencia Obama. Más en positivo, la recuperación de los precios ha aliviado la situación económica de algunos mono-productores, como Argelia o los países del Golfo Pérsico, y mejorado su situación de cara a las reformas, aunque la frontera entre permitir una mayor gradualidad y la ralentización de las mismas puede ser engañosa. En cambio, en Venezuela la industria petrolera está tan desmantelada que ni siquiera puede beneficiarse del aumento de precios. En clave europea, la pesada pero imparable maquinaria que constituye la política energética comunitaria ha seguido desarrollando el paquete de invierno de finales de 2016 según lo previsto, y no ha sido por ello analizada este año en este documento sino en el dedicado al clima.

Hasta aquí, 2017 se ha movido en el margen de lo previsible a principios del año pasado. Todas esas tendencias parecen mantenerse para 2018: entorno más alto de precios que en 2017 (la previsión de la US EIA para el Brent es de 61 dólares por barril); reequilibrio del mercado aunque según la AIE y la US EIA se mantenga un cierto exceso de oferta; aumento no tan “moderado” de la producción estadounidense; nuevos envites de política energética de la Administración Trump, pero tal vez nuevas derrotas regulatorias también; recuperación gradual del espacio de política económica de productores como Arabia Saudí, Argelia o Rusia; pero no en Venezuela, que parece abocada a que la postración de su industria petrolera culmine el colapso del país; y, finalmente, consolidación de la OPEP+ y del protagonismo creciente de Rusia.

En cambio, mientras se presumía una volatilidad geopolítica contenida, la segunda mitad de 2017 ha traído una aceleración imprevista que ha convertido 2018 en un año de grandes incertidumbres acumuladas. La suma del deterioro endógeno de la situación en Oriente Medio a las actuaciones de la Administración Trump en la región (capitalidad de Jerusalén, nuevas sanciones a Irán) y la creciente presencia rusa (en la OPEP+ y en el Mediterráneo oriental) plantean numerosos focos de tensión. La posibilidad de accidentes geopolíticos con impacto energético en la región aumenta, y con ella la prima de riesgo en los precios del petróleo. Conforme los mercados se reajustan y los intereses de los actores se alinean parece alcanzarse un equilibrio, una especie de break-even geopolítico en que el entorno actual de precios resulta aceptable para casi todos, pero que cualquier cambio en la relación de fuerzas en Oriente Medio podría perturbar.

Para 2018 el consenso es que la volatilidad geopolítica se mantendrá en máximos y concentrará buena parte de la atención de los actores energéticos. Parece razonable, pero no implica necesariamente que vaya a producirse catástrofe inevitable alguna que no pueda ser absorbida por los mercados en forma, eso sí, de tensiones en los precios.

Gonzalo Escribano
Director del Programa Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano
| @g_escribano


1 Gonzalo Escribano (2017), “Algeria: global challenges, regional threats and missed opportunities”, en K. Westphal y D.R. Jalilband (eds.), The Political and Economic Challenges of Energy in the MENA Region, Routledge, Oxford.

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<![CDATA[ Desde los inicios del comercio de derechos de emisión hasta hoy ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/dt2-2018-gallegogarnacho-desde-inicios-comercio-derechos-emision-hasta-hoy 2018-02-02T12:54:06Z

El conjunto de la UE viene cumpliendo hasta el momento con los objetivos de reducción de emisiones a los que se compromete. Sin embargo, la rentabilidad de la inversión en tecnologías bajas en carbono queda condicionada, en gran medida, por el precio en el mercado de carbono.

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Índice

Introducción – 2
El comercio de derechos de emisión en la UE – 2
La primera fase del ETS – 4
Segunda fase del ETS – 5
La tercera fase del ETS – 7
Revisión del ETS para la cuarta fase – 16
Conclusiones – 30

Introducción

El comercio de derechos de emisión es un instrumento de mercado que pretende promover incentivos a la reducción eficiente de las emisiones de sus participantes. Para ello, se fija un límite máximo de emisiones permitidas o cap (de ahí su denominación de sistema cap and trade), para un determinado período de tiempo. Cada instalación o participante debe entregar permisos o derechos de emisión en una cantidad equivalente a sus emisiones. Es decir, un derecho de emisión equivale a una tonelada de CO2. La distribución de estos derechos de emisión puede realizarse de varias maneras, entregándose de forma gratuita a las instalaciones o mediante un proceso de subasta, donde las instalaciones necesitan comprar los derechos en el mercado. De esta manera, se establece un incentivo para reducir emisiones, que para el primer caso sería beneficiarse de la venta de los derechos de emisión sobrantes y para el segundo caso reducir el coste económico de la compra de dichos derechos. Las instalaciones tendrían en sus manos la decisión de invertir en nuevas tecnologías o procesos que les permitan minimizar sus emisiones o seguir accediendo al mercado para comprar los derechos de emisión que necesitan.

Conclusiones

El engranaje del sistema de comercio de derechos de emisión es cuanto menos complejo debido a que cada sector y cada país busca, en cualquier caso, la menor afección económica o la mayor rentabilidad posible de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Tras más de 12 años de ETS las emisiones a nivel nacional se han reducido y España se sitúa por debajo de la media en cuanto a las emisiones per cápita de la UE. El conjunto de la UE viene cumpliendo hasta el momento con los objetivos de reducción a los que se compromete. Sin embargo, la rentabilidad de la inversión en tecnologías bajas en carbono queda condicionada, en gran medida, por el precio en el mercado de carbono.

Por otro lado, la industria que compite en mercados globales seguirá estando en riesgo de fuga de carbono mientras otras economías no realicen esfuerzos comparables a los de la UE. La fuga de inversiones es, además, algo de lo que las empresas industriales ya empiezan a hablar y que podría amenazar a los países más industrializados.

En definitiva, un juego de números para intentar disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero que amenazan nuestro planeta.

Laura Gallego Garnacho
Responsable de Cambio Climático e Industria en Confederación Española de Organizaciones Empresariales (CEOE)

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<![CDATA[ Venezuela y PDVSA: matando a la gallina de los huevos de oro ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-achutegui-venezuela-pdvsa-matando-gallina-huevos-oro 2018-01-19T02:48:04Z

En un país que depende casi por completo de sus exportaciones de petróleo resulta muy curioso ver que sus gobernantes desprecian a su empresa nacional petrolera.

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Ver también versión en inglés: Venezuela and PDVSA: killing the goose that lays golden eggs

En un país que depende casi por completo de sus exportaciones de petróleo resulta muy curioso ver que sus gobernantes desprecian a su empresa nacional petrolera. Sin embargo, esto es precisamente lo que ha hecho el gobierno del presidente Nicolás Maduro en Venezuela.

Desde diciembre de 2014 hasta diciembre de 2017 la producción petrolera venezolana ha pasado de 2,9 millones de barriles/día a 1,8 millones según informa el propio gobierno a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Esta caída supone unas pérdidas de más de 62 millones de dólares diarios, teniendo en cuenta el promedio del precio de la Cesta Venezuela de diciembre.

Figura 1. Producción de petróleo de Venezuela: comunicaciones directas a la OPEP

Sería de suponer que un país que está atravesando una de las peores crisis económicas y sociales de su historia buscaría maneras de frenar esa caída para poder tener acceso a las divisas que tanto necesita. Sobre todo considerando que, según los datos del Banco Central de Venezuela, las exportaciones petroleras representan aproximadamente el 95% del ingreso de divisas del país (datos de 2015, la última vez que se publicaron cifras de la balanza de pagos) y que los ingresos de PDVSA representaron aproximadamente el 37% del PIB en 2016 (según estimaciones de PIB de Torino Capital y comparándolo con los resultados publicados en los estados financieros de PDVSA del 2016). Sin embargo, todas las acciones del gobierno parecieran buscar entorpecer aún más la posibilidad de una recuperación.

“PDVSA no ha logrado contrarrestar la caída de la producción en las regiones productoras tradicionales”

La caída de la producción de petróleo es un fenómeno natural dado que los yacimientos se agotan. Para contrarrestar esta caída natural es necesario administrar los yacimientos de manera efectiva e invertir en tecnologías de maximización de recuperación de los recursos. Por otro lado, la empresa debe desarrollar constantemente nuevos yacimientos para asegurar una producción total estable. Este proceso no está funcionando en PDVSA. La empresa no ha logrado contrarrestar la caída de la producción en las regiones productoras tradicionales. Una caída que es normal tomando en cuenta que llevan produciendo más de 100 años.

Para el país que según la Agencia Internacional de Energía tiene las mayores reservas de petróleo del mundo esto no debería presentar una preocupación mayor, dado que esta pérdida de producción se debería poder reemplazar rápidamente desarrollando nuevos yacimientos. Durante los últimos años la producción de petróleo en Venezuela ha migrado de las áreas tradicionales en el noroeste del país hacía la región del centro-este en donde se encuentra la Faja Petrolífera del Orinoco (Faja), un área de aproximadamente 55,500 km². Mientras en 2007 la producción de la Faja representaba el 16% de la producción nacional (según el informe de gestión PDVSA 2008), pasó a representar el 50% en 2016 (según el informe de gestión PDVSA 2016).

