Energía - Real Instituto Elcano Feeds Elcano Copyright (c), 2002-2018 Fundación Real Instituto Elcano Lotus Web Content Management <![CDATA[ España en el mundo en 2021: perspectivas y desafíos ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/policy-paper-espana-en-mundo-2021-perspectivas-desafios 2021-02-25T12:20:50Z

Novena edición del trabajo colectivo que elabora anualmente el Real Instituto Elcano para analizar la posición internacional de España durante 202, cuya coyuntura viene lógicamente marcada por la pandemia del COVID-19, y hacer balance de lo ocurrido durante el anterior.

]]>
Ver también:

Resumen

Ésta es la novena edición del trabajo que elabora el equipo de investigadores del Real Instituto Elcano para analizar los principales rasgos del escenario internacional en el nuevo año y los desafíos a los que debe enfrentarse España durante 2021. La coyuntura viene lógicamente marcada por la pandemia y el análisis se centra en cómo su impacto afectará en los próximos meses a la posición internacional del país, a la Unión Europea (UE) y al resto del mundo. El documento arranca con un panorama general de la política exterior española donde destaca el propósito del Gobierno de impulsar, en un contexto de crisis sanitaria y económica y de fuerte polarización política interna, una nueva Estrategia de Acción Exterior. En esta primera sección también se analizan las cuestiones relativas a la presencia global de España, la gestión de la imagen del país y la diplomacia cultural.

A continuación, se examinan los efectos sobre España de las perspectivas económicas mundiales en sus distintas facetas (estímulos fiscales, estabilidad financiera, comercio, energía, demografía y dinámicas migratorias) y las principales amenazas a la seguridad. Esa dimensión está marcada por la rivalidad geopolítica dominante entre Estados Unidos (EEUU) y China, que entra en una nueva etapa por la llegada de Joe Biden a la Casa Blanca, e incluye el tratamiento de las cuestiones de defensa y del terrorismo yihadista. La tercera sección analiza el papel de España en los asuntos globales y en los foros de gobernanza multilateral, donde este año adquiere singular importancia la gestión de la salud pública y la transformación tecnológica, mientras la Agenda 2030 sirve de marco para articular los contenidos relativos a la cooperación al desarrollo, la acción climática, la promoción de los derechos humanos y la igualdad de género. En cuarto lugar, se examina el momento actual de la UE y sus esfuerzos para dar respuesta a la crisis junto a otros asuntos como la Conferencia sobre el futuro de Europa, la nueva relación con el Reino Unido o la rivalidad con Rusia. El documento realiza finalmente un repaso a los desafíos de la acción exterior española en los diferentes espacios regionales: EEUU, América Latina, Magreb y Oriente Medio, África Subsahariana y Asia–Pacífico, para cerrar con unas conclusiones.

Contenidos

Presentación: ¿qué podemos esperar de 2021?

  1. La acción exterior entre la pandemia y la renovación estratégica
  2. Perspectivas económicas y de seguridad
  3. España y los desafíos globales
  4. España y los desafíos europeos
  5. España y los desafíos regionales

Conclusiones

Presentación: ¿qué podemos esperar de 2021?

Por noveno año consecutivo, el Real Instituto Elcano publica un documento que examina las perspectivas y desafíos internacionales del nuevo año desde un enfoque español. Aunque estas palabras de presentación siempre han tenido un contenido institucional dominante, me ha gustado añadir también una breve reflexión de fondo sobre el año y de ahí la apostilla “¿qué podemos esperar?” que invariablemente he introducido en estas casi 10 ediciones de la serie. La cuestión es que, en 2021, más que esperar, desesperamos, y lo que hacemos es ansiar que termine la espera. Pocos sentimientos más nítidos y compartidos literalmente por todo el mundo que ese anhelo de recuperar cuanto antes la situación de relativa normalidad que la pandemia nos ha arrebatado. De volver, simplemente, a la situación de hace justo un año.

No obstante, y para demostrar que las sensaciones de desazón son siempre relativas, recuerdo que antes incluso de que el coronavirus fuese una noticia secundaria que los corresponsales de prensa en China mencionaban en la sección de internacional de periódicos o telediarios, ya pensábamos que vivíamos malos tiempos. En mi felicitación navideña que precedió al malhadado 2020, decía que todo a nuestro alrededor parecía desmoronarse. Quién podía pensar que las dos grandes democracias del mundo, el Reino Unido y EEUU, a las que he admirado siempre, estarían en la deplorable situación del Brexit o de una presidencia de Trump que parecía no tener fin. Que Francia ardía casi cada semana, que Italia no sabíamos por dónde caminaba, que América Latina se arrastraba desde el Rio Grande a la Patagonia entre revueltas populares y Estados fallidos, o casi. Y que aquí en casa, cuando creíamos por fin haber normalizado España (otro país europeo más, una democracia aburrida, como debe ser), resulta que sí, que éramos otro país europeo más, pero con todos sus problemas y pocas de sus soluciones. Europa no es ya la solución de nuestros problemas, como vaticinó Ortega, sino una más de nuestras cuitas.

A veces digo que el futuro no es lo que era, pero, como se ve, resulta que el pasado tampoco. Idealizamos la situación de hace tan solo 365 días, que no era en absoluto envidiable, y tal vez tendemos a exagerar los males presentes, sin reparar quizá en sus lados esperanzadores. Ya he advertido otros años en esta sección sobre esa tendencia a fijarnos solo en los aspectos negativos de la realidad mundial y no apreciar los avances o el simple transcurrir sin graves sobresaltos. Es un efecto del sesgo de los medios de comunicación. Good news is no news, las buenas noticias no venden aunque, como señalaba el viejo Hegel, los períodos felices de la humanidad carecen de historia, en ellos no pasa gran cosa. Justo al contrario de lo que ahora nos ocurre, anegados de noticias, usualmente no buenas. Una pequeña anécdota personal: cuando me llegan las noticias sobre España de la prensa extranjera, que elabora a diario el Real Instituto Elcano, casi las valoro al peso. Mucho peso, mucho papel, mala cosa.

Por supuesto que, para todas aquellas tragedias que ha supuesto la enfermedad, ese mal de muchos no es consuelo, y resulta casi frívolo querer sugerir tal cosa. No lo estoy haciendo. Sin duda, el COVID–19 quedará en nuestra memoria para siempre como un azote que nos arrebató muchas vidas, generó mucho dolor (todavía por estallar), agotó a sanitarios y servidores públicos, arruinó negocios, dificultó la educación e impidió a todos disfrutar de muchos abrazos. Pero sí quiero decir que, como analistas, siempre hay que sobreponerse a esa tentación (tan alimentada por las redes sociales) de explotar el miedo.

Ahora tenemos perspectiva para valorar que, sin perjuicio de los graves problemas que existían, tampoco estábamos tan terriblemente mal hace un año. Y estoy seguro de que pronto valoraremos también las luces que se encendieron mientras padecíamos la sombra generalizada de muertes, urgencias hospitalarias abarrotadas y confinamiento. Podemos fijarnos en la enorme vulnerabilidad que 2020 nos ha mostrado, pero también en el hecho de que la humanidad entera haya tomado conciencia de que se enfrentaba a una misma experiencia y que debía responder unida (algo que ni siquiera puede predicarse del otro gran desafío global que es el cambio climático). Y, entre otras alegrías que matizan la calamidad, hemos asistido al espectacular desarrollo tecnocientífico de la vacuna, celebrado el paso adelante en la integración europea y el final del Brexit y, sobre todo, respirado aliviados por el relevo en la Casa Blanca. Aquí en casa, aunque no puedo evitar la preocupación por un panorama tan polarizado y esa duradera tormenta perfecta de crisis económica, política y territorial, la calidad del sistema democrático inaugurado en 1978 encaja golpes, fuertes, pero resiste, pese a quien pese. Y nuestra política exterior, aunque también sufre por un contexto doméstico muy delicado, no se desvía de los parámetros estratégicos euroatlánticos.

Pues bien, nuestra voluntad con esta publicación es, una vez más, hacer esa mirada ponderada. Advertir peligros y debilidades. Pero también apuntar avances y fortalezas. Y, al mismo tiempo que se hace un repaso a los grandes temas del contexto internacional y europeo en el momento actual o que se explora cierta prospectiva sobre cómo evolucionará la agenda en el horizonte inmediato, introducir una mirada específicamente española. Dónde se coloca nuestro país en cada uno de los ejes temáticos y geográficos que examinamos; y qué es lo que podría hacerse para defender mejor, a corto, pero también a medio–largo plazo, nuestros intereses y valores. El equipo completo de investigadores, desde el campo de especialización de cada uno, bajo la coordinación de Ignacio Molina, pero conformando un producto coral, analiza todo eso de modo simultáneo y con el máximo rigor posible.

Un enfoque riguroso que es ya marca del Real Instituto Elcano y que no deja de proporcionar satisfacciones, incluso en un año tan complicado donde la mayor parte de nuestras actividades tuvieron que realizarse de modo virtual, sin que, por cierto, eso impidiese la visita presencial de SSMM los Reyes a final de mayo a la sede del Instituto, justo cuando acababa el estado de alarma, para analizar con expertos internacionales la situación de la pandemia en el mundo. Ahora que se van a cumplir 20 años desde nuestra fundación, es imposible no agradecer ese apoyo activo de quien durante todo este tiempo ha sido y es nuestro presidente de honor, primero como Príncipe de Asturias y luego como Rey Felipe VI. Un apoyo que tratamos de corresponder trabajando a favor de los intereses y valores de España en el mundo. Reflexionando con rigor e independencia intelectuales sobre los cambios que se están produciendo en el orden internacional, en el proceso de integración europea y en el papel que nuestro país puede y debe desempeñar en ambos.

El teletrabajo ha potenciado nuestra productividad con numerosas publicaciones y un sinfín de actos virtuales. La audiencia de nuestra producción ha aumentado significativamente. Las visitas a la web se han incrementado hasta superar los dos millones en 2020. Y las menciones en medios de comunicación se han casi duplicado hasta llegar a más de 4.000, destacando especialmente la presencia en medios de comunicación internacionales (casi la mitad de las totales). Además, 2020 nos ha traído la gran satisfacción de saber que el Real Instituto Elcano ha ascendido, al menos en lo que se refiere a reputación entre sus pares, al segundo puesto de think-tanks de Europa Occidental y al 11º del mundo de los dedicados a Política Exterior y Relaciones Internacionales, según el 2020 Global Go To Think Tanks Index (GGTTI) que elabora cada año la Universidad de Pensilvania. Un reconocimiento que debe servir como acicate e incentivo. No es verdad, y lo sabemos: no somos mejores que Chatham House o la alemana SWP, pero quizá podemos hacer que este vaticinio acabe siendo una profecía autocumplida.

Pero no nos paramos en los éxitos logrados. De cara a 2021, nuestro Plan de Actuación es más nutrido que nunca y está lógicamente marcado por el COVID–19 y el análisis de cómo afectará al devenir de nuestro país, de la UE y del resto del mundo. Abordaremos de manera prioritaria y transversal los esfuerzos que se deberán realizar desde España para aprovechar los recursos e iniciativas impulsados desde el ámbito europeo en respuesta a la crisis, y que ofrecen una oportunidad única para acelerar (y reorientar, al menos en algunos ámbitos) la imprescindible modernización económica, social e institucional de nuestro país. Este reto otorga mayor sentido, si cabe, al trabajo que ya veníamos impulsando sobre el ecosistema de influencia de España en la UE desde nuestra Oficina de Bruselas, que nos está permitiendo comprender mejor cómo se pueden moldear algunas de las grandes políticas europeas, como son las tecnológicas e industriales, o las centradas en la energía y el cambio climático, sin olvidar las que han adquirido un renovado protagonismo a raíz de la crisis, como las dedicadas a la dimensión social del proyecto europeo, las migraciones, la sanidad o la cooperación al desarrollo.

Por otro lado, seguiremos estudiando el papel que la UE puede desempeñar en el escenario internacional. La pandemia ha recrudecido la rivalidad entre EEUU y China, por lo que resulta obligado analizar el posicionamiento de la UE ante dicho fenómeno, sobre todo a la luz de la llegada de Joe Biden a la presidencia estadounidense que permite pensar en una relación transatlántica más equilibrada. A su vez, ello podría influir en el debate actualmente en curso sobre el futuro de la OTAN, al que también prestaremos atención. Y a las consecuencias de la rivalidad geopolítica entre Washington y Pekín para la relación de la Unión y sus Estados miembros con las distintas regiones relevantes para España, como América Latina, el Magreb, Asia–Pacífico y África Subsahariana (españoles por favor, volvamos a mirar al sur de una vez). A nivel global, la pandemia parece también haber acelerado algunas de las grandes tendencias que ya veníamos examinando, como la digitalización, la desinformación, el proteccionismo, las debilidades de la gobernanza multilateral y la dualización de nuestras sociedades (globalizados versus territorializados) generando mayor desigualdad e incluso pobreza absoluta.