En su informe estadístico de 2017, BP estima que a finales del 2016 se podían recuperar, con las tecnologías existentes y de manera económicamente viable, 222.000 millones de barriles de esta región (en comparación, las reservas totales de Arabia Saudí se estiman en 266.000 millones de barriles). El crudo presente en esta área, sin embargo, es de tipo extra pesado, con una gravedad API menor a los 10 grados, por lo cual su producción y transporte requieren mayor esfuerzo. Para garantizar el flujo de este petróleo hacia los centros de procesamiento se debe mezclar con algún tipo de diluyente. Inicialmente se utilizaba otro crudo venezolano de mayor gravedad (Mesa 30) que provenía de los campos tradicionales en el noroeste del país, pero debido a la caída natural de los yacimientos que producían estos crudos se comenzó a mezclar con productos derivados de la refinación, particularmente con nafta.

Durante los últimos tres años el sistema venezolano de refinación ha pasado por muchas dificultades, resultando en caídas drásticas de rendimiento, relacionadas sobre todo con la falta de inversión y el envejecimiento de la infraestructura. Esto ha obligado a PDVSA a comenzar a importar nafta, y en algunas ocasiones particulares crudos livianos, para poder mantener el flujo de los diluyentes necesarios para transportar el crudo de la Faja. En principio, estos diluyentes se deberían recuperar después de haber tratado el crudo extra-pesado en las plantas de mejoramiento y luego deberían volver a utilizarse y así mantener un flujo constante. Sin embargo, dado que la capacidad de mejoramiento del crudo no ha podido crecer al ritmo del aumento de producción de la Faja, PDVSA se ha visto obligada a exportar gran parte de esa producción sin separarla del diluyente (nafta con crudo extra-pesado).

Las dificultades de flujo de caja de PDVSA, que tiene gran parte de su producción comprometida para pagar deudas adquiridas, así como la poca disponibilidad de divisas en el país debido al control cambiario extremadamente restrictivo, han complicado la importación de estos diluyentes en las cantidades necesarias para poder seguir incrementando la producción de la Faja en los niveles necesarios que compensen las caídas de las zonas tradicionales.

Por otra parte, la Faja es una región muy inhóspita, alejada de los centros tradicionales petroleros del país, por lo cual no dispone de la infraestructura necesaria para operar los yacimientos de una manera efectiva. Cada nuevo desarrollo debe venir acompañado de cientos de kilómetros de distintas tuberías (agua, diluyentes, crudo y gas) que permitan el flujo entre el yacimiento y las plantas de procesamiento. También es necesario construir carreteras que unan los centros urbanos con los distintos campos. Esto requiere de grandes inversiones, tiempo y planificación.

“Todos los niveles gerenciales [de PDVSA] han sido ocupados por personas identificadas con el presidente Maduro sin importar sus calificaciones o experiencia”

Pero lo primordial es contar con personal calificado para cada fase del desarrollo. Lamentablemente, las condiciones laborales ofrecidas por PDVSA, en donde un ingeniero percibe un sueldo equivalente a 20 dólares mensuales, así como la crisis social del país, han hecho que gran parte de las personas calificadas emigren. Esto, combinado con un desprecio permanente a las calificaciones técnicas para aventajar cualquier tipo de proselitismo político, explica la desmoralización de la mayoría de los trabajadores. A los pocos días de haber sido nombrado, el nuevo presidente de PDVSA, el general de brigada Manuel Quevedo, incitó públicamente a la persecución y al acoso laboral de los trabajadores que no demuestren su apoyo incondicional al presidente Maduro.

Todos los niveles gerenciales han sido ocupados por personas identificadas con el presidente Maduro sin importar sus calificaciones o experiencia en la industria, incluyendo la Junta Directiva. Nelson Martínez, el último alto ejecutivo con las calificaciones técnicas necesarias para resolver los graves problemas internos de le empresa, fue destituido en noviembre. Durante toda su corta gestión tuvo que soportar constantes ataques políticos que no le permitían dedicarse a dirigir la empresa. Adicionalmente, le impusieron a una vicepresidenta ejecutiva (militar), unos vicepresidentes y una Junta Directiva sin conocimientos de la industria, que le reportaban directamente al presidente Maduro, desautorizándolo constantemente y anulando cualquiera de sus decisiones.

Dentro de este contexto tan complicado, resulta imposible desarrollar los campos que puedan compensar la caída de producción natural sin apoyo de socios operativos o financieros. Los socios que aún siguen en Venezuela, sin embargo, se han quejado de que no se les permite participar en los procesos de decisión y que las decisiones políticas privan sobre las operacionales. Adicionalmente, es conocido que PDVSA lleva varios años presentando retrasos en los pagos, por lo que muchos han preferido cortar la relación. En cuanto a apoyo financiero, las recientes sanciones impuestas por el gobierno estadounidense, combinado con la falta de pago de los compromisos internacionales por parte de PDVSA, han destrozado la calificación crediticia de la empresa, incrementando el coste de endeudamiento a niveles inviables.

Figura 2. Principales retos de PDVSA

Por todo lo expuesto anteriormente, la caída en la producción total de Venezuela ha sido inevitable. Lamentablemente, no solamente pareciera que esta tendencia no se revertirá en el corto plazo sino que posiblemente la situación empeorará. Hace unas semanas, el presidente Maduro comenzó a atacar fuertemente a la empresa, responsabilizándola de la crisis económica por la que está pasando el país. Para ello está utilizando al fiscal general, designado directamente por él, quien ha emitido acusaciones y ha efectuado detenciones ilegales contra distintos altos ejecutivos técnicos de PDSVA. Las personas encarceladas fueron acusadas por televisión pública, sin derecho a una legítima defensa y sin obtener acceso a los expedientes judiciales que contienen sus acusaciones; además, están aislados totalmente sin poder tener contacto con sus familiares. Los trabajadores están desmoralizados y con miedo a persecuciones políticas, algo que ha sido acentuado por la militarización de la empresa que se ha llenado de uniformados, miembros de la Guardia Nacional, cercanos al nuevo presidente de la empresa.

En este contexto, resulta difícil imaginar que se pueda recuperar la producción, aunque la estabilización de los precios petroleros podría ofrecer nuevas oportunidades a PDVSA. Para ello, sin embargo, es importante que la empresa se concentre en recuperar la moral y la capacidad técnica de sus trabajadores, primer paso imprescindible para resolver todos los otros asuntos.

Asier Achutegui
Consultor independiente

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<![CDATA[ La política energética de la presidencia Trump, año I ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-escribano-politica-energetica-presidencia-trump-ano-1 2018-01-11T05:12:22Z

En algún momento, la Administración Trump deberá decantarse por honrar sus promesas electorales o asumir las dinámicas empresariales y de mercado, así como las instituciones domésticas (y multilaterales) que marcan la realidad de la política energética estadounidense.

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Ver también versión en inglés: Year one of Trump’s energy policy

Durante su primer año de mandato, el presidente Trump ha ido cumpliendo una tras otra muchas de las promesas electorales incluidas en su America First Energy Plan, forzando un giro de 180º en la política energética de la presidencia Obama. El objetivo declarado de dicha estrategia es alcanzar la “preponderancia energética americana” (American energy dominance), una especie de supremacismo carbónico que ha ido engarzando importantes medidas de política energética, a cuál más simbólica. Inmediatamente después de jurar el cargo firmó sendas órdenes ejecutivas para desbloquear los oleoductos Keystone XL y Dakota Access Pipeline (DAPL). Además de una decisión de gran relevancia económica, se trató de toda una declaración de intenciones dada la atención mediática despertada por la oposición popular a dichas infraestructuras. Trump pidió al impulsor del oleoducto Keystone XL, rechazado por Obama, que presentase de nuevo su proyecto y el permiso fue aprobado. También ordenó reiniciar el DAPL, paralizado por Obama tras meses de protestas, que comenzó a transportar petróleo a mediados de año.

“Las políticas del presidente Trump difícilmente pueden revertir la senda de transición energética emprendida por EEUU hacia una combinación de gas y renovables”

Otra de las primeras medidas del presidente Trump fue revertir la prohibición de perforar en el Ártico y el Atlántico aprobada en el último minuto por la Administración Obama. Se trata de otro giro de política energética igualmente simbólico, aunque hay cierto consenso acerca de que estas medidas pueden tener efectos reales limitados, puesto que incluso tras la subida de los precios del petróleo de los últimos meses la explotación del Ártico no resulta rentable en comparación con el fracking. En septiembre, el Washington Post desveló que la Administración Trump estaba maniobrando para permitir la exploración de hidrocarburos en el Arctic National Wildlife Refuge (ANWR) por primera vez en 30 años. La iniciativa, recientemente aprobada, supone otro golpe de efecto en un pulso político mantenido durante décadas entre ambientalistas y tribus nativas, apoyados por los demócratas, y los políticos del Estado que quieren extraer los recursos de su subsuelo con el apoyo republicano en el Congreso.

El siguiente giro de política energética llegó en marzo y consistió en revocar el Clean Power Plan (CPP), otra de las señas de identidad de la política energética de la administración Obama. El presidente firmó una orden ejecutiva instruyendo al administrador de la Environmental Protection Agency (EPA) para que comenzase a desmantelar el CPP, destinado a reducir las emisiones en el sector eléctrico exigiendo a los estados reducir las emisiones de CO2 de las plantas de gas y carbón en un 32% para 2030 (sobre la base de 2005). En realidad, fue de nuevo una decisión casi simbólica, pues el CPP no había entrado en vigor. Durante 2018, la EPA deberá reemplazar la regulación aprobada por la Administración Obama y fijar nuevos estándares de emisión. El año ha empezado con una derrota importante de la Administración Trump: el 8 de enero de 2018 la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) rechazaba la petición del Departamento de Energía para implantar un modelo de compensación a las plantas nucleares y de carbón por su capacidad para almacenar combustible y proporcionar resiliencia a la red. Esta decisión se ha interpretado como un subsidio apenas encubierto a ambas tecnologías, puesto que otras fuentes de electricidad, como la eólica o solar (y en menor medida el gas) carecen de dicha posibilidad por el elevado coste y capacidad limitada de almacenamiento.

El impacto de estas medidas ha sido minimizado con argumentos variados y en gran medida acertados, aunque en ocasiones algo voluntaristas. Buena parte de esos argumentos apuntan a que el giro de política energética es más declarativo que real, y que tendrá una incidencia limitada. Es cierto que, a estas alturas, la reducción de costes de las energías renovables ha hecho la transición del sector eléctrico estadounidense casi inevitable. Las políticas del presidente Trump difícilmente pueden revertir la senda de transición energética emprendida por EEUU hacia una combinación de gas y renovables soportada en nuevos sistemas de almacenamiento eléctrico y redes inteligentes. Los intereses empresariales y la capacidad regulatoria de los estados, especialmente aquellos donde los votantes apoyan las renovables por consideraciones económicas (por ejemplo, Texas) o preferencias ambientales (California) suponen contrapesos importantes. Pero resulta evidente que enturbian su desarrollo y pueden ralentizarlo y encarecerlo. En el mismo sentido, la derrota infligida por la FERC a la propuesta de subsidio encubierto del carbón y la energía nuclear muestra que los contrapesos institucionales limitan el espacio de la política energética del presidente Trump. En sentido contrario, aunque los reguladores seguirán actuando para expulsar las plantas de carbón de la matriz eléctrica estadounidense por razones de coste, sólo pueden esperarse obstáculos por parte de la administración en el proceso.

“El unilateralismo de Trump afecta a mecanismos clave de la gobernanza energética global, precisamente cuando resultan más necesarios”

Pero la culminación del abrupto giro de política energética de la Administración Trump y sus aspiraciones de supremacía energética se hicieron especialmente visibles con la retirada del Acuerdo de París, como se detalla en “Trump y el cambio climático ¿Acciones y reacciones iguales y opuestas?”. También ha tendido a inhibirse de los compromisos financieros estadounidenses para con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas. Así, el unilateralismo de Trump afecta a otros mecanismos clave de la gobernanza energética global, precisamente cuando resultan más necesarios para afrontar una transición energética ordenada en los aspectos económicos y geopolíticos. El ejemplo más claro fue la respuesta de la Administración Trump al acuerdo de la OPEP con Rusia y otros productores para mantener los recortes de producción y recuperar los precios del petróleo. El presidente anunció que ejecutaría otra de sus promesas electorales, vender la mitad de las reservas estratégicas estadounidenses de petróleo de forma unilateral y sin respetar las normas de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), lo que demuestra que su desapego a la cooperación energética multilateral no se reduce a la lucha contra el cambio climático o la preservación del medio ambiente.

Los riesgos para la seguridad energética estadounidense de ese unilateralismo estuvieron a punto de materializarse en agosto con la llegada del huracán Harvey a la costa de Texas, paralizando la producción offshore del Golfo de México y de Eagle Ford, así como cerca del 30% de la capacidad de refino estadounidense. Los efectos sobre los precios y las escenas de escasez fueron temporales, pero hicieron temer que se reprodujese la situación de 2005, cuando el Katrina obligó a EEUU a apelar a la solidaridad de los miembros de la AIE y recibir parte de sus reservas estratégicas. Aunque no fue necesario recurrir a los mecanismos de cooperación de la AIE, la mera posibilidad de tener que hacerlo puso al unilateralismo energético del presidente Trump ante un espejo en el que quedan reflejadas sus contradicciones. Las tensiones con el multilateralismo también se aprecian en el plano comercial: la Casa Blanca debería decidir antes de finales de enero si aplicar aranceles adicionales u otras medidas comerciales a las importaciones de placas solares chinas. La primera decisión proteccionista del presidente Trump podría así afectar de lleno al sector energético. Otros casos relacionados con el sector también siguen pendientes, como las medidas comerciales frente a las importaciones de acero (empleados en oleoductos y gasoductos) o las implicaciones de una eventual renegociación del NAFTA.

Es necesario insistir en que lo que explica el liderazgo energético estadounidense no es el nacionalismo energético, sino la existencia de un ecosistema marcado por mercados que incitan un gran dinamismo empresarial, sea en el campo de los hidrocarburos o las energías renovables. El impresionante aumento de la producción y las exportaciones estadounidenses de crudo ilustran bien los límites del aislacionismo energético propuesto por la campaña de Trump. En 2015 la Administración Obama levantó la prohibición de exportar petróleo, decisión a la que se opuso el candidato Trump, pero ha sido en 2017 cuando se ha desatado una ola de exportaciones. Es cierto que parte del auge se debe a los efectos del huracán Harvey, que obligó a exportar crudo ante el cierre de las refinerías, pero los datos siguen siendo reveladores: entre enero y junio de 2017 EEUU exportó una media de 750.000 barriles diarios de petróleo, cifra que se dobló en el último trimestre del año y ha convertido al país en uno de los mayores exportadores de petróleo del mundo. Las cifras de producción también están creciendo, y con el mayor rango de precios esperado para el petróleo, las previsiones para 2018 siguen al alza. Las políticas que han producido este fenómeno ya estaban vigentes antes de la llegada del presidente Trump, y pese a haber hecho campaña a favor de volver a prohibir las exportaciones de petróleo estadounidense con el argumento de “América primero”, es una de las pocas medidas estrella de su programa que ha caído en el olvido, incluso retórico. Se trata probablemente de la ausencia más notable y reveladora de las limitaciones de su America First Energy Plan.

Precisamente en clave empresarial, la medida más relevante llegó a finales de año, cuando el Congreso aprobó una reforma impositiva que reduce el tipo del impuesto sobre sociedades del 35% al 21%, y que tiene a las empresas energéticas entre sus principales beneficiarias. Además de la reducción del tipo impositivo, la reforma permite la deducción del capital invertido en el año en que se produce la inversión, lo que bajará de manera adicional la carga fiscal del sector energético, incitará la inversión e impulsará los beneficios empresariales. En materia de renovables, uno de los grandes temores del sector era el futuro de los incentivos fiscales, que finalmente fueron preservados y han contribuido a moderar las incertidumbres sobre su futuro. Este componente empresarial del America First Energy Plan, y no su retórica unilateral, proteccionista y carbónica es lo que cabe rescatar de la política energética del primer año de la presidencia Trump. Queda por ver hasta qué punto ese componente es capaz de resistir las tensiones entre los diferentes intereses empresariales. En algún momento, la Administración Trump deberá decantarse por honrar sus promesas electorales o asumir las dinámicas empresariales y de mercado, así como las instituciones domésticas (y multilaterales) que marcan la realidad de la política energética estadounidense.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano
| @g_escribano

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<![CDATA[ El declive petrolero de Venezuela se acelera ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-escribano-declive-petrolero-venezuela-se-acelera 2017-12-11T05:56:31Z

Sólo un giro de 180º en la política petrolera venezolana podría frenar primero, y revertir en el medio plazo, el declive acelerado de la producción. Dada la situación, el statu quo puede resultar ya más costoso políticamente que su reforma.

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Tras alcanzar un pico de 3,5 millones de barriles diarios (mbd) en 1998, un año antes de la llegada de Hugo Chávez al poder, la producción de petróleo de Venezuela cayó en 2013, año de su muerte, por debajo de los 2,5 mbd. Desde entonces, la producción ha acelerado su desplome para llegar en noviembre de 2017 a apenas 1,8 mbd, mínimos desconocidos desde 1985. Lejos quedan los objetivos chavistas, entonces considerados plausibles, de alcanzar los 5 mbd. La política petrolera de Chávez redujo la producción del país en un 30%, pero Maduro ha conseguido superar esa cifra hasta el 50% y terminar de colapsar el sector. La actual escasez de combustible en un país que posee las mayores reservas probadas mundiales de petróleo, un 17,6% del total, constituye el fiasco definitivo pero quizá no el último.

“La producción ha acelerado su desplome para llegar en noviembre de 2017 a apenas 1,8 mbd, mínimos desconocidos desde 1985”

Los datos disponibles apuntan a que el declive se viene acelerando en los últimos meses. Venezuela habría exportado en octubre y noviembre 300.000 barriles menos que en julio, lo que probablemente indica un desvío de exportaciones de crudo pesado hacia las refinerías venezolanas para compensar el declive de sus campos de petróleo convencionales. El colapso de la producción petrolera venezolana está obligando a la compañía nacional PdVSA a importar diluyentes y petróleo ligero (por ejemplo argelino) tanto para procesar su crudo pesado y poderlo exportar como para refinarlo y destinarlo al consumo nacional.