Por supuesto, la crisis sanitaria, económica y geopolítica derivada del virus no puede hacernos perder de vista otras temáticas importantes no directamente relacionadas, como el terrorismo yihadista, la agresividad de Rusia o el Brexit. Por último, cabe mencionar que inauguraremos una nueva línea de trabajo sobre el papel de las ciudades globales, como Madrid o Barcelona, en el orden internacional, aprovechando la reciente incorporación del Ayuntamiento de Madrid a nuestro Patronato. Seguimos cansinamente pensando el mundo como un orden de Estados (eso nos dicen las estadísticas), como si fueran mónadas auto–subsistentes, cuando la globalización muestra que la estructura profunda del mundo –el verdadero deep state– es un orden de flujos societarios entre grandes (ya inmensas y crecientes) áreas metropolitanas. El mundo futuro, al menos su infraestructura, puede que sea más de las áreas metropolitanas que de los Estados.

Antes de terminar, no puedo obviar una nota personal porque estas palabras, que son de presentación, también tienen que servir de despedida. Son las últimas en mi calidad de presidente y quiero aprovechar para expresar mi satisfacción y gratitud a toda la comunidad que conforma el Real Instituto Elcano por estos nueve años. Al Patronato y su Comisión Ejecutiva, a los miembros del Consejo Científico, al vicepresidente y al director, y por supuesto a todo el equipo humano que ha hecho posible tanto logro. Creo poder afirmar que el Instituto está hoy consolidado. En la parte investigadora, lo demuestra la ambición de los proyectos, el impresionante y creciente número de publicaciones, el plantel de brillantes investigadores (que es multidisciplinar y roza la igualdad de género), las numerosas actividades desarrolladas, o los 24 Grupos de Trabajo que funcionan en la actualidad (integrados por un conjunto de 800 especialistas). En la parte institucional, destaca un Manual de Transparencia y Buenas Prácticas cuyos contenidos se respetan, una participación en las más importantes redes internacionales de think-tanks, o una financiación sólida y diversificada (17% de patronos públicos, 66% de privados y un 17% de otras fuentes, incluyendo proyectos competitivos) que nos otorga estabilidad y autonomía. Pero todavía queda mucho margen para la mejora y estoy seguro de que el nuevo presidente, José Juan Ruiz, liderará nuevos progresos. Desde aquí le deseo la mejor de las suertes y mi total colaboración desde el Patronato.

Y les dejo ya con la lectura del trabajo. Verán que en 2021 el protagonismo seguirá siendo de la pandemia o, más rigurosamente, de su impacto. Hace unos meses reflexionaba sobre las consecuencias duraderas que tendrá, no sólo en el ámbito sanitario o económico sino también en el social y político. Y expresaba mi temor de que ahora se impusiera el instinto de buscar refugio en lo conocido, en la tribu, la nación, la religión, las comunidades “naturales”, para intentar blindarse, en paradójica negación de la indiscutible experiencia cosmopolita que se ha vivido. Pues sociedad tras sociedad, y ante el miedo y la incertidumbre hemos buscado refugio envolviéndonos como caracoles asustados en una doble concha institucional: las familias y los hogares, de una parte y, sobre todo, los Estados, que salen enormemente fortalecidos de la pandemia.

En las relaciones internacionales ya hemos asistido a algo de eso y ni siquiera el área Schengen ha resistido el cierre de fronteras. A corto plazo, a pesar del esfuerzo contra la enfermedad que ha compartido toda la humanidad, no ha avanzado el multilateralismo y ni siquiera la globalización, sino que más bien se han reforzado fronteras y Estados. La pandemia primero, y la crisis económica después, están generando una poderosa re–estatalizacion, justo cuando, a consecuencia de la globalización, parecían estar perdiendo protagonismo, y que está siendo aprovechada por los malos para una verdadero “asalto a la democracia”, como ha denunciado Freedom House en su informe La democracia confinada.

No tenemos aún perspectiva para saber si esa tendencia de regreso al pasado, a una Westfalia global, y al particularismo se confirmará. Si a partir de ahora tendremos más populismos, nacionalismos y conflictividad, o si la gobernanza europea y global saldrá vencedora. Sólo tengo la certeza de que España debe recobrar la mirada que la sacó del ensimismamiento y la lanzó a los 40 años mejores de nuestra historia tras la Constitución de 1978. De una parte, mirar afuera, al mundo, a Europa y más allá (al sur), abandonando tentaciones endogámicas y particularistas. Y de otra, mirar más al futuro que al pasado, para abordar los problemas de nuestros hijos y nietos antes de las querellas de los abuelos. Pues, de momento, les dejamos a los jóvenes una terrible herencia de duda pública.

Pero aunque todo puede empeorar indefinidamente, y a veces ocurre, no tiene por qué ser así. Es más, depende de nosotros evitarlo.

Emilio Lamo de Espinosa
Presidente del Real Instituto Elcano
| @EmilioLamo

Conclusiones

Pocos años han suscitado tantas esperanzas como el que empezamos hace unas semanas. 2020 se ha instalado ya en el imaginario colectivo como una cifra maldita y hay ganas de superarlo, aunque es obvio que un pésimo balance anual en absoluto garantiza que el siguiente ejercicio vaya a ser mejor. Los historiadores podemos dar cuenta de muchos casos de expectativas frustradas en el pasado y, por tanto, sabemos bien que los acontecimientos no se detienen ni transforman por el mero hecho de haber cambiado de almanaque en la pared. Cuando acababa 1914 y los europeos pensaban en el año tan desagradable que dejaban atrás, tras la decisión alemana de romper las hostilidades atacando rápidamente a Francia en verano para golpear luego a Rusia, todos imaginaban que la tragedia sería corta (como tantas otras que habían ocurrido en el viejo continente durante el siglo XIX) y deseaban superar cuanto antes el conflicto con no demasiadas muertes y los consabidos reequilibrios diplomáticos. Pero la “guerra de movimientos” fracasó y al arrancar 1915 todavía quedaban casi cuatro años más de pesadilla en las trincheras y de ampliación del número de beligerantes por prácticamente todo el mundo. Es más, como bien sabemos, a la desdicha de la Gran Guerra se le sumó una mortífera pandemia (infaustamente conocida como “Gripe Española”) que duró de marzo de 1918 a abril de 1920, y dejó casi 50 millones de muertes adicionales.

No conviene, pues, pecar de optimistas, aunque tampoco hay que caer en el pesimismo que podría dejar traslucir el párrafo anterior y creer que estamos condenados a un período largo de desgracias como las que vivieron nuestros antepasados hace un siglo. El comienzo de un nuevo año no conlleva ninguna magia sanadora, pero sí es momento oportuno para hacer un balance reposado del anterior, un análisis equilibrado de dónde estamos y una proyección razonada de lo que nos espera a partir de ahora. No sirve para conjurar los males, pero sí permite prepararse para el inmediato futuro, deslizando junto al análisis objetivo de los hechos algunos elementos prescriptivos que permitan mejorar la capacidad de respuesta. Contribuir a ello es el objetivo de este ejercicio. Solo intentarlo, en momentos tan complicados de desazón, ya hace que valga la pena. Un ejercicio de coyuntura y prospectiva sobre la acción exterior de España que venimos desarrollando desde hace casi 10 años con un elevado grado de acierto en las predicciones.

Es verdad que decimos eso con mucha cautela porque los pronósticos son siempre arriesgados y hay que tener la modestia para reconocer que, si la edición del año pasado se hubiese publicado en febrero en vez de en marzo, habríamos sido incapaces de adivinar el extraordinario y terrible impacto del coronavirus en lo que quedaba de año. Baste recordar que en enero de 2020 se aventuraba un año tranquilo, de tregua olímpica y relativa bonanza económica global. Había razones para esperar que las relaciones EEUU-China disfrutasen una distensión temporal, que la nueva legislatura en la UE alcanzase con cierta calma su velocidad de crucero tras resolver el Brexit, y que nuestra diplomacia pudiera aprovechar el tiempo perdido después de un 2019 con el Gobierno en funciones. La realidad fue la contraria: un desplome brutal de la prosperidad mundial, un deterioro generalizado del multilateralismo en la gobernanza de la salud, los intercambios comerciales, los flujos migratorios o la convivencia cultural (incluyendo el simbólico aplazamiento de los Juegos de Tokio), una exacerbación de las tensiones Washington-Pekín, ni un instante de tranquilidad para las instituciones europeas y una acción exterior española sometida de modo súbito a enormes desafíos: fronteras, turismo, acción consular, reputación y la crucial negociación en Bruselas de un plan de recuperación.

No obstante, me alegra constatar que, una vez que el COVID–19 apareció en nuestras vidas, el equipo Elcano fue capaz de apuntar muy rápidamente a unos escenarios que requieren poca enmienda once meses después. Y todavía es más grato recalcar que los escenarios que entonces dibujábamos no sucumbían al catastrofismo y señalaban algunos desarrollos positivos que podría traer la pandemia y que se han confirmado. Merece citarse la previsión de que la enfermedad podría ayudar a tomar más conciencia de nuestra fragilidad y facilitar consensos en la acción climática y otros aspectos de la Agenda 2030, incluyendo por supuesto los necesarios esfuerzos sanitarios compartidos. También se auguraba un paso adelante en el proceso de integración que se ha producido tanto ad intra, con esa apuesta ambiciosa por el fondo Next Generation EU, como externamente, tomando por fin en serio el debate sobre la autonomía estratégica en el terreno tecnológico, industrial y de la seguridad. Y en esta misma sección de conclusiones se acariciaba la derrota electoral de Donald Trump evocando a un posible nuevo presidente que volviera a querer proyectar a EEUU como a city upon a Hill, y a ser respetado por sus aliados como antaño.

Este es un producto coral que, sobre todo, pretende asociar los acontecimientos europeos y mundiales con la posición de España. Con la doble necesidad de conectar mejor lo externo con los desarrollos domésticos y de proyectar más nuestro país hacia fuera. Como dijimos hace un año, la urgencia de derrotar la pandemia no debe hacer perder de vista que nuestro país también tiene la obligación de comparecer en los debates y procesos de decisión sobre la globalización, la UE y las demás regiones que nos importan, empezando por América Latina y el norte de África. Y que hace falta abordar con rigor la necesidad de mejorar la capacidad española para moldear las relaciones internacionales y el futuro de Europa de acuerdo con nuestros intereses nacionales y los valores mayoritariamente compartidos. En ese sentido, es satisfactorio observar que, pese a las terribles exigencias del corto plazo, el Ministerio de Asuntos Exteriores, Unión Europea y Cooperación acaba de renovar la programación estratégica de la acción exterior.

Desde su autonomía intelectual, el Real Instituto Elcano procura contribuir a hacer posible una España más internacionalizada y un mundo más español. Cumplimos ahora 20 años en ese empeño, que además coinciden, como recordaba hace poco nuestro presidente de honor, SM el Rey, en su reciente recepción al Cuerpo Diplomático acreditado en España, con el quinto centenario de la gesta de Juan Sebastián Elcano surcando los océanos de los cinco continentes. Números redondos para las efemérides que, ya que no está el contexto para celebraciones festivas, sí deben al menos servir para conmemorar que la trayectoria navegando por el mundo ya es larga. En el caso del Instituto, este año no puedo evitar una mención al presidente saliente, Emilio Lamo de Espinosa, que contribuyó a fundarlo como primer director y entre otras muchas aportaciones, lanzó esta serie anual.

Comienza ahora una nueva etapa donde solo cabe renovar nuestro compromiso de seguir contribuyendo (con análisis, valoraciones y recomendaciones) a una conversación colectiva y enriquecedora. Con el Gobierno, pero también con el conjunto de las fuerzas políticas representadas en las Cortes, con las empresas del patronato y con los demás actores sociales, con el mundo académico y, por supuesto, con el conjunto de la ciudadanía individual. Queremos ayudar a estar mejor informados y preparados para nuevos retos. Si son oportunidades, para aprovecharlas, y si son otros infortunios, para superarlos cuanto antes. Al fin y al cabo, en la Primera Guerra Mundial ganó quien fue más capaz de resistir.

Charles Powell
Director del Real Instituto Elcano
| @CharlesTPowell

]]>
<![CDATA[ Siete tendencias climáticas y energéticas a seguir en 2021 ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari7-20201-lazaro-escribano-siete-tendencias-climaticas-y-energeticas-a-seguir-en-2021 2021-01-20T04:21:33Z

La pandemia y las políticas de recuperación verde seguirán marcando las principales tendencias climáticas y energéticas globales, con una previsible aceleración de las implicaciones geopolíticas de la transición energética.

]]>
Resumen

Se apuntan siete tendencias en energía y clima a seguir en 2021 desde perspectivas que varían por políticas, sectores, regiones y países:

  1. La evolución de la pandemia y su impacto en energía y clima.
  2. El peso de la ciencia y la acción climática internacional.
  3. Los desafíos de los grandes emisores.
  4. El despliegue de una acción climática española ambiciosa.
  5. La recuperación gradual del mercado del petróleo.
  6. La consolidación de los cambios en los mercados de gas natural.
  7. La aceleración de la transición energética y de sus implicaciones geopolíticas.