Venezuela ni siquiera puede ya cumplir su cuota OPEP (1,97 mbd), condenando a la irrelevancia a uno de los “halcones” tradicionales del cártel. Fracasa así también otro de los grandes objetivos de Chávez, reforzar la disciplina de la OPEP y recuperar protagonismo en su seno. Resulta ilustrativo que 17 años después de organizar la cumbre de Caracas de 2000 (la primera de la OPEP en 25 años), Venezuela sea ahora no sólo incapaz de influir en las decisiones de una OPEP revitalizada sino que probablemente se ha convertido uno de los mayores riesgos para su cohesión. Si Venezuela entra en una espiral de descenso de exportaciones, ingresos y producción, puede arrastrar en su caída al pacto de recorte de la producción de la OPEP con Rusia.

Las previsiones para 2018 plantean escenarios ciertamente complicados, con pérdidas de producción de entre 100.000 y 300.000 barriles diarios. Pero si la situación se deteriora, podría retirar del mercado casi el doble de barriles. Las exportaciones de petróleo a EEUU están en caída libre tras las sanciones (un tercio de las de principios de año), PdVSA paralizada por la asfixia financiera y el dirigismo del gobierno, y la quiebra técnica del país imposibilita recuperar inversiones y revertir el declive de la producción.

La propuesta de política energética del gobierno de Maduro ha consistido en crear una petro-criptomoneda, detener a ex ministros y ejecutivos de PdVSA por corrupción nombrando al frente del Ministerio del Petróleo y de PdVSA a un general afín (a Maduro, no al sector petrolero, sobre el cual se le desconocen competencias de gestión), y apelar a la asistencia financiera de China y Rusia. Las dos primeras medidas pueden obviarse, pero la última resulta crucial para el futuro de la industria petrolera venezolana, especialmente tras las nuevas sanciones de EEUU a la deuda emitida por el gobierno venezolano y la propia PdVSA.

“Pese a todo, resulta dudoso que Rusia sea una solución duradera al problema del declive petrolero venezolano”

Resulta paradójico que uno de los elementos centrales del nacionalismo energético de orientación bolivariana consista en depender de los préstamos por petróleo de China y, en el caso de Venezuela, Rusia. Pero la interpretación venezolana de ese nacionalismo con financiación china y rusa también empieza a agotar a sus interlocutores. China se resiste a rescatar a Venezuela o a PdVSA de la quiebra, y ha optado más bien por limitar los daños. PdVSA ha sido incapaz de cumplir con sus compromisos y en los dos últimos años China ha limitado su financiación para no aumentar su exposición al riesgo más allá de los 23.000 millones de dólares que ha prestado a Venezuela. Recientemente, Sinopec ha demandado a PdVSA por impago en un tribunal estadounidense, lo que parece indicar un cambio en el tono de China hacia Venezuela.

Rusia parece el único respaldo financiero firme que le queda a Venezuela, a la que ha financiado con más de 17.000 millones de dólares. En noviembre ambos países firmaron un acuerdo para reestructurar una deuda de 3.150 millones de dólares, que Venezuela reembolsará a lo largo de 10 años con pagos iniciales mínimos. Sin embargo, el acuerdo no incluye los préstamos obtenidos por PdVSA, en particular los 6.000 millones de dólares que ésta debe a Rosneft. A diferencia de China, que ha decidido reducir su exposición ante lo que considera un riesgo excesivo, Rosneft parece haber optado por hacerse con activos de PdVSA a precio de ganga aprovechando las dificultades financieras por las que atraviesa.

Pese a todo, resulta dudoso que Rusia sea una solución duradera al problema del declive petrolero venezolano. En el mejor de los casos puede evitar los peores escenarios de desplome de la producción petrolera en los próximos meses manteniendo la financiación. Pero aumentar la producción supondría invertir de manera masiva en los recursos de crudo ultra-pesado de la franja del Orinoco al tiempo que se invierte en procesos de recuperación mejorada en los campos convencionales maduros. A los precios actuales del petróleo y en el contexto de inestabilidad política imperante en Venezuela, ambas operaciones parecen complicadas.

Sólo un giro de 180° en la política petrolera podría frenar primero, y revertir en el medio plazo, el declive acelerado de la producción. Ello implicaría una reforma en profundidad del sector y la reestructuración de PdVSA, la atracción de inversores extranjeros y la revisión del modelo de préstamos por petróleo con Rusia y China. Muchas de esas medidas tendrían consecuencias económicas y sociales en el corto plazo cuyo coste político puede ser difícil de asumir. No obstante, dada la situación de caos en que se encuentra sumido el sector petrolero venezolano, el statu quo puede resultar ya más costoso políticamente que su reforma. Puede que la caída de la producción petrolera de Venezuela todavía no haya tocado fondo, pero la paciencia de sus ciudadanos y acreedores quizá sí.

Gonzalo Escribano
Investigador principal y director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano
| @g_escribano

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<![CDATA[ El riesgo geopolítico cotiza de nuevo ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-escribano-riesgo-geopolitico-cotiza-de-nuevo 2017-11-16T05:38:12Z

El pausado reequilibrio del mercado del petróleo amplifica el impacto de las tensiones geopolíticas en los precios.

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El pausado reequilibrio del mercado del petróleo amplifica el impacto de las tensiones geopolíticas en los precios.

Tras las caídas que sucedieron a la reunión de la OPEP del pasado 25 de mayo, que acordó prorrogar hasta marzo de 2018 los ajustes de producción pactados en noviembre de 2016, los precios del petróleo no han dejado de subir, en parte con el apoyo puntual de crisis geopolíticas. Primero surgió la crisis de Qatar, ocasionada por la decisión de Arabia Saudí, Egipto, Bahréin y los Emiratos Árabes Unidos de cortar sus relaciones con el país. Las medidas tomadas supusieron un embargo de facto, tensionando al alza los precios del crudo durante varios días hasta que la evidencia de que no perturbaría significativamente la oferta los hizo volver a los niveles previos.

“La geopolítica nunca se ausentó de Oriente Medio, pero en el actual contexto de ajuste de oferta y demanda está sumando una prima de riesgo a los mercados del petróleo.”

A finales de septiembre fue el referéndum de independencia del Kurdistán iraquí y la posterior toma del campo de petróleo de Kirkuk, el mayor del norte del país, lo que alteró la dinámica de los mercados. El riesgo de un nuevo conflicto que anulase las mejoras del contexto de la industria tras el retroceso del Daesh y la recuperación del interés inversor por las compañías internacionales volvió a presionar los precios. Turquía, preocupada por contener las aspiraciones de su población kurda, anunció el bloqueo de las exportaciones de petróleo del Kurdistán, lo que supondría reducir la oferta mundial de crudo en unos 500.000 barriles diarios. Irán también mostró su oposición paralizando las exportaciones iraníes de productos petrolíferos hacia la región autónoma y las importaciones de crudo desde la misma.

Pese a ello, la realidad es que hasta la fecha las exportaciones iraquíes y kurdas no se han visto afectadas, pues en el fondo a ninguna de las partes le conviene enzarzarse en un nuevo conflicto que ponga en riesgo su única fuente de ingresos y pueda revertir los avances sobre el Daesh. Las tensiones entre ambos gobiernos no son nuevas y hasta la fecha han podido reconducirse mediante la negociación de términos aceptables para repartirse los ingresos del petróleo. Turquía, por su parte, también está interesada en mantener el flujo de petróleo kurdo por su territorio: no sólo por el canon que recibe por su tránsito, sino también porque le permite mantener su proyección como hub energético regional. La energía tiene menos peso en los cálculos geopolíticos iraníes, más centrados en preservar la estabilidad regional y que consideran el desafío kurdo uno de los mayores retos estratégicos de Irán desde la guerra con Irak.

El último aumento de la tensión geopolítica se produjo el fin de semana del 4-5 de noviembre. En esos días se sucedieron tres acontecimientos que impulsaron los precios del petróleo por la potencial desestabilización de Arabia Saudí y el enconamiento de su enfrentamiento con Irán. En primer lugar, el arresto por corrupción de varios miembros de la familia real saudí, ministros y ex-ministros, y la remodelación del gobierno. Aunque interpretada como un golpe de mano del príncipe heredero Mohamed bin Salman para asentar su poder, la jugada también se ha visto como una señal de debilidad que podría comprometer las reformas económicas por él impulsadas e, incluso, la estabilidad del reino.

Previamente, Arabia Saudí había interceptado un misil balístico lanzado por los rebeldes hutíes desde Yemen cuyo blanco era, al parecer, el aeropuerto de Riad. El episodio levantó las iras saudíes, que inmediatamente acusaron a Irán de proporcionar esos misiles y otro equipamiento a los hutíes, lo que fue inmediatamente desmentido por el gobierno iraní. Ese mismo día, el primer ministro libanés Saad Hariri había anunciado su dimisión por el deterioro de la situación política libanesa, acusando de ello a Hezbolá e Irán. El hecho de que lo hiciese desde Arabia Saudí facilitó la acusación por parte iraní de que la dimisión había sido forzada por los saudíes, y junto con el episodio del misil yemení alimentó los temores a una escalada entre los dos rivales regionales. Cuando los mercados abrieron el lunes siguiente, el precio del petróleo Brent se disparó por encima de los 62 dólares, su máximo desde julio de 2015.

El impacto de estas crisis geopolíticas sobre la oferta de petróleo no debe magnificarse, puesto que por el momento no parece que vayan a afectar a la producción ni al abastecimiento. Así, las tensiones entre Irán y Arabia Saudí no les han impedido cooperar en el seno de la OPEP. Pero tampoco puede obviarse la tendencia de fondo de unos mercados en reajuste tras la acción concertada de la OPEP y Rusia, que ya han anunciado que mantendrán las limitaciones a la producción durante todo 2018. En el entorno de precios bajos y exceso de oferta de los últimos dos años, las crisis geopolíticas apenas han tenido impacto sobre los mercados. Sólo el reequilibrio de oferta y demanda por dichos recortes y el dinamismo de la demanda explica que acontecimientos geopolíticos de impacto incierto pero probablemente limitado sobre la producción impulsen ahora los precios.

La geopolítica nunca se ausentó de Oriente Medio, pero en el actual contexto de ajuste de oferta y demanda está sumando una prima de riesgo a los mercados del petróleo. Más que el síntoma de un regreso de la geopolítica a Oriente Medio, las alzas de precios recientes indican un cambio de expectativas y del sentimiento del mercado que intensifica la transmisión a precios de eventos geopolíticos que hasta hace pocos meses causaban indiferencia entre los operadores energéticos. En este contexto, parece razonable anticipar que la prima de riesgo geopolítico de los precios del petróleo ha vuelto para quedarse.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano | @g_escribano

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<![CDATA[ Hacia un nuevo orden mundial de la energía ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/dt12-2017-olabe-gonzalezeguino-ribera-hacia-nuevo-orden-mundial-energia 2017-11-08T03:15:09Z

Alrededor del 70% de las reservas de combustibles fósiles del mundo deberá quedar en el subsuelo sin explotar a fin de no sobrepasar el aumento de temperatura en 2ºC. Por suerte, en el ámbito de la generación eléctrica la transición energética ya ha comenzado.

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Índice

(1) Introducción – 2
(2) París, punto de partida – 3
(3) La retirada del carbón ya ha comenzado – 12
(4) El previsible declive de la demanda de petróleo – 14
(5) Eficiencia, renovables y movilidad eléctrica: el corazón del nuevo sistema – 17
(6) Conclusiones – 21
Referencias – 24

(1) Introducción

La Revolución Industrial, iniciada en Inglaterra a finales del siglo XVIII, marcó un antes y un después en el devenir de la humanidad. El acceso a las ingentes cantidades de energía acumuladas en el subsuelo de la Tierra en forma de carbón, petróleo y gas permitió llevar el desarrollo económico, de Europa y EEUU primero y de parte del resto del mundo después, a un nuevo estadio. El acceso a las energías fósiles hizo posible un crecimiento demográfico y económico sostenido de manera que, en la actualidad, la población es 10 veces mayor (7.400 millones en 2016) y el tamaño de la economía es varios cientos de veces mayor que el de entonces (96 billones de dólares en 2016).

Con posterioridad a la Segunda Guerra Mundial y a medida que el transporte motorizado transformaba de forma radical la movilidad de personas y mercancías, incluyendo la fisonomía de ciudades y áreas metropolitanas, el petróleo se convirtió en mucho más que una commodity que se intercambiaba en los mercados de materias primas. Era también la sustancia sobre la que giraba una parte fundamental de la geopolítica mundial. El acceso a las reservas de Oriente Medio y la protección de los pasos estratégicos y los corredores marítimos para su transporte han marcado la política internacional y, junto a las sacudidas económicas de los periódicos shocks, han desencadenado guerras de ocupación, golpes de Estado y revueltas sociales. En países como Rusia, Arabia Saudí, Irán, Irak, Venezuela, Nigeria y Angola la extracción y la venta de petróleo constituyen la columna vertebral de su economía. Su comercio global (WTO, 2015) sobrepasa los 700.000 millones de dólares al año y es sólo superado por la venta de vehículos (movidos a su vez por derivados del petróleo). En definitiva, el carbón, el petróleo y el gas han vertebrado el orden mundial de la energía a lo largo de los últimos 250 años y suponen todavía el 80% de la energía primaria del mix global.

Ahora bien, aunque el acceso a las energías fósiles ha contribuido a mejorar de forma notable la calidad de vida de las personas en la mayoría de lugares del mundo, su reverso ha sido la alteración del clima como resultado de las emisiones de gases de efecto invernadero. El cambio climático se ha convertido de hecho en uno de los problemas cruciales de la agenda internacional. Cuando 150 jefes de Estado y de gobierno impulsaron el Acuerdo de París en diciembre de 2015, expresaron la voluntad política de las naciones de evitar que el ascenso de la temperatura de la superficie de la Tierra sobrepase los 2ºC (y que preferiblemente se mantenga en torno a 1,5ºC). Con esa decisión los responsables políticos generaron un punto de inflexión, un game changer, en el futuro del sistema energético. Menos de dos años después, las ondas expansivas del Acuerdo de Paris en el ámbito de la energía comienzan a vislumbrarse con claridad.

En este documento de trabajo exploramos las implicaciones que tiene para los sectores del carbón y el petróleo-gas la decisión de la comunidad internacional de cumplir con los mencionados objetivos climáticos, según se desprende entre otros trabajos recientes del estudio presentado de forma conjunta por la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y por la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés) al Grupo de los Veinte (G-20) en julio de 2017. En primer lugar, se analiza su incidencia en las reservas de combustibles fósiles actualmente en manos de corporaciones públicas y privadas. Tal y como se explica en el apartado correspondiente, se estima que alrededor del 70% de las mismas deberá quedar en el subsuelo sin explotar a fin de no sobrepasar el aumento de temperatura en 2ºC. Se analiza, asimismo, el impacto esperado en la evolución de la demanda de los diversos combustibles fósiles, en especial el carbón y el petróleo, como consecuencia de las políticas climáticas nacionales derivadas del Acuerdo. Se estudia también el actual ascenso de las energías renovables y la movilidad eléctrica, argumentando que en el ámbito de la generación eléctrica la transición energética ya ha comenzado. El trabajo finaliza con un apartado de conclusiones.

Antxon Olabe
Economista ambiental y ensayista, autor de “Crisis climática-ambiental. La hora de la responsabilidad”
, Galaxia Gutenberg, 2016

Mikel González-Eguino
Basque Center for Climate Change (BC3) y Universidad del País Vasco (UPV/EHU)

Teresa Ribera
Directora del Institut du development durable et des relations internationales (Iddri), París
| @Teresaribera

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<![CDATA[ Contornos de un orden petrolero post-OPEP ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari55-2017-escribano-contornos-orden-petrolero-post-opep 2017-06-29T12:50:31Z

El orden petrolero post-OPEP puede consistir más en su ampliación informal a Rusia para conformar una OPEP+ que en el colapso del cártel o su sustitución por otros mecanismos.

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Tema

El orden petrolero post-OPEP puede consistir más en su ampliación informal a Rusia para conformar una OPEP+ que en el colapso del cártel o su sustitución por otros mecanismos.

Resumen

Los ajustes de producción acordados en noviembre de 2016 entre la OPEP, Rusia y otros 10 países no OPEP han sido extendidos hasta marzo de 2018. Los mercados y numerosos analistas han puesto en duda la eficacia del acuerdo para eliminar los desequilibrios del mercado petrolero, así como la sostenibilidad del acuerdo a corto plazo. Todo ello abocaría al colapso de una OPEP obsoleta e incapaz de influir en los mercados mundiales. Este análisis considera la posibilidad de que más que el colapso de la OPEP, el acuerdo pueda proyectar una OPEP ampliada y co-liderada por Arabia Saudí y Rusia, concluyendo que pese a las dificultades afrontadas por esta “alianza improbable” el futuro de la OPEP podría discurrir por esa senda.

Análisis

El análisis aborda primero las perspectivas a corto plazo del acuerdo alcanzado para luego explorar hasta qué punto podría constituir el germen de una OPEP ampliada de geometría variable, consolidada a medio plazo en una estructura bipolar alrededor de Arabia Saudí y Rusia.

Un acuerdo histórico renovado

El pasado 25 de mayo, la 172 reunión ministerial de la OPEP decidió la extensión por nueve meses, hasta marzo de 2018, de los ajustes de producción pactados en noviembre de 2016. Dicho ajuste incluía un acuerdo histórico para reducir de manera conjunta con varios productores no OPEP (Rusia, Kazajistán, México y Azerbaiyán, entre otros) la producción de petróleo en 1,8 millones de barriles diarios (mbd), 1,2 mbd por parte de la OPEC y 0,6 mbd por el resto de firmantes,1 acuerdo que también fue renovado.

Poco más podían hacer, pues seis meses después del acuerdo, y tras una fuerte subida inicial, en mayo el precio del barril de Brent volvió a perder los 50 dólares. El anuncio de la extensión del acuerdo permitió una recuperación parcial de los precios, pero éstos volvieron a caer cuando se comprobó que no habría recortes adicionales ni medidas sorpresa. Los analistas habían barajado una extensión por 12 meses, e incluso nuevos recortes, y ambas medidas se discutieron en la reunión. Al final se optó por una extensión de nueve meses, mientras que la discusión sobre nuevos ajustes no pudo progresar en ausencia del trabajo preparatorio necesario para acordar nuevas cuotas, algo que requirió arduas negociaciones durante casi todo 2016 antes de alcanzar el acuerdo de noviembre. Cuando quedó claro que no habría sorpresas, el precio del petróleo se hundió un 5%, arrojando nuevas dudas sobre la relevancia de la OPEP.