Análisis

En 2021 se prolongará la incertidumbre energética y económica que marcan las perspectivas del año en energía y, quizá en menor medida, en clima. Hay consenso en que ambos, energía y clima, seguirán en el centro de la agenda global, europea y española. El presidente del International Crisis Group identifica 10 conflictos a seguir en 2021: de ellos, cinco tienen relación directa o indirecta con el petróleo y el gas (Yemen, Venezuela, Libia, Irán-EEUU y Rusia-Turquía), pero el único de alcance verdaderamente global incluido es el cambio climático.1 Se apunta un “nuevo orden inversor” que incluye, entre otros puntos, una preferencia por la sostenibilidad.2 Las medidas europeas de recuperación y el plan español tienen un fuerte componente verde,3 el presidente Biden quiere que EEUU lidere la transición energética y podría cooperar con América Latina en combatir el cambio climático; y China, Corea del Sur y Japón han anunciado compromisos ambiciosos de reducción de emisiones. Los siete vectores incluidos organizan unas conjeturas tentativas sobre las tendencias en energía y clima para 2021, aunque en el marco de plazos más largos. Abordan primero el previsible impacto de la pandemia en energía y clima para a continuación centrarse en la acción climática (multilateral, de los principales emisores y española), los mercados del petróleo y el gas, y las nuevas geopolíticas de la transición energética.

(1) Pandemia, energía y clima: entre la recuperación verde y una acción insuficiente

La pandemia causada por el SARS-COV-2 y las medidas tomadas por los gobiernos de casi todos los países del mundo para frenarla se espera que hayan reducido (temporalmente) las emisiones de gases de efecto invernadero entre un 4% y un 7% en 2020. Si bien la reducción en emisiones es una buena noticia para el clima, los análisis de crisis económicas como la causada por la crisis financiera de 2008 indican que, de no transformar el modelo productivo, las emisiones volverán a crecer a un ritmo incompatible con los objetivos acordados en el Acuerdo de París hace cinco años. La oportunidad más clara, y quizá la última, 4 para la transformación hacia un modelo de desarrollo de bajas emisiones que limite los peores impactos del cambio climático, viene dada por los planes de recuperación para hacer frente a la pandemia. Unos planes cuyas versiones finales e implementación veremos en 2021 y años posteriores. El grado en que los estímulos fiscales de los planes de recuperación post-COVID-19 ayuden a transformar la economía hacia una de emisiones netas nulas determinará, en parte, si podremos limitar el aumento medio de la temperatura global por debajo de los 2ºC.

Hasta finales de octubre de 2020, la cuantía estimada de los planes de recuperación ascendía a 12,7 billones de dólares en las economías del G20 (más España, Filipinas y Singapur), con 3,7 billones asignados a sectores con un impacto significativo en las emisiones de gases de efecto invernadero (energía, transporte, agricultura y residuos). Si bien los análisis cuantitativos y omnicomprensivos del impacto de los planes de estímulo no llegarán hasta después de su implementación, análisis preliminares (necesariamente parciales y más subjetivos) mostraban en abril de 2020 que el grado de alineamiento de los mismos con los objetivos climáticos era manifiestamente mejorable.5 Esta valoración se ha mantenido hasta finales de 2020, con paquetes de estímulo con un efecto neto negativo para el medio ambiente en 16 de las economías del G20 analizadas y dos de las tres economías analizadas no pertenecientes al G20. Según los análisis de octubre de 2020 de Vivid Economics, si bien se han comprometido 502.000 millones de dólares en forma de estímulos de recuperación “verde” (en las economías del G20 más España, Filipinas y Singapur) frente a 195.000 millones en estímulo fiscal que aumentarán la contaminación o destruirán hábitats, uno de los mayores riesgos de los actuales paquetes de estímulo para el medio ambiente estriba en las iniciativas que pueden revertir medidas legislativas o ejecutivas de protección ambiental. En 2021 habrá una mayor concreción en los paquetes de estímulo fiscal que, si considerasen el cumplimiento de los objetivos del Acuerdo de París, deberán ser más “verdes” que las propuestas actuales.

El sector energético también seguirá pendiente de la evolución de la pandemia y su impacto sobre la economía. En 2020, pese a la emergencia sanitaria, el sector mantuvo su actividad estratégica gracias a los esfuerzos de todos sus actores. La caída de la actividad económica, los confinamientos y otras restricciones a la movilidad supusieron una reducción acusada de la demanda y los precios.6 En 2021 el sector seguirá centrado en gestionar las consecuencias de la pandemia y su evolución a corto y medio plazo. Las previsiones de fuerte rebote en la economía mundial y la demanda de energía afrontan el riesgo de nuevas olas y ciclos de confinamientos y restricciones. Hay incertidumbre sobre el ritmo y efecto económico de la vacunación, pero también sobre cuánto tiempo y en qué medida perdurarán el teletrabajo o la reducción de viajes y desplazamientos. Hay consenso en que la pandemia ha acelerado la transición energética, y en 2021 deberían verse las primeras consecuencias.

(2) Ciencia y acción climática internacional

Las razones para “reverdecer” los paquetes de estímulo fiscal post-pandemia también se sustentan en los impactos físicos del cambio climático. El año 2020 fue el segundo más cálido desde que existen registros según la National Oceanographic and Atmospheric Administration (NOAA), a pesar del fenómeno de La Niña, que históricamente limita el aumento medio de la temperatura global cuando ocurre. En 2021 se espera, con la incertidumbre habitual, que siga siendo un año con un número significativo de acontecimientos meteorológicos extremos, si bien las temperaturas medias globales podrían ser algo menores que en 2020.

Figura 1. Algunas anomalías climáticas destacables en 2020
Figura 1. Algunas anomalías climáticas destacables en 2020
Fuente: NOAA (2020).

Entre abril y octubre de 2021 se publicará parte del sexto informe de evaluación del Panel Intergubernamental (IPCC) AR6 de los grupos de trabajo I (Bases científicas), II (mitigación) y III (impactos, adaptación y vulnerabilidad), dejando para 2022 la publicación del informe de síntesis del AR6. El informe de evaluación llegará así previsiblemente a tiempo para el balance global (global stocktake, GST) de 2023 del Acuerdo de París. Algunos análisis recientes apuntan a la posibilidad de aumentos de las temperaturas medias globales de hasta 5ºC para concentraciones de CO2 que dupliquen las de la era preindustrial (280 ppm), lo cual nos llevaría a un terreno desconocido en cuanto a los impactos sociales, económicos y ambientales. Las concentraciones de CO2 actuales del 409.8 ppm en media en 2019 son las más altas de los últimos 800.000 años.

Figura 2. Concentraciones de CO2 en la atmósfera a lo largo del tiempo
Figura 2. Concentraciones de CO2 en la atmósfera a lo largo del tiempo
Fuente: NOAA (2020).

En cuanto a la acción climática concertada a nivel global, entre el 1 y el 12 de noviembre de 2021 se celebrará (previsiblemente) la COP 26 en Glasgow, pospuesta un año por la pandemia. Esta cita climática internacional es la más importante desde 2015, cuando se adoptó el Acuerdo de París. La importancia de la COP 26 radica en que las Partes del Acuerdo de París habrán presentado la segunda versión de sus compromisos climáticos (llamados contribuciones determinadas a nivel nacional, o más frecuentemente Nationally Determined Contributions, NDCs), o habrán actualizado o vuelto a comunicar sus primeros NDC. Además, las Partes del Acuerdo de París habrán presentado sus estrategias de descarbonización a largo plazo, encaminadas a alcanzar las emisiones netas nulas en la segunda mitad de siglo.

Los retos de cara a 2021 en materia de negociaciones climáticas internacionales incluirán:

  • Aumentar el grado de ambición de los compromisos climáticos. Para cerrar la brecha entre emisiones y objetivos climáticos con los nuevos NDC, de las 59,1 GtCO2e emitidas en 20198 (incluyendo las provenientes de cambio en los usos de la tierra) deberán reducirse más de la mitad (hasta alcanzar las 25GtCO2e en 2030) si queremos seguir albergando alguna esperanza de limitar el aumento medio de las temperaturas globales a 1,5ºC con respecto a la era preindustrial. Hasta finales del año pasado, 127 países –que suponen el 63% de las emisiones mundiales– se habían comprometido a alcanzar emisiones netas nulas en el entorno de 2050. De cumplirse estos objetivos de neutralidad climática, el objetivo menos ambicioso del Acuerdo de París de limitar el aumento medio de las temperaturas bien por debajo de los 2ºC podría estar (casi) al alcance de la mano según Climate Action Tracker.
  • Terminar de negociar el libro de reglas de Katowice de implementación del Acuerdo de París. Esto supondrá, entre otros elementos, alcanzar un acuerdo en materia de mecanismos de mercado, también conocido como mecanismo de desarrollo sostenible (potencialmente similar al mecanismo de desarrollo limpio del Protocolo de Kioto) y no de mercado (por ejemplo, a través de ayuda al desarrollo para luchar contra el cambio climático) del artículo 6. Los objetivos de las negociaciones del artículo 6 serían: asegurar la integridad de estos mecanismos de forma que se evite la doble contabilidad a través del establecimiento de los ajustes contables correspondientes (corresponding adjustments); asegurar las reducciones efectivas de las emisiones (Overall Mitigation of Global Emissions, OMGE); acordar el porcentaje de ingresos del mecanismo de mercado que se destinará a la adaptación (share of proceeds); y, decidir sobre la continuidad de los permisos generados por el protocolo de Kioto (carryover).
  • Cerrar la brecha en materia de financiación climática internacional, cifrada en 21.100 millones de dólares en 2018 de los 100.000 millones anuales a partir de 2020, comprometidos ya en 2009 e incluidos en la decisión que acompaña al Acuerdo de París y a los que se refiere su artículo 9.
  • Que se avance en la alineación de los flujos financieros con los objetivos climáticos, incluyendo los provenientes de los planes de recuperación. Para ello, Japón lanzó, con el apoyo de la Secretaría de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC) la plataforma Redesign 2020 en septiembre de 2020 en la que 73 países y numerosos actores no estatales describen iniciativas para una recuperación verde, con mayor o menor detalle. En el caso de los países europeos, las acciones descritas en la plataforma mencionada reflejan los compromisos de descarbonización de sus Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima (PNIEC) que se deben ejecutar entre 2021 y 2030. No obstante, para fomentar de manera efectiva la alineación de los planes de recuperación post-COVID-19 con el Acuerdo de París y con los Objetivos de Desarrollo Sostenible, sería necesario según estudios académicos recientes que el Reino Unido, como presidencia de la COP 26, convierta la recuperación verde en un tema central de la cumbre. Además, sería necesario que se diseñe un sistema de gobernanza robusto para los planes de recuperación que ayude a discernir lo que son inversiones verdes de lo que no lo son.

(3) Desafíos considerables para los grandes emisores en 2021

Para los tres mayores emisores, China, EEUU y la UE, el año 2021 viene con una agenda de políticas y compromisos climáticos considerable. China anunció que alcanzará el pico en sus emisiones de dióxido de carbono (CO2) antes de 2030, reducirá la intensidad de sus emisiones de CO2 en más de un 65% también en 2030 con respecto a los niveles de 2005, aumentará el porcentaje de fuentes no fósiles en su consumo de energía primaria en el entorno del 25% en 2030, aumentará su volumen de existencias forestales en 6.000 millones de metros cúbicos en comparación con los niveles de 2005, contará con 1.200 GW de potencia eólica y solar instalada en 2030 y alcanzará la neutralidad en carbono antes de 2060. En 2021, China publicará (previsiblemente en marzo) su XIV Plan Quinquenal (2021-2025) en el que se espera una alineación con los anteriores compromisos en materia de energía y clima. Así, a lo largo de 2021 será clave observar los límites de emisiones que se podrían imponer para el sector eléctrico, los límites potenciales a las emisiones de CO2 para el conjunto de la economía, la capacidad instalada de carbón, el funcionamiento y desarrollo del mercado nacional de derechos de emisión (el mayor del mundo), y si se fomentará una descarbonización de los proyectos de la Franja y la Ruta (Belt and Road Initiative, BRI). Además, el Ministerio de Ecología y Medio Ambiente, por primera vez, elaborará un plan nacional específico para luchar contra el cambio climático en el marco del XIV Plan Quinquenal.

En EEUU se espera que la victoria de Joe Biden suponga un cambio de rumbo significativo en materia climática. A nivel internacional EEUU se reincorporará al Acuerdo de París un mes después de que Biden se convierta en presidente, si cumple su promesa electoral. Tras los dos defaults climáticos de EEUU (la no ratificación del protocolo de Kioto y la ratificación y posterior salida, temporal, del Acuerdo de París), el liderazgo climático de EEUU no parece que pueda restaurarse completamente, aunque la comunidad internacional recibirá con alivio su retorno a la acción climática concertada. A nivel nacional, se espera que Biden y Harris se embarquen en una recuperación verde e intenten revertir un buen número de las acciones de desregulación de la era Trump. Esto incluiría retomar y aumentar la ambición de sus compromisos en materia de reducción de emisiones (incluyendo los objetivos de que el 100% de la electricidad provenga de fuentes sin emisiones en 2035 y que EEUU alcance la neutralidad climática en 2050), aumentar la eficiencia energética, reforzar el papel de la ciencia en la toma de decisiones y aprobar un sustituto del Clear Power Plan de Obama, entre otros.