Los principales actores del acuerdo, Arabia Saudí por parte de la OPEP y Rusia fuera de ella, pero también otros miembros del cártel, habían avanzado que estaban dispuestos a prorrogar el acuerdo vigente y sus efectos ya estaban descontados por los mercados antes de la reunión. Dentro de la OPEP, otros productores como Irán e Irak habían mostrado más cautela. Irán lo apoyó pero sin renunciar a aumentar su producción a medio plazo hasta los niveles previos a las sanciones. El sector petrolero iraní está encontrando más dificultades de las esperadas atrayendo las inversiones necesarias para aumentar su producción,2 y pese a su rivalidad con Arabia Saudí, oportunamente mediada por Rusia, sus intereses por estabilizar los precios convergen en el corto plazo.

Irak plantea más interrogantes, pues ha mostrado un menor grado de cumplimiento y mantiene ambiciosos planes de aumento de la producción que incluyen compromisos con inversores extranjeros. Hasta ahora, como otros productores, ha adelantado tareas de mantenimiento, pero esa estrategia no puede mantenerse indefinidamente. De hecho, ha sido Arabia Saudí la que ha recortado su producción por encima de lo acordado para garantizar la reducción conjunta de la OPEP, asumiendo la mayor parte del recorte. En el corto plazo, Arabia Saudí tiene la dificultad estacional del aumento de la demanda interna de petróleo durante los meses de verano para alimentar el aumento de la demanda de electricidad y abastecer los sistemas de aire acondicionado. Mantener el ajuste de la producción significa una reducción importante de las exportaciones, de la cuota de mercado y de los ingresos, elevando el coste para Arabia Saudí de garantizar el cumplimiento del acuerdo.

Por otro lado, Nigeria y Libia, exentas del ajuste por su situación de conflicto, tienen el potencial de añadir nuevos barriles al mercado. Libia, por ejemplo, alcanzó recientemente el récord de producción tras la caída de Gadafi con la reapertura de uno de sus principales campos y algunas de sus terminales de exportación. Aunque previsiblemente la volatilidad de la producción libia se mantendrá en los próximos meses, una mejora de la situación del país puede aumentar rápidamente su producción y exportaciones. De hecho, éstas pasaron de una media de 0,3 mbd en 2016 a más de 0,730 mbd en mayo de este año.3

En Nigeria, tras las dificultades de 2016, el conflicto entre el Estado y los auto-denominados Vengadores del Delta del Níger parece encauzado tras triplicar el gobierno el presupuesto de la amnistía para sus militantes, pese a que éstos han seguido atacando instalaciones.4 La reducción de los sabotajes y ataques a los oleoductos permitiría perspectivas más optimistas para la producción petrolera del país a muy corto plazo, añadiendo oferta al mercado en los próximos meses.5 Esta evolución ha llevado a una saturación de la cuenca atlántica, ejemplificada por el caso del súper-petrolero Saiq, que en el momento de escribir estas líneas vagaba desde hacía semanas por el Atlántico sur sin encontrar comprador. Aunque el caso tiene algo de anecdótico y no debería elevarse a categoría mecánicamente, ha recibido la atención de los medios como símbolo del exceso de oferta del mercado petrolero mundial.6

La reciente escalada de la tensión geopolítica entre Qatar y sus vecinos del Golfo Pérsico y socios del Consejo de Cooperación del Golfo podría enrarecer aún más la cooperación en el seno de la OPEP. Aunque Qatar apenas produce unos 600.000 barriles diarios de crudo, sumando su producción de condensados y líquidos obtenidos de sus campos de gas son más de 2 mbd. La crisis ha supuesto el cierre del puerto de Fujairah en Emiratos Árabes Unidos, el segundo mayor puerto para bunkering del mundo y clave por sus implicaciones logísticas para las exportaciones de petróleo y, en menor medida, gas qatarí. Los efectos de esta crisis no han añadido una prima de riesgo significativa a los precios del petróleo, más sensibles a los datos sobre existencias y el aumento de la producción estadounidense (y como se verá, libia y nigeriana). Si las medidas se mantienen en el espectro más bajo, a medio plazo su impacto también será muy limitado, aunque si se produjese una (improbable) escalada en Ormuz o Suez la prima de riesgo podría dispararse. Lo previsible sería que la OPEP sea capaz de encapsular su acuerdo de recorte de producción con Rusia de la crisis con Qatar. Si por el contrario ésta desbordase en un debilitamiento de la disciplina de la OPEP, por ejemplo por parte de Irán, Irak o el propio Qatar, los precios podrían resentirse.7

Fuera de la OPEP también hay dificultades entre un conjunto de productores muy diversos, poco homogéneos y menos proclives a respetar sus compromisos de reducción de producción. Salvo México y Omán, los demás firmantes del pacto no han cumplido sus compromisos de reducción de la producción. Rusia ha postergado su reducción de 300.000 barriles diarios hasta el último momento, sin llegar a alcanzarla totalmente hasta el mismo mayo. Las compañías rusas tienen además el compromiso con sus accionistas de aumentar la producción. Kazajistán, por su parte, tampoco ha cumplido sus compromisos y ha expresado la voluntad de seguir aumentando su producción en los próximos meses. La producción kazaja, como la rusa, tiende a aumentar tras el invierno, por lo que el coste de respetar los ajustes pactados será también mayor en los próximos meses.

Pero la clave es el papel de Rusia. Aunque el compromiso ruso puede matizarse, debe reconocerse que por primera vez en la historia Rusia ha reducido su producción de forma concertada con la OPEP, estableciendo así lo que se ha denominado una alianza “improbable” e “incómoda” entre Arabia Saudí y Rusia.8 Rusia y la OPEP ya habían entablado conversaciones para llevar a cabo acciones coordinadas ante caídas de precios precedentes. Hasta en tres ocasiones:1997-1998, 2001-2002 y 2008-2009; y en ninguna de ellas Rusia cumplió con los recortes comprometidos, llegando incluso a aumentar su producción para desesperación de la OPEP. Esta vez, en cambio, Rusia aparenta haber cumplido, aunque hay muchos matices al respecto que ilustran la complejidad de estimar el grado de compromiso ruso. Por ejemplo, los datos de cargamentos exportados por petrolero proporcionados por empresas independientes muestran que las exportaciones rusas cayeron algo en enero (como todos los años en invierno por las dificultades de la explotación y exportación en el Ártico y otras regiones), pero alcanzaron un pico en abril antes de ajustarse durante mayo.

El problema será mantener los recortes en la segunda mitad del año contra la voluntad de las empresas rusas, para las que las exportaciones son especialmente lucrativas tras la fuerte depreciación del rublo. Las especificidades del sector energético de Rusia y su historial de falta de respeto a los compromisos alcanzados con la OPEP en el pasado siguen provocando el escepticismo (cuando no el cinismo) acerca de que esta vez el resultado de esa “incómoda alianza” vaya a ser diferente.9 Una predicción todavía más cínica es la que pronostica la validez al acuerdo hasta marzo de 2018, una vez superadas las elecciones presidenciales rusas y habiendo capitalizado el Kremlin el éxito político del acuerdo con la OPEP, la eventual recuperación de los precios y la consiguiente mejora de la economía.

El grado de cumplimiento también corre el riesgo de debilitarse en los próximos meses por parte de los demás productores reticentes, lo que exigirá el complicado liderazgo conjunto de Arabia Saudí y Rusia, y la asunción de costes en términos de producción cada vez mayores por ambas partes. Resulta complicado contemplar que el acuerdo pueda resistir a la fatiga del cumplimiento mucho más allá de su eventual extensión hasta marzo de 2018. Las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía siguen apuntando a un reequilibrio del mercado del petróleo para la segunda mitad del año, y la OPEP ha optado por la paciencia estratégica y el cumplimiento de los ajustes, pese al menor grado de compromiso de sus socios no OPEP. Tampoco tienen mucho margen de maniobra, puesto que los productores estadounidenses muestran respuestas cada vez más elásticas a los aumentos de precios, acotando sus subidas.

El cártel y Rusia parecen haber llegado al convencimiento de que sin el acuerdo de noviembre los precios estarían por debajo de los niveles actuales; y que sin renovarlo el exceso de oferta se prolongaría hasta entrado 2018, y con él la presión a la baja sobre los precios. Para sostenerlos por encima de los niveles actuales deberían haber mandado una señal más fuerte a los mercados, pero han preferido esperar a que el aumento de la demanda en verano vaya drenando las existencias y cerrando la brecha entre oferta y demanda. Uno de los elementos aducidos por los analistas para explicar la caída de precios posterior al acuerdo es precisamente la carencia de una estrategia de salida.

El fin de los ajustes de producción supondría el regreso de los 1,8 mbd recortados conjuntamente por la OPEP y sus socios no OPEP a partir de abril de 2018, a lo que se añadirían nuevos barriles de EEUU y otros productores no incluidos en el acuerdo, como Brasil; y probablemente de Libia y Nigeria. Además, aunque las preferencias rusas y saudíes pueden estar alineadas en el corto plazo, no está tan claro que los intereses comerciales de las empresas rusas les hagan seguir optando por prolongar los recortes más allá de los nueve meses ahora acordados.10 La cuestión es, por tanto, si el acuerdo entre la OPEP y los 11 países no OPEP será sólo transitorio y a corto plazo, o se convertirá en una necesidad de más largo plazo y en una de las pocas opciones estratégicas viables que se abren al cártel.11

Un escenario energético en doble transición

A medio y largo plazo, la OPEP y sus socios no OPEP afrontan una doble transición. Por un lado, la transición hacia modelos energéticos de baja intensidad en carbono desplaza poder energético hacia los nuevos productores de gas natural y renovables, con la particularidad de que las renovables permiten además generar poder blando al proyectar modelos energéticos sostenibles y atractivos para otros países.12 Pero dentro del grupo de países productores de petróleo hay un desplazamiento de poder desde la OPEP y otros productores convencionales hacia EEUU y Canadá, los nuevos productores de petróleo no convencional. El alcance de ambos fenómenos a largo plazo puede ilustrarse con las proyecciones del World Energy Outlook (WEO) 2016 de la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

Respecto a la transición hacia modelos energéticos bajos en carbono, todos los escenarios del WEO 2016 apuntan a que en 2040 el petróleo seguirá siendo el primer componente de la demanda de energía primaria mundial: entre el 27,5% y el 22,3% de la misma en los escenarios de “políticas actuales” y el “escenario 450”, respectivamente. Incluso en el “escenario 450”, en el que el aumento de la temperatura global para finales de siglo sería de 2ºC (para lo cual debería limitarse la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera a 450 partes por millón de equivalente de CO2), el petróleo sería la primera fuente primaria, casi doblando a las renovables (sin incluir la hidroelectricidad ni la biomasa, moderna o tradicional) o al carbón, aunque casi al mismo nivel que el gas natural. Sólo en el “escenario 450” se reduce la demanda de petróleo para 2040, y sólo alrededor de un 20%.

Estas previsiones requieren, al menos, dos matizaciones. En primer lugar, bajo el escenario central del WEO 2016 “nuevas políticas” (que contempla las políticas actuales pero también las anunciadas), hay una clara asimetría: los aumentos en la demanda de petróleo sólo se producen fuera de la OCDE, la cual reduce su demanda en casi 12 mbd, una caída acumulada anual del 1,3% entre 2015 y 2040. Segundo, y tal vez más importante, el repliegue del petróleo en las economías avanzadas marca una senda para la transición energética al resto del mundo: los valores medioambientales o la lucha contra el cambio climático y la polución constituyen vectores ideacionales con mucha capacidad de tracción para transformar el modelo energético.

Resulta complicado incorporar estos vectores normativos, al menos tanto como los tecnológicos o los geopolíticos, en las previsiones y proyecciones energéticas de largo plazo, pero es posible que su impacto se esté subestimando. Aunque anticipar la desaparición de la OPEP por los avances en la lucha contra el cambio climático podría resultar precipitado, es evidente que el cártel debe hacer un esfuerzo de adaptación a las nuevas realidades de la descarbonización.13 Por el contrario, el anuncio del presidente Trump14 de que EEUU piensa retirarse del Acuerdo de París podría ralentizar dicho proceso de adaptación.

En relación a la redistribución geográfica de la producción a largo plazo y sus implicaciones geo-económicas, el escenario “nuevas políticas” muestra cambios importantes en las tendencias de producción a 2040 de los diferentes países. El Gráfico 1 recoge las proyecciones para los principales productores. En él destacan dos declives: el inmediato de Rusia y, a medio plazo, el de la producción estadounidense. A partir del pico actual, la producción rusa afronta un declino de 2,5 millones de barriles/día (mbd) hasta 2040. Otras proyecciones a corto plazo, en cambio, proyectan que la producción seguiría aumentando hasta 202015. EEUU mantiene sus aumentos de producción hasta 2025, alcanzando un pico cercano a los 15 mbd en ese año, para luego declinar gradualmente hasta situarse por debajo de los 13 mbd en 2040. Fuera de la OPEP, y tras Estados Unidos, los principales aumentos de producción se registran en Canadá y Brasil.

Gráfico 1. Producción de petróleo, escenario de “nuevas políticas”, 2000-2040 (millones de barriles/día-mbd)

El WEO 2016 destaca las incertidumbres que rodean al petróleo no convencional estadounidense, tanto en términos de recursos como de respuesta al precio del barril. Por ejemplo, en los escenarios más optimistas sobre la cantidad de recursos de petróleo no convencional (tight oil) disponibles, EEUU seguiría aumentando su producción hasta estabilizarse en 2040 en unos 8 mbd; por el contrario, bajo escenarios de menores recursos, el declive comenzaría de manera acelerada a principios de la década de 2020 y para 2040 la producción no convencional estadounidense estaría por debajo de los 2 mbd. La sensibilidad de la producción no convencional de EEUU a los precios también es extrema: bajo el escenario “nuevas políticas” del WEO 2106, que asume un precio de 100 dólares por barril en 2025, ese año la producción de tight oil estadounidense sería de unos 6 mbd; si el precio estuviese en el entorno actual de los 50 dólares por barril, la producción bajaría de los 3 mbd.

En el Gráfico 1 destacan también los aumentos de producción de los productores del Golfo Pérsico, así como la tendencia ascendente de su producción. Arabia Saudí superaría en 2040 a EEUU como principal productor de petróleo aumentando su producción en unos 1,5 mbd para casi alcanzar los 14 mbd. Sus aliados (en materia de política petrolera) del Consejo de Cooperación del Golfo, Kuwait, Qatar y los Emiratos Árabes Unidos, añadirían 1,5 mbd más para alcanzar una producción conjunta superior a los 10 mbd en 2040. Pero las mayores expectativas se sitúan en Irak e Irán. Pese a considerar los obstáculos que presenta la situación de seguridad de Irak, el WEO 2016 proyecta que para 2040 el país podría añadir 3 mbd para situarse como cuarto productor mundial por detrás de Rusia con más de 7 mbd. Para Irán, el WEO 2016 proyecta un aumento de la producción para 2040 de unos 2 mbd sobre los niveles actuales, situándose cerca de los 6 mbd.

En suma, mientras que la transición hacia modelos energéticos bajos en carbono es un fenómeno a largo plazo, el desplazamiento de poder hacia el petróleo no convencional sería un fenómeno de medio plazo que, con todas las incertidumbres existentes, empezaría a revertirse hacia mediados o finales de la década de 2020.

¿Hacia un orden post-OPEP o una OPEP+?

Una vez más, es posible que los anuncios sobre la muerte de la OPEP hayan sido exagerados.16 Como ya se ha apuntado, el acuerdo de noviembre de 2016 entre la OPEP y un grupo de productores no OPEP entre los que destaca Rusia supone más una extensión del cártel que un escenario post-OPEP. Una de las incertidumbres que se abren en el diseño de un eventual orden petrolero alternativo es su sostenibilidad más allá de marzo de 2018. Además de Rusia, otros países no OPEP se han comprometido a reducir su producción: Azerbaiyán, Kazajistán, México, Omán, Bahréin, Brunei, Guinea Ecuatorial, Malasia, Sudán y Sudán del Sur. Se trata de un grupo muy heterogéneo de productores que ha presentado tasas de cumplimiento de las reducciones acordadas bastante disímiles: México, Omán y Azerbaiyán han tendido a respetar sus compromisos, Rusia en menor medida, y Kazajistán en absoluto al haber continuado aumentando su producción.

El Gráfico 2 presenta eventuales agrupaciones de productores a título ilustrativo. Además de la OPEP y el conjunto de productores no OPEP, se presentan otras combinaciones que podrían modificar la composición del cártel actual, formal o informalmente. El Gráfico muestra cómo, bajo el escenario central del WEO 2016, la producción de la OPEP aumenta con fuerza a partir de mediados de la década de 2020, cuando la producción no OPEP empieza a declinar para situarse en 2040 por debajo del nivel de 2015. En ese año, la OPEP supondría algo menos de la mitad de una producción mundial ligeramente superior a los 100 mbd. La AIE prevé que a partir de 2020 los aumentos de la producción de petróleo provengan exclusivamente de la OPEP y, por tanto, en su configuración actual, el cártel ganaría peso en la producción mundial de petróleo, tanto en términos absolutos como relativos.

Gráfico 2. Producción de petróleo, escenario de “nuevas políticas”, 2000-2040 (mbd)

Una alternativa en línea con la situación actual sería una OPEP+, que en el Gráfico 2 se aproxima por la OPEP más Rusia, Kazajistán y México, los únicos tres productores partícipes del acuerdo de ajuste de la producción para los cuales el WEO 2016 publica sus proyecciones. Esa OPEP+ aumentaría progresivamente su producción y su peso en el total, representando en 2040 más del 60% de la producción petrolera mundial. Una versión más reducida sería la suma de Rusia a la disciplina OPEP, lo que conformaría una OPEP+Rusia con producción en aumento que, pese al declino ruso, en 2040 representaría más del 55% de la producción mundial.