La UE acordó y comunicó en 2020 a la secretaría de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) su objetivo de aumentar los compromisos de reducción de emisiones. Dichos objetivos suponen reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 55% en 2030 en comparación con los niveles de 1990 (objetivo incluido en la actualización del NDC de la UE) y alcanzar la neutralidad climática en 2050, según reza la comunicación sobre la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo de la UE. A nivel interno, uno de los desarrollos más esperados en materia de política climática de la UE-27 en 2021 será la aprobación de la llamada “ley climática europea” que convertirá en legalmente vinculante el objetivo de alcanzar la neutralidad climática en 2050. Dicha “ley” también contemplará el objetivo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 55% en 2030, establecerá (previsiblemente) trayectorias de reducción de emisiones y (esperemos) que incluya una institución científica independiente. Ésta ayudaría a definir objetivos climáticos, apoyaría la evaluación paneuropea del progreso logrado, fortalecería la rendición de cuentas y reforzaría la legitimidad de la política climática.

Además, la UE llevará a cabo en el primer semestre de 2021 una revisión de los instrumentos de política climática con el fin de alinear el acervo comunitario con los objetivos climáticos acordados en 2020. La Comisión Europea presentará su propuesta legislativa sobre el ajuste de carbono en frontera (Carbon Border Adjustment Mechanism, CBAM) en el segundo trimestre de 2021 como parte del Pacto Verde Europeo. Asimismo, los Estados miembros presentarán sus planes definitivos de recuperación, transformación y resiliencia como muy tarde en abril de 2021. Estos planes tendrán un fuerte componente de descarbonización: tanto el instrumento de recuperación temporal, Next Generation EU, como el nuevo marco financiero plurianual (MFP) 2021-2027, tienen como objetivo destinar el 30% del montante total 9 a la descarbonización del modelo de desarrollo como estrategia de crecimiento de la Unión.

(4) España y cambio climático en 2021: otro año de actividad frenética

Para España, 2020 fue un año de gran actividad climática. Entre otros, se envió a Bruselas la versión definitiva del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima, se envió a las Cortes el Proyecto de Ley de Cambio Climático y Transición Energética (que previsiblemente se aprobará en 2021), se publicó la Estrategia de Descarbonización a Largo Plazo (ELP 2050) y un largo etcétera en el ámbito energético. Con una hoja de ruta hacia las emisiones netas nulas en 2050 y unos objetivos ambiciosos para 2030, el año que ahora comienza viene, además, con el propósito de adelantar los objetivos de descarbonización de España de 2025 a 2023, según el Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (España Puede) presentado por el gobierno en octubre de 2020. España deberá seguir atenta a los fondos del programa NextGen EU y a facilitar su absorción con proyectos concretos y lo más consensuados posible con el propio sector y los gobiernos autonómicos y locales.10

Si bien las evaluaciones iniciales del plan español (y de las medidas de recuperación en términos más amplios) son positivas en términos de acción climática y de impacto económico potencial, quedan dudas por resolver. En primer lugar, el grado en el que España podrá ejecutar proyectos por las cuantías estimadas en el plan España Puede antes de 2026. En segundo lugar, la gobernanza de los fondos en un sistema descentralizado con capacidades asimétricas de gestión y absorción de fondos. En tercer lugar, cómo se estructurará la colaboración público-privada en un país con el 99,8% del tejido empresarial español formado por pymes. Cuarto, cómo se pueden usar (parte de) los fondos para alentar un modelo de emisiones netas nulas con una ciudadanía concernida por el cambio climático pero con voluntad de cambio en sus hábitos de consumo aún muy incipiente. Finalmente, habrá que gestionar el impacto que tendrán las reformas pendientes en el ámbito educativo, en el mercado laboral, en las pensiones, etc., en un contexto político polarizado. En clave de acción exterior, una política climática ambiciosa y una transición energética exitosa son dos vectores de proyección de poder blando que permiten alinear valores e intereses tanto en el plano multilateral como bilateral.11

(5) Una recuperación gradual del mercado del petróleo

El rebote en 2021 está descontado, pero como ocurre con la economía, todo depende de su magnitud. Según la AIE, la demanda de petróleo caerá en 2020 en 8,8 mbd, y en 2021 se recuperarían 5,7 mbd, ambas cifras récord. Las previsiones de precios para los primeros meses de 2021 mantienen los niveles de finales de 2020, en el rango de los 50 dólares para el Brent. La previsión de US EIA es de 49 dólares para el conjunto del año, aunque con tendencia al alza, y hay previsiones más optimistas que se acercan o incluso superan los 60 dólares para final de año (JP Morgan apunta a los 68 dólares), en línea con la tendencia al alza experimentada en sus primeras semanas. A cualquiera de esos niveles, la mayor parte de la industria tendría flujos de caja positivos y podría reducir su endeudamiento, en máximos después del colapso de 2020, especialmente el de los productores estadounidenses de shale oil. La mayor incertidumbre está en la demanda, que dependerá de la pandemia. El grueso de la recuperación en 2020 provino de China, mientras que en Europa la demanda del último trimestre cayó por la segunda ola. Olas sucesivas en 2021 y eventuales retrasos en la vacunación la mantendrían deprimida, algo interiorizado por la OPEP+ que previsiblemente mantendrá el acuerdo de finales de 2020 para aumentar la producción en apenas 0,5 mbd con revisiones mensuales en función de la evolución de la demanda.

De hecho, la OPEP+ comenzó 2021 con una reunión que acordó elevar la producción de petróleo, lo que amenazó con deprimir los precios y precipitó el anuncio por parte de Arabia Saudí de que recortaría voluntariamente un millón de barriles diarios adicionales en febrero y marzo por encima de su cuota actual, dejando que los demás miembros aumenten la producción. Aunque lo previsible es que las tensiones entre Arabia Saudí y Rusia tiendan a mantenerse ante las presiones rusas para aumentar la producción y relajar las cuotas de la OPEP+, una nueva guerra de precios parece descartable. Muchos analistas consideran que el apoyo a los precios por parte de la OPEC+ está permitiendo al petróleo no convencional estadounidense mantenerse en el mercado. En EEUU, la EIA espera que la producción caiga de 12,2 mbd en 2019 a 11,3 en 2020 para estabilizarse en 11,1 en 2021, pero si los precios se mantienen por encima de los 50 dólares podría aumentar. También se cuenta con que la producción de Libia siga llegando al mercado como en los últimos meses (más de 1 mbd). En cambio, las posibilidades de que 2021 vea el regreso de barriles iraníes parece reducida. Aunque la Administración Biden quisiera iniciar conversaciones para revertir las sanciones, no es probable que lo haga antes de las elecciones presidenciales de Irán en junio, por lo que su regreso al mercado (estimado en otro millón de barriles diarios) quedaría como pronto para 2022, pero sólo si el país cumpliese los compromisos del acuerdo nuclear (JCPA).

(6) Un año clave en la consolidación de las tendencias de cambio para el gas natural

El año 2020 fue el de consolidación del GNL estadounidense en Europa y en España. Durante varios meses, EEUU primero y Qatar después superaron a Argelia como primer suministrador de gas a España. Como puede verse en la Figura 3, con datos de CORES, las exportaciones argelinas de gas a España han pasado de superar el 50% en 2018 a caer por debajo del 23% en los primeros nueve meses de 2020. En cambio, EEUU pasó a suponer el 17%, siendo ya el segundo exportador a España por delante de Nigeria, Rusia y Qatar. La recuperación de la demanda europea y de los precios del GNL podrían dejar más espacio para los suministros argelinos en 2021, pero las importaciones españolas e italianas podrían mantenerse en mínimos si los contratos vinculados al petróleo siguen por encima del precio del GNL pese a las recientes renegociaciones. La entrada en funcionamiento del gasoducto Trans-Adriático (TAP), en el cual Enagás tiene un 16%, añade los suministros del Caspio. En 2020 los precios del gas se mantuvieron bajos, pero subieron con fuerza en diciembre por el contagio de las subidas en Asia en previsión de un invierno de bajas temperaturas. El mercado ibérico del gas (MIBGAS) se disparó en los primeros días del año por la conjunción del temporal la fuerte demanda asociada, pero también por restricciones de oferta. Por un lado, los altos precios asiáticos desviaron cargamentos de GNL destinados inicialmente a España, alguno de ellos con muy poca anticipación. Por otro, las exportaciones de Argelia, que ya había tenido problemas con una de sus terminales de gas en diciembre, se redujeron de nuevo por dificultades en el procesamiento del gas. Cuando las exportaciones argelinas se recuperaron, la tensión en los mercados se relajó.

Este episodio de pico de precios ejemplifica las tensiones entre dos estrategias de aprovisionamiento: suministros de precios relativamente más alto pero seguro, como el que ofrecen los contratos de gas argelinos a largo plazo e indexados al petróleo; y proveedores más flexibles como los del GNL estadounidense, que suelen ofrecer precios más bajos pero incrementos más bruscos, desviando incluso en el último momento cargamentos previstos en busca de mejores condiciones. Muestra también que, pese a su pérdida de peso como suministrador, el papel de Argelia seguirá siendo determinante, como ya pasó en la crisis del parón nuclear francés de 2017. El año 2021 será clave para Argelia, que necesita atraer inversiones para revertir el declive de su producción y ajustar sus precios a la realidad de los mercados. Su ministro de Energía reconocía recientemente que tanto los ingresos por exportaciones de hidrocarburos del país como los de la imposición petrolera han caído en 2020 más de un 30%. Si la tendencia no se revierte y las reservas de divisas siguen cayendo, el país podría asomarse a una crisis cambiaria a finales de año. Ante la falta de datos por parte de las autoridades argelinas, algunos economistas prevén que las reservas de divisas podrían caer a finales de 2021 hasta niveles que comprometerían poder cubrir las necesidades del país en 2022. La nueva ley de hidrocarburos de 2019 debería concretarse en 2021, cuando está prevista una nueva ronda de concesiones tras los fracasos de las últimas convocatorias.

Figura 3. Importaciones españolas de gas natural, 2004, 2018, 2019 y enero-septiembre 2020 (% sobre GWh)
Figura 3. Importaciones españolas de gas natural, 2004, 2018, 2019 y enero-septiembre 2020 (% sobre GWh)

En Europa, seguirá la pugna entre los suministros rusos y el GNL estadounidense, y deberá despejarse el futuro del gasoducto Nordstream2. EEUU ya ha ampliado las sanciones para 2021, pero los socios del proyecto esperan que culmine este mismo año. El gas del Mediterráneo Oriental seguirá instrumentalizándose políticamente, pero parece difícil que pueda entrar en competencia con los proveedores establecidos mencionados o nuevos entrantes como EEUU, especialmente si el contexto geopolítico sigue enrareciéndose y desbordándose sobre el Mediterráneo Occidental.12 En 2021 la atención seguirá puesta en las exportaciones estadounidenses de GNL, que acabaron 2020 en niveles récord y precios al alza, y que se pronostica que aumenten un 30% en 2021. Tras el pico de consumo en un invierno frio, que ha iniciado el año con precios altos del gas (y en consecuencia de la electricidad), todas estas fuentes de importación de gas en Europa se encontrarán con una demanda átona a medio plazo. Se espera que la demanda asiática de GNL se recupere rápidamente en 2021, como apuntan los precios récord alcanzados en las primeras semanas del año, sobre todo en Japón, pero también en Europa. La expansión de la capacidad de licuefacción global (un 3,5%) y la extensión de los contratos de GNL, más flexibles y no indexados al petróleo, mantendrán la opcionalidad de suministro de los compradores durante el próximo año. Pero, junto con los efectos de la pandemia, también mantendrá la volatilidad de los precios en niveles elevados y no pueden descartarse nuevos picos como los alcanzados en los primeros días del año.

(7) Aceleración de la transición energética y emergencia de sus geopolíticas

Las renovables seguirán dominando las nuevas adiciones de capacidad de generación, impulsadas por nuevos proyectos solares con paridad de red en China, un repunte en los de la India y los proyectos estadounidenses diferidos. Las energías renovables representarán la mayor parte de la nueva capacidad de generación de electricidad prevista en EEUU para 2021. En 2021 habrá también proyectos renovables retrasados por la pandemia y los precios seguirán cayendo. Hasta ahora Oriente Medio adjudica los proyectos solares a precios más bajos, pero en 2021 habrá subastas importantes en España y Chile, mercados establecidos que pueden inducir ofertas agresivas. 2021 deberá despejar también las dudas sobre las medidas aplicadas por López Obrador en México, que ha cancelado subastas de renovables, revisado contratos y otorgado acceso preferencial a la generación convencional. Aunque algunos de estos cambios están en revisión, han generado gran incertidumbre y una disminución de la inversión renovable cuyo contexto deberá aclararse en 2021.