Si Rusia es el actor clave del acuerdo fuera de la OPEP, los tres actores clave del cártel, a corto y más a largo plazo, son Arabia Saudí, Irán e Irak. Cualquier combinación que excluya a los dos últimos arrojaría un cártel menguante o con un peso insuficiente en la producción mundial. Arabia Saudí y los demás productores del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) sí aumentan su producción hasta 2040, pero apenas alcanzarían en esa fecha los 25 mbd, apenas un 25% de la producción mundial. La suma de Rusia supondría alrededor de la tercera parte de la producción mundial en 2040, pero su declino apenas es compensado los aumentos previstos para Arabia Saudí y sus tres vecinos del Golfo Pérsico. Algo semejante ocurre con la suma de Arabia Saudí y Rusia, con tendencia a la baja para representar menos del 25% de la producción mundial en 2040.

La fuerte subida proyectada en la producción de Irak e Irán (más del 13% de la producción mundial en 2040, y 4,5 mbd de producción conjunta más que Rusia) hace de ellos socios indispensables para sumar poder de mercado. Por ello las ambiciones iraníes e iraquíes de aumentar rápidamente la producción son tenidas en cuenta seriamente tanto por Arabia Saudí como por Rusia. Así, de todas esas posibilidades, la estructura actual de acuerdos de una OPEP liderada por Arabia Saudí con Rusia liderando algunos productores no OPEP podría consolidarse como el eje del orden petrolero mundial emergente. Se trataría, por tanto, de un cambio por agregación más que una refundación o ruptura. También constituiría la materialización de la peor pesadilla geopolítica imaginada, desde Mackinder a Brzezinski: Oriente Medio, Asia Central y Rusia alineados por su política petrolera.

Como se ha apuntado en alguna ocasión, ello llevaría a Rusia en pocos años de miembro del G-8 a participante sui generis del cártel petrolero. Aunque pueda parecer una degradación inusitadamente rápida de su papel en la gobernanza global, está bastante alineado con la presencia global de Rusia. Por ejemplo, con datos del Índice Elcano de Presencia Global de 2016, Rusia ocupaba el primer lugar del ránking de presencia energética (y sólo 15º en presencia económica). Sus exportaciones de energía representaban casi el 40% de su presencia económica (más si se añadiesen las inversiones exteriores en el sector energético), y suponían la tercera aportación a la presencia global rusa sólo después de la militar (donde Rusia ocupaba el segundo lugar del ránking global tras EEUU) y la cultural. En 2014, antes de la caída de los precios del petróleo, la energía era la segunda fuente de presencia global de Rusia y aportaba el 46% de su presencia económica.17

En sentido contrario, Rusia puede aportar varias cosas a esa OPEP+, además de barriles de crudo. Por ejemplo, su capacidad de mediación, como ya ha demostrado para facilitar el acuerdo con Irán; reclutar a países como Kazajistán o Azerbaiyán; o dotar de mayor credibilidad a la disciplina OPEP (y no OPEP) mediante su supervisión del cumplimiento de los ajustes por parte de los diferentes productores. La participación de Rusia, en cambio, no facilita la adaptación de la OPEP a los retos del cambio climático. Puede añadirse que cualquier modalidad de OPEP+ (u OPEP-) seguiría previsiblemente fundada sobre la lógica de la cartelización, por lo que lejos de superar a la OPEP supondría su extensión a un número variable de países y no se trataría, por tanto, de un modelo alternativo salvo en la estructura de un eventual liderazgo compartido.

Conclusiones

La transformación de los mercados mundiales exigen la adaptación de la OPEP y Rusia a las nuevas realidades. Por el momento, esa adaptación parece consistir en ampliar el cártel a Rusia más que en remodelar su funcionamiento ni su estrategia. Los acuerdos entre la OPEP, Rusia y otros productores no OPEP para limitar la producción muestran la evolución del orden petrolero mundial tras la irrupción de EEUU como potencia petrolera no convencional. La OPEP no ha colapsado, pero es consciente de que por sí sola ya no puede cartelizar el mercado mundial del petróleo y necesita al menos el apoyo de Rusia. Esta situación de mutua necesidad podría mantenerse a corto y medio plazo, consolidando la cooperación entre la OPEP y Rusia en los próximos años, aunque sin duda su sostenibilidad en el tiempo afronta muchas dificultades.

Además, sus resultados no están sometidos sólo al mantenimiento a largo plazo de la difícil alianza entre Rusia y Arabia Saudí, sino también a las incertidumbres básicas de la doble transición que afronta el sistema energético mundial: la que se refiere al ritmo y alcance de la transición hacia modelos bajos en carbono, y la que rodea a la evolución futura de la producción no convencional estadounidense. Respecto a la primera, las perspectivas de la AIE apuntan a que el petróleo seguirá siendo la primera fuente primaria hasta 2040 bajo cualquiera de los escenarios del WEO 2016, por lo que en esa fecha seguiría habiendo espacio en el mercado para la oferta de una OPEP+ y sus miembros seguirían interesados en mantener el cártel operativo.

Las incertidumbres sobre este punto y sus efectos parecen mayores (y a más largo plazo) que las que rodean a la producción no convencional de EEUU. Si ésta comienza a flexionar gradualmente a la baja a mediados de la década de 2020, tal vez los acuerdos OPEP+ dejen de ser necesarios a partir de esa fecha. Pero a corto plazo la OPEP y Rusia necesitan mandar el mensaje de que están dispuestos a actuar de manera coordinada y disciplinada. Ello incluye ofrecer una estrategia de salida a los ajustes de producción, que bien podría consistir en dar cierta continuidad institucional, formal o informal, al actual acuerdo. Nuevas renovaciones del mismo e incluso su profundización con nuevos recortes, aunque complicadas, no resultan descartables. La continuidad a más largo plazo sugiere una OPEP+ de estructura bipolar Arabia Saudí-Rusia, a la cual podrían sumarse temporalmente otros productores no OPEP.

Dada la divergencia de preferencias de política exterior entre ambos países, parece que en el mejor de los casos la “alianza improbable” en materia de cooperación petrolera quede encapsulada de otros ámbitos de actuación más inverosímiles. Mantener la consistencia temporal del acuerdo ya será suficientemente complicado como para esperar desarrollos cooperativos en otros campos, especialmente en política exterior. Está por ver el recorrido de esta OPEP+ emergente liderada por Arabia Saudí y Rusia más allá de los actuales acuerdos, pero pese a sus dificultades y limitaciones el intento merece seguimiento. Después de todo, el escenario internacional de los últimos años ha estado trufado de eventos tan o más improbables. Especialmente interesante será ver el acomodo de Rusia a ese nuevo papel en la gobernanza mundial como cuasi-miembro del cártel petrolero, que por otra parte no queda lejos del que corresponde a su economía.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano
| @g_escribano


1 Véase al respecto Gonzalo Escribano y Lara Lázaro (2017), “Energy and the climate in 2017: limited volatility, climate implementation and political uncertainty”, ARI Elcano nº 42/2017, Real Instituto Elcano.

2 David Ramin Jalilvand (2017), “Iranian Energy: a comeback with hurdles”, Oxford Energy Comment, OIES, enero.

4 The Guardian, “Suspected oil militants attack Niger Delta pipeline”, Blog, 23/V/2017.

5 Gonzalo Escribano (2016), “Los Vengadores del Delta del Níger no dan tregua”, Blog Elcano, 4/XI/2016.

7 Gonzalo Escribano (2017), “La geopolítica de la energía vuelve al Golfo, razón Qatar”, Comentario Elcano nº 32/2017, 14/VI/2017.

8 James Henderson y Bassam Fattouh (2016), “Russia and OPEC: Uneasy Partners”, Oxford Energy Comment, OIES, febrero; Financial Times, “Saudi Arabia and Russia stuck in unlikely oil Alliance”, 26/V/2017.

9 James Henderson (2016), “Room for cynicism and hope in Russia’s deal with OPEC”, Oxford Energy Comment, OIES, diciembre.

10 Liam Denning (2017), “Russia’s Oil Majors and the Problem With Privatizing OPEC”, Bloomberg, 30/V/2017.

11 Jamie Webster (2017), “OPEC’s Strategic Options in a Shale World”, Commentary, Columbia Global Energy Policy Center, 22/V/2017.

12 Gonzalo Escribano (2017), “Energías renovables y renovación de la geopolítica”, Energía y Geoestrategia 2017, Instituto Español de Estudios Estratégicos.

13 Thijs Van de Graaf (2017), “Is OPEC dead? Oil exporters, the Paris agreement and the transition to a post-carbon world”, Energy Research & Social Science, nº 23, pp 182-188.

14 Gonzalo Escribano (2017), “Delirios de carbono”, Comentario Elcano nº 28/2017, 6/VI/2017.

15 Véase, por ejemplo, James Henderson y Ekaterina Grushevenko (2017), “Russian Oil Production Outlook to 2020”, Energy Insight, nº 3, febrero.

16 La literatura es muy extensa, pero puede consultarse Jeff D. Colgan (2014), “The emperor has no clothes: the limits of OPEC in the global oil market”, International Organization, vol. 68, nº 03, pp 599-632; y Mohammed E. Ahrari (2015), OPEC: The Failing Giant, The University Press of Kentucky. En sentido contrario véase, por ejemplo, Antoine Haff (2016), “OPEC is not dead – it is adapting”, Financial Times, 2/VI/2016, y “OPEC’s Catch 22?”, Commentary, Columbia Center on Global Energy Policy, 23/V/2017.

17 Índice Elcano de Presencia Global, http://www.globalpresence.realinstitutoelcano.org/es/.

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