Con algunas excepciones, se espera que la lucha contra el cambio climático y la recuperación verde impulsen el ritmo de la transición y, con ella, la emergencia de las geopolíticas de la transformación energética que implica. La llegada de una geopolítica de electro-Estados sigue pareciendo prematura,13 pero en 2021 pueden empezar a verse las primeras consecuencias y posicionamientos ante las transformaciones energéticas en curso. Por ejemplo, en Europa 2021 será el último año en que el BEI pueda financiar infraestructuras fósiles. Como se ha apuntado, también conoceremos la propuesta de mecanismo de Ajuste de Carbono en Frontera de la Comisión. Ambos elementos ejemplifican el alineamiento de las políticas europeas con el Pacto Verde, y afectan a elementos clave de la acción exterior europea como las infraestructuras o los acuerdos comerciales. En 2020 se vieron las primeras tensiones comerciales con la oposición francesa al acuerdo de asociación Mercosur-UE por la falta de respeto de Brasil al Acuerdo de París por la destrucción del Amazonas. Estas dificultades esperan poder ser superadas bajo presidencia portuguesa en la primera mitad del año, pues algunos Estados miembros consideran que dicha oposición busca beneficiar a los agricultores franceses más que al clima.

La geopolítica de la descarbonización también parece emerger con fuerza. En Europa, el precio de los derechos de emisión comenzó 2021 en máximos históricos, el doble del precio registrado tras el hundimiento de marzo por la pandemia, pero por debajo de las estimaciones sobre su coste social y la alineación con el Pacto Verde tenderá previsiblemente a elevarlo. La mera propuesta de un mecanismo de ajuste de carbono en frontera puede propiciar nuevas tensiones comerciales y acusaciones de proteccionismo por parte de los socios europeos a medio plazo. La propuesta de asociar mecanismos de precios de carbono locales, o en su defecto ajustes de carbono, a los acuerdos de asociación vigentes puede preservar su viabilidad ante la OMC, pero es complicada de aplicar y no resulta muy atractiva para los asociados, presentes ni futuros.14 En el campo energético, las señales de emergencia de la geopolítica de la descarbonización también abundan, algunas de ellas dotadas de bastante simbolismo. Noruega implantará un nuevo impuesto a las emisiones de CO2 muy elevado, y el Banco de Inglaterra acaba de advertir a banca y empresas que se preparen para que los precios del carbono se tripliquen a más de 100 dólares/Tm en 2030. Total se ha retirado del influyente lobby petrolero estadounidense American Petroleum Institute por desacuerdos con su discurso climático y otras petroleras europeas podrían imitarla. Pero quizá lo que mejor ilustra los tiempos que vienen es la decisión francesa de bloquear la importación de GNL estadounidense producido con altas emisiones de CO2.

Aunque en 2021 el foco de la geopolítica de la energía seguirá puesto en el gas y el petróleo, se empezarán a apreciar los riesgos a medio plazo de la transición para la seguridad energética. En los años de transición surgen, entre otros, dos riesgos mayores. El primero consiste en que la reducción de la inversión en exploración y producción de petróleo, que previsiblemente continuará en 2021, derive en dificultades para abastecer a la demanda a medio plazo. Su correlato geopolítico es el riesgo de que las economías de varios países productores de gas, y sobre todo petróleo, experimenten dificultades que se traduzcan en una inestabilidad geopolítica creciente. La aceleración de la transición también entraña sus propios riesgos, sobre todo el impacto en sus potenciales perdedores, incluyendo países geopolíticamente importantes para España, como Argelia, Venezuela o Nigeria,15 pero también el conjunto de América Latina y el Mediterráneo.16 Cada vez más, no obstante, la atención al gas y al petróleo deberá compartirse con los minerales de transición, como cobre, cobalto o litio, cuyo reciente aumento de precios puede prolongarse en un súper ciclo en 2021. El hidrógeno seguirá siendo la tecnología de moda, con proyectos en marcha en que España y otros actores podrán empezar a contrastar su potencial. Aunque los análisis geopolíticos del hidrógeno han proliferado,17 algunas mega-propuestas como un Desertec 2 basado en esta tecnología deberían recordar los excesos, en parte geopolíticos, de su predecesor.18 La geopolítica de la transición no lo es sólo de las renovables, sino también de sus interacciones dinámicas con el gas y el petróleo al que pretenden sustituir, así como de las implicaciones estratégicas de los minerales de transición o el hidrógeno. De hecho, estos últimos empiezan a replicar las pautas de control de recursos, tecnologías y cadenas de valor de los hidrocarburos, tendencia que también podría afirmarse en 2021. En suma, la aceleración de la transición energética nos acerca a las nuevas geopolíticas y geo-economías de los mercados de carbono, las renovables transfronterizas, los minerales de transición o la gestión de sus ganadores y perdedores potenciales.

Conclusiones

El año 2021 está llamado a ser clave y no exento de dificultades en la transición hacia un modelo de desarrollo climáticamente neutro. Los vientos de cola incluyen una largamente esperada realineación de los grandes emisores tanto en el ámbito de las negociaciones climáticas internacionales como en sus políticas nacionales y de recuperación. Los vientos de proa incluyen una situación económica compleja derivada de la pandemia, con recuperaciones asimétricas y necesidades a corto plazo que pueden ir en detrimento de la transformación del modelo de desarrollo. La situación altamente polarizada en EEUU o algunos países europeos tampoco facilitará las transformaciones profundas que demanda la ciencia. Con todo, la apuesta por un modelo de emisiones netas nulas parece irreversible, y resulta especialmente clara en España marcando una agenda climática ambiciosa.

En el plano energético, los mercados del petróleo apuntan a una recuperación moderada, pero en un contexto de incertidumbre sobre la demanda, tensiones en la OPEP+ (hasta ahora controladas) y volatilidad en los mercados. En cambio, los mercados de gas natural presentan mejores perspectivas para el año, que parece igualmente marcado por la volatilidad y la evolución de las exportaciones de GNL de EEUU y, en Europa, por su competencia con los proveedores tradicionales europeos como Rusia, Argelia y Azerbaiyán. Parece haber también consenso en que la transición energética puede acelerarse, mostrando los primeros atisbos de una nueva geopolítica que abarca los mercados de carbono, las renovables, los minerales estratégicos o tecnologías emergentes como la del hidrógeno.

Para cada una de las siete tendencias identificadas, nuestras principales conjeturas para 2021 pueden resumirse como sigue:

  1. Las políticas climáticas y el sector energético seguirán pendientes de la evolución de la pandemia, así como de la naturaleza definitiva de los planes de estímulo y su contenido de recuperación verde.
  2. Seguirá aumentando el peso de la ciencia en la acción climática internacional, que afronta un año clave para alcanzar compromisos ambiciosos.
  3. Se espera la alineación de los grandes emisores, China, UE y EEUU, en las negociaciones climáticas internacionales y en sus políticas climáticas, energéticas y de recuperación verde.
  4. 2021 será otro año de actividad frenética para España en políticas climáticas.
  5. Se espera una recuperación gradual del mercado del petróleo, aunque no exenta de riesgos por la incertidumbre sobre la evolución de la demanda.
  6. Se prevé que se consoliden las tendencias de cambio en los mercados de gas natural, incluyendo una mayor volatilidad de precios, siendo un año importante para Argelia, el GNL estadounidense en Europa, el Nordstream 2 y el Mediterráneo oriental.
  7. La aceleración de la transición energética puede hacer que en 2021 emerjan de manera tangible sus primeras manifestaciones geopolíticas y geo-económicas, así como los primeros ganadores y perdedores en áreas como la descarbonización, los minerales de transición, el hidrógeno o la electrificación.

Lara Lázaro
Investigadora principal, Programa de Energía y Clima, Real Instituto Elcano
| @lazarotouza

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


1 Robert Malley (2020), “10 Conflicts to watch in 2021”, Foreign Policy, 29/XII/2020.

3 Lara Lázaro y Gonzalo Escribano (2020), “Desde España para Europa: propuestas para una recuperación verde a la crisis del COVID-19”, Comentario Elcano, nº 17/2020, Real Instituto Elcano, 18/V/2020.

4 Según indica el informe especial del IPCC sobre los impactos de un aumento medio de las temperaturas globales de 1,5ºC por encima de las temperaturas medias globales preindustriales. Véase también C. Figueres y T. Rivett-Carnac (2020), The Future we Choose. Surviving the Climate Crisis, Alfred A. Knopf, Nueva York.

5 Sólo un 4% de los paquetes de estímulo fiscal del G20 (que en abril de 2020 ascendían a 7,3 billones de dólares) se consideraban “verdes”, otro 4% “marrones” y el resto “incoloros”. Como referencia, tras la crisis financiera de 2008, el 16% de la cuantía de los paquetes de estímulo se consideró “verde” en las economías del G20 y la región de Asia Pacífico según E. Barbier (2010), “Toward a global green recovery: the G20 and the Asia-Pacific region”, The Asia-Pacific Journal, vol. 8-28, nº 2, pp. 1-10.

6 Gonzalo Escribano y Lara Lázaro (2020), “Energía, clima y coronavirus”, ARI nº 31/2020, Real Instituto Elcano, 27/III/2020.

7 Según la National Oceanographic and Atmospheric Administration (NOAA) la concentración de CO2 en la atmosfera en 2019 fue de 409,8 partes por millón (ppm).

8 Que, ceteris paribus, nos lleva a un aumento de temperaturas del entorno de 3,2ºC en media a nivel global si se implementan los compromisos incondicionales. Este aumento se reduciría en 0,2ºC si se implementan los compromisos condicionales. No obstante, el informe de la brecha de emisiones del PNUMA (2020) indica que es escenario de políticas previo a la pandemia indicaba que las temperaturas medias globales podían subir en 3,5ºC en media a nivel global a finales de siglo.

9 Y el 37% en el Mecanismo de Recuperación y Resiliencia que supone el 90% de los fondos del Next Generation EU.

10 Lara Lázaro, Gonzalo Escribano y Federico Steinberg (2020), “El Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia de España: desafíos claves para su implementación”, Blog Post IDDRI, 1/XII/2020.

11 Gonzalo Escribano, Lara Lázaro y Naomi Moreno (2021), “Gobernanza climática y multilateralismo: escenarios, actores y papel de España”, Comentario Elcano, nº 3/2021, Real Instituto Elcano, 07/I/2021.

12 Michaël Tanchum (2020), “Libya, energy, and the Mediterranean’s new ‘Great Game’”, ARI nº 110/2020, Real Instituto Elcano, 23/IX/2020.

13 Jason Bordoff (2020), “Everything you think about the geopolitics of climate change is wrong”, Foreign Policy, 5/X0/2020.

14 Roman Stöllinger 2020), “Getting serious about the European Green Deal with a carbon border tax”, The Vienna Institute for International Economic Studies, Policy Notes and Reports, nº 39, August.

15 Indra Overland, Morgan Bazilian, Talgat Ilimbek Uulu, Roman Vakulchuk y Kirsten Westphal (2019), “The GeGaLo index: geopolitical gains and losses after energy transition”, Energy Strategy Reviews, nº 26, 100406.

16 Véase, por ejemplo, Rim Berahab (2020), “Global trends in the energy sector and their implication on energy security in NATO’s southern neighbourhood”, ARI nº 103/2020, Real Instituto Elcano, 8/IX/2020; Gonzalo Escribano (2020), “Energía y COVID-19 en América Latina: un impacto heterogéneo por sectores y países”, ARI nº 55/2020, Real Instituto Elcano, 27/IV/2020; y Gonzalo Escribano y Lara Lázaro (2020), “Balancing geopolitics with Green Deal recovery: in search of a comprehensive Euro-Mediterranean energy script”, ARI nº 95/2020, Real Instituto Elcano, 15/VII/2020.

17 Thijs van de Graaf, Indra Overland, Daniel Scholten y Kirsten Westphal (2020), “The new oil? The geopolitics and international governance of hydrogen”, Energy Research & Social Science, nº 70, 101667; y F. Pflugmann y N. De Blasio (2020), “The geopolitics of renewable hydrogen in low-carbon energy markets”, Geopolitics, History, and International Relations, vol. 12, nº 1, pp. 9-44.

18 Luigi Carafa y Gonzalo Escribano (2017), “Renewable energy in the Mena countries: why did the desertect approach failed?”, en Robert E. Looney (ed.), Handbook of Transitions to Energy and Climate Security, Routledge, Oxon, pp. 66-78.

]]>
<![CDATA[ El diseño de un mecanismo consultivo de expertos independientes en el marco de la Ley Europea del Clima: ¿cuáles son las opciones? ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/averchenkova-lazaro-el-diseno-de-mecanismo-consultivo-de-expertos-independientes-en-marco-de-ley-europea-del-clima 2020-09-08T02:58:57Z

El Parlamento Europeo y el Consejo están debatiendo actualmente el proyecto de Ley Europea del Clima. Este informe analiza el debate sobre la necesidad y el diseño de un mecanismo consultivo de expertos independientes en el marco de la Ley Europea del Clima, basado en las experiencias previas con la implementación de las legislaciones nacionales sobre cambio climático.

]]>
Versión original en inglés: The design of an independent expert advisory mechanism under the European Climate Law: what are the options?

Leer el informe completo (PDF) en la web del Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment de la London School of Economics.

Resumen de los mensajes clave

La necesidad de un mecanismo consultivo de expertos independientes

Los mecanismos u órganos consultivos de expertos independientes sobre el cambio climático son esenciales para aumentar la legitimidad y la rendición de cuentas del proceso de formulación de políticas, y ayudar a fortalecer la confianza y el apoyo político a la acción climática. Esto es necesario para que la transición a la “neutralidad climática” (emisiones netas cero de gases de efecto invernadero) en Europa tenga éxito: debe haber un compromiso político y un apoyo público tanto para los objetivos como para las políticas necesarias para lograrla, en toda la Unión Europea (UE).

El uso de asesoramiento de expertos independientes a través de mecanismos u organismos especializados en la UE no es nuevo. Se han creado órganos consultivos a nivel de la UE para asesorar sobre medio ambiente, regulación energética, política social, transición a las “mejores tecnologías disponibles” para reducir las emisiones, derechos humanos, financiación sostenible y estabilidad financiera, entre otros.

La mayoría de las leyes nacionales sobre el cambio climático en Europa establecen o asignan responsabilidades a un órgano consultivo de expertos independientes que, en general, tiene por objetivo reforzar la credibilidad y la legitimidad de las políticas sobre el cambio climático. La UE podría inspirarse y aprender de las innovaciones y la experiencia en materia de gobernanza a nivel nacional. Es probable que los beneficios para la gobernanza producidos por dichos órganos también sean especialmente importantes para la formulación de políticas sobre el clima de la UE, habida cuenta de los problemas persistentes de la Unión para garantizar la rendición de cuentas directa a los ciudadanos y la legitimidad ante ellos.

Es evidente la necesidad de un mecanismo consultivo de expertos independientes sobre el cambio climático a nivel europeo que permita un examen científico independiente de los objetivos y propuestas de políticas, examinar la aplicación de la Ley Europea del Clima, y ofrecer una perspectiva paneuropea sobre el progreso y la coherencia de las políticas.

Un mecanismo consultivo de expertos independientes sobre el cambio climático aumentaría la credibilidad de los análisis y las propuestas de política preparados por la Comisión Europea, en lugar de socavar o duplicar el mandato de la Comisión. Al proporcionar un examen y asesoramiento independiente, altamente cualificado y no politizado, el mecanismo independiente reforzaría la aceptación política de las propuestas de la Comisión, la legitimidad general y la aceptación pública de la transición de la UE a la neutralidad climática.

El mandato de un mecanismo consultivo europeo sobre el cambio climático sería complementario al del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC); no se solaparía con el Grupo ni lo socavaría. El mandato del IPCC consiste en determinar el estado del conocimiento sobre el cambio climático, identificando las esferas de acuerdo en la comunidad científica y los temas que deben investigarse más a fondo. El IPCC no presta asesoramiento sobre objetivos específicos y propuestas de políticas, ni evalúa los progresos en la aplicación de políticas en una geografía determinada.

Si no se establece un mecanismo de asesoramiento independiente y creíble en la UE, el proceso de aplicación de la legislación quedaría expuesto a una presión política adicional. Se crearía un mayor margen para cuestionar la validez analítica y la legitimidad de los supuestos y las opciones de política propuestas. Los países que actualmente carecen de un órgano consultivo sobre el cambio climático a nivel nacional seguirían estando en desventaja.

Composición de los miembros del mecanismo consultivo

La composición de cualquier mecanismo asesor independiente influye considerablemente en la probabilidad de que tenga una influencia normativa sustancial. Los órganos eficaces están compuestos por expertos destacados que son reconocidos como autoridades en sus respectivos campos a nivel internacional, que abarcan ámbitos como la ciencia del clima, la economía, las ciencias del comportamiento y conocimientos en sectores relevantes.

Es poco probable que un órgano con un número muy elevado de miembros sea eficaz y consiga proponer un cambio sustancial de política, como han demostrado varios autores1.

Los miembros seleccionados deben gozar de la confianza de la mayoría de las partes interesadas, entre ellas la Comisión Europea, el Parlamento, el Consejo, la sociedad civil, los expertos en política comercial y climática, y los encargados de adoptar decisiones en los Estados miembros. Esto puede lograrse exigiendo un alto nivel de independencia y experiencia, y la selección mediante un proceso transparente y competitivo, evitando aquella basada en la afiliación a un determinado grupo o institución interesados.

El modelo preferible para el diseño del mecanismo consultivo independiente es un órgano autónomo permanente, integrado por expertos técnicos independientes que presten servicios durante un período determinado (por ejemplo, de cuatro a cinco años), seleccionados mediante un proceso transparente, competitivo y abierto.

Una red informal de expertos nacionales o una fuente ad hoc de información de expertos por parte de la Comisión no cumplirían los criterios clave para que el mecanismo de asesoramiento independiente sobre el cambio climático sea eficaz.

Un órgano europeo compuesto por representantes designados provenientes de los órganos de expertos nacionales plantea problemas para garantizar la independencia y una variedad de conocimientos técnicos. Limita los conocimientos técnicos y geográficos a los que ya están presentes en los órganos consultivos nacionales sobre el cambio climático (por ejemplo, limitando los conocimientos especializados de Europa oriental y meridional, y en las esferas temáticas que han surgido recientemente).

Si se incorporase la responsabilidad de coordinar el intercambio de información con los órganos nacionales en el mandato del órgano europeo, podría lograrse una mayor participación de los expertos nacionales ya presentes en los órganos nacionales.

Fortalecimiento del mandato y la rendición de cuentas

Una supervisión parlamentaria exhaustiva aumenta aún más la prominencia y la eficacia del asesoramiento de expertos independientes, y refuerza la responsabilidad de los encargados de la formulación de políticas en lo que respecta a su aplicación.

La experiencia reciente del grupo de expertos técnicos sobre financiación sostenible puede servir de base para el debate sobre el órgano consultivo. Dicho grupo está ayudando a la Comisión a elaborar la taxonomía de la UE sobre la financiación sostenible, una norma de bonos verdes y metodologías para los criterios de referencia (benchmarks) climáticos; y sobre la divulgación de información relacionada con el clima.

Recomendaciones

La Ley Europea del Clima debe incluir disposiciones para un órgano asesor independiente y permanente de expertos sobre el cambio climático, en lugar de mecanismos informales para recabar aportaciones de expertos:

  • La Ley debe especificar el tipo de institución del órgano, su mandato y la forma en que se compondría y financiaría para garantizar la independencia y para asegurar la calidad del conocimiento experto.
  • También debería determinar la responsabilidad del órgano ante la Comisión Europea, el Parlamento, el Consejo y los Estados miembros, así como sus relaciones con ellos. Pueden determinarse otros detalles operacionales mediante actos delegados.

El mandato del órgano consultivo europeo de expertos independientes sobre el cambio climático debería incluir la evaluación independiente de:

  • Las propuestas de la Comisión sobre las trayectorias de las emisiones para lograr la neutralidad climática (emisiones netas-cero) (artículo 3 de la propuesta de la Comisión); y/o las propuestas sobre el nivel del presupuesto de carbono (la propuesta del Comité de Medio Ambiente, Salud Pública y Seguridad Alimentaria).
  • Los supuestos y modelos que sirven de base para el desarrollo de las políticas sobre cambio climático.
  • La coherencia de las políticas propuestas por la Comisión (artículo 4 de la propuesta) con los objetivos de neutralidad climática y adaptación.
  • Las medidas nacionales (artículo 6 de la propuesta de la Comisión).
  • Los informes sobre el progreso de la UE en la aplicación de medidas de mitigación y adaptación (artículo 5 de la propuesta de la Comisión), y la preparación de recomendaciones sobre la forma de abordar las lagunas existentes.

El objetivo principal de los exámenes independientes debería ser asegurar la alineación de las propuestas con los últimos hallazgos científicos y con los objetivos acordados, aumentando su credibilidad y su aceptación política.

Definición de criterios de progreso:

  • Sería útil que el órgano definiera criterios o indicadores para evaluar los progresos de la aplicación para apoyar la labor de la Comisión y de los Estados miembros.

Facilitar la interacción de las partes interesadas (stakeholders):

  • El órgano podría ayudar a la Comisión a facilitar la interacción con los stakeholders y con los órganos consultivos nacionales, y a integrar sus aportaciones en el proceso de formulación de políticas.
  • La Ley Europea del Clima debería encargar al órgano consultivo de expertos la elaboración de una propuesta sobre la forma en que participaría con los stakeholders, incluidos los órganos consultivos nacionales sobre el cambio climático, los diálogos sobre la energía y el clima, y, en el futuro, con el Pacto Europeo por el Clima.

Realizar análisis y evaluaciones independientes de los progresos realizados:

  • Un mandato más amplio podría incluir que el órgano consultivo realizara sus propios análisis independientes y que presentara propuestas a la Comisión sobre las trayectorias de reducción de las emisiones o los presupuestos de carbono y las políticas subyacentes, y/o que elaborara sus propias evaluaciones de los progresos logrados.
  • Esto podría reforzar aún más la legitimidad y el compromiso político de la política climática de la UE. Sin embargo, requeriría una mayor dotación de recursos y una clara delimitación de las obligaciones para evitar la duplicación.

Independencia, experiencia y autonomía:

  • El diseño del órgano debería garantizar la independencia de los expertos individuales y de la institución en su conjunto respecto de las influencias políticas y las presiones de grupos de interés, lo cual puede lograrse mediante la selección de expertos a través de un proceso transparente y competitivo.
  • Estos expertos independientes deberían poseer un alto nivel de conocimientos técnicos en las disciplinas fundamentales de la política sobre el cambio climático, incluidas la ciencia del clima, la economía, las ciencias sociales y del comportamiento, y los conocimientos sectoriales pertinentes.
  • La selección de los expertos sobre la base de una convocatoria abierta podría delegarse en un comité externo, integrado por representantes de los órganos consultivos nacionales sobre el cambio climático o de los gobiernos de los Estados miembros (los primeros garantizarían una mayor independencia de la política) y de la Comisión.
  • Esto último podría ayudar a atender las demandas de participación de los Estados miembros formuladas por los proponentes del modelo basado en la designación nacional.
  • Sin embargo, sería importante asegurar que no se comprometa la independencia política de los expertos y del órgano consultivo en su conjunto.
  • El acuerdo de financiación del órgano consultivo no debe poner en peligro la independencia del órgano, y se debe asegurar por ley que dicho órgano cuenta con financiación suficiente para hacer su trabajo.
  • El mecanismo debe tener la autonomía necesaria para determinar su propio programa de trabajo (de conformidad con su mandato estatutario), y para administrar su presupuesto de manera independiente.

Permanencia y tamaño:

  • El diseño de un mecanismo consultivo europeo debería garantizar la permanencia institucional.
  • El tamaño del órgano debería ser lo suficientemente pequeño como para asegurar un funcionamiento eficaz y estar en consonancia con las experiencias nacionales de los Estados miembros, donde los órganos varían de cinco a 15 miembros.

Secretaría e independencia presupuestaria/administrativa:

  • El órgano se beneficiaría del apoyo de una secretaría, que podría establecerse específicamente para este fin o ser acogida por una de las instituciones existentes, como la Agencia Europea del Medio Ambiente (AEMA).
  • Si la AEMA u otra institución existente acoge la secretaría, se deberían establecer disposiciones claras para preservar la independencia presupuestaria y administrativa del órgano consultivo independiente y su secretaría.
  • La secretaría debería ser una unidad autónoma de reciente creación, financiada con cargo a un presupuesto específico para el órgano consultivo independiente y orientada por el propio órgano, en vez de incluirse en el programa de trabajo existente de otra institución.

Requisitos para la Comisión Europea, el Parlamento y el Consejo:

  • La Ley Europea del Clima debe introducir un requisito estatutario para que la Comisión Europea responda de manera formal a las recomendaciones formuladas por el órgano de expertos, a fin de garantizar que sus recomendaciones se toman en consideración y se les otorgue la relevancia adecuada.
  • El Parlamento y el Consejo de la UE deben introducir en la Ley la supervisión parlamentaria mediante el requisito de que los informes sobre los progresos realizados y otros elementos clave de asesoramiento del mecanismo consultivo independiente sobre el cambio climático, se presenten al Parlamento y/o al Consejo para que estos órganos los examinen y respondan a sus recomendaciones.

Alina Averchenkova
Investigadora, Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment de la London School of Economics | @averchenkova

Lara Lázaro Touza
Investigadora principal, Programa de Energía y Clima, Real Instituto Elcano | @lazarotouza

Leer el informe completo (PDF) en la web del Grantham Research Institute on Climate Change and the Environment de la London School of Economics.


1 Por ejemplo, véase Tsebelis, G. (2002), Veto Players: How Political Institutions Work, Princeton, NJ: Princeton University Press; Marier, P. (2009), “The power of institutionalized learning: the uses and practices of commissions to generate policy change”, Journal of European Public Policy, 16:8: 1204-1223.

]]>
<![CDATA[ Desde España para Europa: propuestas para una recuperación verde a la crisis del COVID-19 ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/comentario-lazaro-escribano-desde-espana-para-europa-propuestas-recuperacion-verde-crisis-covid-19 2020-05-18T01:48:29Z

Cabe plantearse qué tipo de propuestas podría aportar España para contribuir simultáneamente a su recuperación económica y al Pacto Verde Europeo.

]]>
En los próximos días se anunciará el Marco Financiero Plurianual 2021-2027 de la UE, en el que se espera un papel muy importante para las estrategias de recuperación verde y el reforzamiento del Pacto Verde Europeo. España es uno de los países que ha demandado esa dimensión verde de las propuestas de recuperación desde un contexto difícil por la situación sanitaria, social y económica del país, pero más favorable desde la perspectiva de la política energética y climática española. Los objetivos de España en materia de descarbonización son de los más ambiciosos de la UE si se tiene en cuenta el esfuerzo que debe hacer España desde 2017 hasta 2030.

“España es uno de los países que ha demandado esa dimensión verde de las propuestas de recuperación desde un contexto difícil por la situación sanitaria, social y económica del país, pero más favorable desde la perspectiva de la política energética y climática española”.

Así se refleja en el Plan Nacional Integrado Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030, el documento de base que debe guiar las decisiones de inversión para la transformación del modelo económico de España hasta 2030. Su objetivo es avanzar en la descarbonización y para ello hace especial énfasis en el ámbito energético, ya que es el sector que genera las tres cuartas partes de las emisiones. La inversión requerida por el PNIEC es de 241.412 millones de euros desde 2021 hasta 2030, el 80% de la cual provendría del sector privado. Algunas de las medidas clave del plan son:

  • La transformación del sector eléctrico para que en 2030 el 74% de la electricidad y el 42% de la energía final provenga de fuentes renovables. El objetivo es alcanzar 161GW de potencia renovable instalada en 2030: 50GW de energía eólica, 39GW de solar fotovoltaica, 16GW de hidráulica, 9,5GW de bombeo y 7GW de solar termoeléctrica, si bien el PNIEC indica que la distribución por tecnologías dependerá de los costes relativos, entre otros.
  • La renovación de edificios (envolvente térmica de 1,2 millones de edificios y calefacción y ACS de 300.000 edificios al año hasta 2030), aunque hay problemas por solventar, pues nunca hemos sido capaces de llevar a cabo una renovación a semejante escala y hay que buscar fórmulas aceptables para financiarla.
  • Respecto al transporte, el objetivo es alcanzar 5 millones de vehículos eléctricos en 2030. Aunque la bajada en el coste de las baterías hace esperar la paridad en el precio de compra de los vehículos con motor de combustión interna y los vehículos eléctricos entre 2023 y 2024, estas cifras pueden resultar optimistas y hay que contar con la aprobación de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética para poner en marcha la red de recarga en todo el territorio.

En este doble contexto español de dificultades económicas y claras oportunidades de salida verde de la crisis, cabe plantearse qué tipo de propuestas podría aportar España para contribuir simultáneamente a su recuperación económica y al Pacto Verde Europeo. Según un análisis recientemente publicado por Hepburn et al. (2020), en el que se analizan 700 políticas de estímulo propuestas o adoptadas desde 2008 y se presentan los resultados de una encuesta a 231 expertos que trabajan en bancos centrales y ministerios de finanzas, se destaca que entre las medidas que generan un mayor impacto positivo para el clima y mayor efecto multiplicador a largo plazo se incluyen: la inversión en energías renovables y en infraestructuras limpias, la inversión en I+D+i (en general y enfocada a la descarbonización) y la inversión en educación.

Figura 1. Impacto en la economía y en el clima de distintas políticas de estímulo
Figura 1. Impacto en la economía y en el clima de distintas políticas de estímulo
Fuente: Hepburn et al. (2020).

Además, la opinión pública española es claramente favorable a esas medidas. Según el último Barómetro del Real Instituto Elcano (BRIE), la lucha contra el cambio climático es la primera prioridad en materia de política exterior para los españoles, la mayoría de los cuales piensa que estamos ante una emergencia climática (61%) o en una situación grave en relación con el cambio climático (31%). De hecho, en relación con las partidas presupuestarias que deben incrementarse en el próximo presupuesto europeo 2021-2027, los españoles revelan su prioridad por invertir más en ciencia y tecnología, y en energías renovables, seguidas por la política agraria y el apoyo a las regiones menos desarrolladas de la UE.

Figura 2. Preferencias para el presupuesto europeo
Preferencias para el presupuesto europeo. Áreas en las que la UE debe invertir más. 41ª Oleada BRIE, abril 2020
Fuente: Real Instituto Elcano (2020), p. 19.

En paralelo, una parte significativa de la comunidad empresarial, a través del Grupo Español de Crecimiento Verde, que representa casi la mitad del IBEX-35, apoya firmemente una estrategia de salida verde a la crisis del COVID-19 en una declaración publicada recientemente. Los partidos políticos, por su parte, con la única excepción de VOX, tienden a estar razonablemente alineados (para los estándares políticos españoles) respecto a la necesidad de promover una salida verde a la crisis del coronavirus. Al igual que los partidos de coalición del gobierno, el Partido Popular y Ciudadanos firmaron la Alianza Europea para la Recuperación Verde promovida por Pascal Canfin, presidente de la Comisión de Medio Ambiente del Parlamento Europeo.

En consecuencia, parece oportuno que España plantee propuestas ambiciosas de recuperación verde para Europa, que incluirían los siguientes elementos:

  1. Sería necesario contar con los análisis que permitan priorizar las inversiones propuestas en el PNIEC incorporando los nuevos datos económicos post-COVID-19 y utilizando dicho plan como una herramienta clave de la recuperación económica alineada con nuestros compromisos climáticos. Sería necesario establecer un diálogo con el sector privado para determinar si ese 80% de inversión contemplado en el PNIEC sigue siendo factible en el nuevo contexto de la crisis del COVID-19, o si incluso pudiera aumentarse por parte de algunos sectores y empresas. También sería importante proporcionar un marco regulatorio adecuado para el despliegue de las renovables, incluyendo las subastas por tecnologías (Mora et al., 2017).
  2. Debe asegurarse una salida verde a la crisis de suerte que las inversiones se centren en aquellos sectores con mayor potencial de creación de empleo a corto plazo, con mayor impacto en la reducción de emisiones y con mayor efecto multiplicador a largo plazo. Para ayudar a alinear las inversiones con los objetivos climáticos el Grupo de Expertos Técnicos en Finanzas Sostenibles (TEG) de la Comisión Europea ha desarrollado tres herramientas entre 2018 y 2020 con el fin de ayudar a guiar las inversiones tanto de gobiernos como del sector privado, y que pueden servir de guía en la salida del COVID-19: la Taxonomía Sostenible, el estándar de Bonos Verdes y los índices de referencia de Transición Climática y Alineados con París. Según la literatura académica y nuestro PNIEC, esto supondría apostar por invertir en el despliegue de renovables, con la priorización que indiquen los nuevos análisis del PNIEC, si los hubiera. También supondría implementar los objetivos de mejora de la eficiencia energética en edificios, impulsando el sector de la construcción sostenible.
  3. Debería trabajarse para consolidar la electrificación del transporte en el nuevo contexto. También debe apostarse por establecer zonas de bajas emisiones en las ciudades que mejoren la calidad del aire, que aporta importantes co-beneficios para la salud de los ciudadanos, además de contribuir a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (medida que cuenta, además, con un fuerte apoyo ciudadano, como se observa en la Figura 3). Ello requeriría nuevas medidas de movilidad sostenible, incluyendo mejores infraestructuras de transporte público, el fomento de nuevos modelos de movilidad urbana, como el despliegue de flotas sostenibles para el transporte individual compartido, la peatonalización y más carriles bici.
     
    Figura 3. Apoyo ciudadano a las restricciones al tráfico en el centro de las ciudades
    Grado de apoyo a la restricción al tráfico en el centro de las ciudades. Escala 0-10.41ª Oleada BRIE, abril 2020
    Fuente: Real instituto Elcano (2020), p. 27.

  4. Deberían establecerse criterios claros relativos a la condicionalidad de las ayudas que eventualmente puedan recibir los sectores y empresas intensivos en emisiones: transporte pesado, aviación, refino, química, acero, fertilizantes, cemento y cal, cerámica, papel, vidrio y metales no ferrosos, entre otros. Estos sectores deberían presentar planes de descarbonización con el objetivo de alcanzar la neutralidad en carbono en 2050. Deberían además indicar objetivos intermedios de descarbonización a 2030 y 2040. El progreso en la consecución de estos objetivos debería ser evaluado periódicamente. Si los objetivos de descarbonización no se cumplieran se podría plantear que la financiación se recuperase vía participaciones en las empresas (Hepburn et al., 2020).
  5. Finalmente, los resultados del proyecto H2020 MUSTEC (Market Uptake of Solar Termal Electricity through Cooperation), en el que participa el Real Instituto Elcano , indican que España se convertiría en el mayor exportador de electricidad de origen renovable de la UE si se cumplen todos planes de descarbonización de manera cooperativa entre Estados miembros. Para poder exportar esa electricidad, según las modelizaciones preliminares manejadas en el proyecto, necesitamos aumentar nuestra capacidad de interconexión hasta cerca de 25GW en 2030 y a 40GW a mediados de siglo. Esto supone multiplicar varias veces nuestra capacidad de interconexión actual con Francia. Sería necesario contar con la financiación suficiente para asegurar estas interconexiones si España aspira a exportar electricidad renovable en base a sus ventajas comparativas naturales y empresariales (estáticas y dinámicas), y contribuir así a la recuperación económica de la UE y a cumplir con sus objetivos de energía y clima.

Lara Lázaro
Investigadora principal del Real Instituto Elcano y profesora de Teoría Económica en el Centro de Enseñanza Superior Cardenal Cisneros (adscrito a la Universidad Complutense de Madrid) | @lazarotouza

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano y profesor titular de Política Económica en el Departamento de Economía Aplicada de la Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED) | @g_escribano

]]>
<![CDATA[ Energía y COVID-19 en América Latina: un impacto heterogéneo por sectores y países ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari55-2020-escribano-energia-covid-19-america-latina-impacto-heterogeneo-sectores-paises 2020-04-27T05:05:34Z

La pandemia de COVID-19 tendrá un impacto significativo en el sector energético de América Latina, aunque diferenciado por sectores y países.

]]>
Resumen

Todos los sectores energéticos latinoamericanos se van a ver afectados por la crisis del coronavirus, especialmente los hidrocarburos, y en menor medida el sector eléctrico y las energías renovables. El impacto será por tanto mayor en las economías más dependientes del gas y el petróleo, algunas de las cuales son también las peor preparadas para afrontar la crisis sanitaria y sus consecuencias económicas.

Análisis

La energía supone para América Latina un vector de transmisión de las múltiples crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, pero también ofrece alternativas de recuperación. La región deberá afrontar la crisis sanitaria en un contexto energético difícil por la combinación del colapso de los precios del gas y el petróleo, la caída de la demanda asiática de hidrocarburos, el desplome de las demandas nacionales de combustibles y electricidad y el previsible deterioro del acceso a la financiación del sector energético.1 Aunque sea una crisis global, no es simétrica en sus efectos. Algunas regiones y países disponen de más influencia en la diplomacia petrolera, mayores capacidades sanitarias y economías menos vulnerables a la volatilidad de los mercados energéticos. Los diferentes sectores y subsectores energéticos latinoamericanos y sus empresas también presentan debilidades (y fortalezas) asimétricas frente a la crisis del Gran Confinamiento, como la denomina el FMI.

Como siempre en la región, debe diferenciarse cuidadosamente la intensidad de cada vector de impacto por sectores y países. La crisis no tendrá las mismas repercusiones ni ofrecerá las mismas oportunidades en el sector petrolero venezolano que en el colombiano; en PEMEX y Petrobras; para el shale gas de Vaca Muerta que para los campos convencionales bolivianos; en la hidroelectricidad en Ecuador y la transmisión en Venezuela; ni, dentro de las renovables, en la eólica o solar en Chile que en el etanol argentino, mexicano o brasileño; y aun dependerá según sea etanol de maíz o de caña. Aunque todos los sectores y subsectores se verán afectados, en general el de hidrocarburos afronta las mayores dificultades, y con él los países más dependientes del petróleo y el gas. Tal vez no por casualidad, éstos tienden a partir de las condiciones menos favorables, mientras que los dotados de una matriz energética más diversificada parecen menos vulnerables.

El documento examina primero las negociaciones entre los principales actores del mercado del petróleo y el papel jugado por los países latinoamericanos para valorar su capacidad de influencia en la nueva diplomacia petrolera surgida de la crisis. El siguiente apartado propone una visión de conjunto sobre la diferente capacidad económica para responder a la crisis sanitaria de los actores más activos en los mercados de gas y petróleo, mientras que la siguiente sección explora los impactos por países en ambos sectores, sin duda los más perjudicados. A continuación, se analiza el impacto sobre el sector eléctrico, con especial atención a las energías renovables que, en principio, deberían verse menos afectadas. El último apartado resume las principales conclusiones.

América Latina en la nueva diplomacia petrolera

El sector de hidrocarburos está siendo el más afectado a nivel global por las crisis gemelas causadas por la pandemia y el hundimiento de los precios, y América Latina no es una excepción. La guerra de precios desatada a principios de marzo entre Rusia y Arabia Saudí para capturar cuota de mercado y expulsar a los productores de hidrocarburos no convencionales estadounidenses no podía darse en peor momento. Efectivamente, los productores estadounidenses se han visto muy dañados, con los precios del petróleo en algunos de sus hubs cayendo por debajo de los 10 dólares por barril (caso del crudo de Dakota del Norte), y en el caso de Canadá, por debajo de los 4 dólares (para el crudo de Alberta). Pero, como ha quedado demostrado, lanzarse a una guerra de precios en medio de una pandemia supuso un grave error de cálculo.

Los propios corredores de ese peligroso juego del cobarde, como se denomina en teoría de juegos, han intentado rectificar al borde del abismo aceptando promover un acuerdo casi contra natura y a tres bandas entre la OPEC+, el G20 y la Agencia Internacional de la Energía (AIE) para reducir la oferta mundial entre 10 y 20 millones de barriles diarios (mbd). La cantidad oscila en ese amplio rango según a quién se escuche y, sobre todo, a quién se dé credibilidad. No obstante, como ocurre en la recordada escena de Rebelde sin causa, tanto Rusia como Arabia Saudí corren el riesgo de engancharse la manga en la manecilla de sus respectivos vehículos y precipitarse por el acantilado, arrastrando consigo a todo el sector del petróleo y el gas.2

Entre los daños a terceros de esa guerra de precios que ha profundizado el colapso de la demanda inducido por la extensión de la pandemia, figura de manera prominente el impacto sobre los productores latinoamericanos de crudo. Y en la medida en que muchos de los contratos de gas de la región están indexados a los precios del petróleo y compiten con las exportaciones estadounidenses, que también están en precios mínimos históricos, los productores de gas se han visto igualmente perjudicados. Y también las cotizaciones de las petroleras, que han registrado caídas récord desde el inicio de la guerra de precios el pasado 7 de marzo hasta el 13 de abril: en apenas un mes el desplome ha sido del 29% para la colombiana Ecopetrol, del 36% para la brasileña Petrobras y del 45% para la argentina YPF.

La participación latinoamericana ha sido relevante en los acuerdos alcanzados, aunque ha habido ausencias relevantes, especialmente en la OPEP. Venezuela, miembro fundador y halcón histórico del cártel, y único miembro latinoamericano tras la salida de Ecuador a principios de año, no ha tenido ningún peso en las negociaciones, pues su producción está en caída libre y exenta de cuota. En el lado propositivo, Brasil se ha ofrecido en el G20 a recortar su producción, aunque en realidad haciendo de la necesidad virtud, pues la caída de precios, la destrucción de demanda y la falta de suficiente capacidad de almacenamiento le obligaba a reducir la producción en todo caso.

Pero sin duda el principal actor latinoamericano ha sido México, en el marco de la OPEP+, conformada por la OPEP y 10 países más entre los que están Rusia y México. Este último se ha negado a reducir su producción en 400.000 barriles diarios (bd) para cumplir con el recorte del 23% propuesto para todos los participantes. De hecho, la negativa mexicana estuvo a punto de hacer fracasar las negociaciones de la OPEP+, pese a la oferta de EEUU de hacerse cargo de la reducción restante de 300.000 bd en un desbordamiento de las negociaciones hacia el G20. Arabia Saudí no quería sentar precedentes y, sobre todo, no quedaba claro a nadie como piensa EEUU aplicar esa reducción adicional. Tras la entrada en terreno negativo de los futuros de mayo del WTI el 20 de abril, como resultado del desbordamiento de la capacidad de almacenamiento estadounidense, la posibilidad de que el regulador de Texas a cargo de un eventual recorte conjunto se ha desvanecido, pues las compañías privadas ven inevitable que a esos niveles de precios se produzca un recorte de la producción por las propias fuerzas del mercado.

El acuerdo fue intermediado por Donald Trump y presentado por el presidente López Obrador como un éxito negociador, aunque el enfado de los restantes participantes en la OPEP+ ha sido tan severo que se contempla la posibilidad de expulsar a México del grupo. La reunión de la OPEP+ también contó con observadores invitados (la denominada OPEP++), algunos de ellos latinoamericanos, que no entraron en ningún momento a discutir cuotas ni reducciones formales ni pautadas de su producción: Argentina, Colombia, Trinidad y Tobago, y Ecuador, que abandonó la OPEP a principios de año.

Argentina, Brasil y México también participaron en este ejercicio de diplomacia petrolera como miembros del G20, y México además como miembro de la AIE al formar parte de la OCDE. Sin embargo, la participación de G20 y AIE está literalmente en el aire, con unos compromisos que probablemente nadie piensa cumplir ni, en su caso, sabría cómo hacerlo. Para algunos de los países del G20 que han comprometido recortes, éstos resultan difíciles de aplicar sin incumplir su legislación anti-cártel, mientras que muchos miembros de la AIE no tienen tan claro el programa de compra de crudo para rellenar sus reservas estratégicas, como lo ha manifestado EEUU. Otros países del G20 que han comprometido compras para sus reservas estratégicas, como China y la India, tampoco han adoptado compromisos vinculantes. Y mejor, dado que la evolución de los acontecimientos ha mostrado que no hay capacidad de almacenamiento para tanto crudo excedente.

En realidad tampoco importa mucho, dada la aritmética más bien simple de los actuales fundamentales del mercado: de un lado, una reducción de la oferta, en el mejor de los casos, de 20mbd: 10 mbd por parte de la OPEP+, más otra de unos 5 mbd prometida por el G20, y otros tantos a retirar del mercado por las compras de reservas estratégicas de China y la India, así como por ciertos miembros de la AIE que casi prefieren no darse por enterados;3 por otro, una caída de la demanda que la AIE estima en casi 30 mbd para abril,4 y cuya recuperación progresiva sigue siendo contingente a la remisión de la crisis sanitaria, el fin de los confinamientos y el reinicio paulatino de la actividad económica.

En suma, aunque los países latinoamericanos han estado presentes en la nueva arquitectura petrolera mundial, su influencia ha sido limitada, salvo en el caso mexicano y no en el sentido más constructivo. Vista la evolución de los mercados, resulta evidente que sólo la recuperación de la demanda puede restablecer una mínima estabilidad de los precios, por lo que la irrelevancia de los productores latinoamericanos en la diplomacia petrolera es ampliamente compartida, incluso por los actores principales. El 20 de abril, por primera vez en la historia, los futuros a un mes del WTI cayeron a terreno negativo, hasta tocar los -40 dólares, evidenciando el fracaso de los acuerdos mencionados y la incapacidad de EEUU y muchos otros países de seguir almacenando crudo en unas instalaciones ya repletas.5

Productores de petróleo y gas: visión de conjunto de una situación heterogénea

Al margen de su papel en las negociaciones, la situación de los sectores del petróleo y el gas es muy diferente en los principales productores latinoamericanos, y también lo es la capacidad que brinda a sus economías para afrontar la crisis sanitaria de la pandemia. Como punto de partida, la Figura 1 muestra la distribución de algunos países de interés para el análisis relacionando el impacto esperado de la caída de los precios del petróleo sobre sus exportaciones y su situación de salud pública. El gráfico no pretende establecer correlaciones, ni mucho menos causalidades, sino exponer cómo algunos de los países más perjudicados por la crisis debido al deterioro de sus exportaciones netas son los que se encuentran en una peor situación de salud pública de partida.

Figura 1. Variación prevista de las exportaciones netas con un precio del petróleo de US$30/barril versus índice de seguridad global de salud
Figura 1. Variación prevista de las exportaciones netas con un precio del petróleo de US$30/barril versus índice de seguridad global de salud

Venezuela parece el país más vulnerable, con la mayor caída del valor de sus exportaciones netas (XN = -13,5%) y el GHSI más bajo de la región (posición 176/195 en el ránking de GHSI, entre Djibouti y Burundi). Los otros países por debajo de la línea de tendencia son Bolivia (-2,4% en XN y GHSI 102/195), Surinam (XN = -1,5%; GHSI 100/195), Guyana (XN = 0,2%; GHSI 137/195) y Cuba (XN = 0,7% y GHSI 110/195). Surinam se incluye por el potencial de los descubrimientos offshore y Cuba como potencial re-exportador del petróleo venezolano. Como otros importadores netos de energía, la bajada del precio del petróleo mejora el valor de las exportaciones netas cubanas: quizá no las importaciones de crudo venezolano, pero sí las pagadas a precio de mercado como las rusas.

Por encima de la línea de ajuste, el país más vulnerable parece Trinidad y Tobago (XN = -7,8%; GHSI 99/195). Ecuador (XN = -2%; GHSI 45/195), Colombia (XN = -1,8%; GHSI 65/195) y Brasil (XN =- 0,4%; GHSI 22/195) están entre los países por encima de la línea de tendencia que registrarían un descenso de sus exportaciones netas, pero Brasil tiene el GHSI más alto de América Latina, muy cercano a los índices europeos (como referencia, España tiene un GHSI = 65,9 y ocupa el puesto 15º del ránking). Los países restantes registrarían un aumento de sus exportaciones netas: Argentina (XN = 0,2%; GHSI 25/195), Perú (XN = 0,5%; GHSI 49/195) y México (XN = 0,5%; GHSI 28/195), con Argentina situándose como segundo país con mayor GHSI regional, mientras que México ocupa la cuarta plaza tras Chile.

Las implicaciones fiscales de la caída de precios del petróleo también deben destacarse, en la medida en que el descenso de ingresos afecta a la capacidad de los países para responder a la crisis sanitaria, pero también para activar medidas de estímulo y propiciar la recuperación económica. Según algunas estimaciones, cada bajada de 10 dólares en el precio del barril representa una pérdida de ingresos fiscales cercana al 1% del PIB en Ecuador y Venezuela, y alrededor de la mitad en Brasil, Colombia y México. Además, el precio del petróleo que requerían muchos productores latinoamericanos para alcanzar el equilibrio fiscal (fiscal break-even) era ya muy superior a las cotizaciones del barril antes del desplome iniciado en marzo.6 Y sin contar con el impacto fiscal añadido de los confinamientos. Los propios presupuestos para 2020 de muchos productores también se elaboraron con precios muy superiores a los actuales: alrededor de 50 dólares/barril en Ecuador y México, unos 60 dólares/barril en Brasil y Venezuela, y casi 70 dólares/barril en Colombia.7 México, Brasil, Colombia, Ecuador, Bolivia y Venezuela, que dependen de los ingresos del petróleo y el gas para financiar sus presupuestos, sufrirán mucho los bajos niveles de precio.8

Finalmente, el impacto sobre el crecimiento económico promete también ser muy importante. Según el Banco Mundial, la elasticidad parcial del crecimiento económico de cada país latinoamericano varía considerablemente. Según sus estimaciones para un grupo seleccionado de países (que no incluye a Ecuador, Bolivia ni Venezuela, previsiblemente entre los más afectados), la elasticidad parcial de la tasa de crecimiento del PIB a la caída de los precios de la energía es muy elevada. Un descenso de un 1% de los precios de los recursos energéticos repercutiría en caídas de la tasa de crecimiento del PIB de entre 0 y 0,5 puntos porcentuales para productores de hidrocarburos como Argentina, Brasil, Colombia o México.9

Productores de petróleo y gas: impacto por países

Tras la visión de conjunto de la sección anterior, ésta ofrece un breve recorrido por la realidad nacional de los principales productores latinoamericanos.

En Argentina, el desplome de los precios del gas y el petróleo supone un golpe muy duro para la explotación de los ingentes recursos de hidrocarburos no convencionales de Vaca Muerta. Sus elevados costes requieren precios de entre 45 y 50 dólares por barril para que resulte rentable, pero incluso con precios superiores la inversión estaba casi paralizada desde la elección de Alberto Fernández por el aumento del riesgo político.10 Sin embargo, algunos analistas consideran que, contra-intuitivamente, las peculiares características de la producción no convencional desincentivan la interferencia de gobiernos y eventuales expropiaciones.11

La caída de los precios disipa las dudas, pues a los niveles actuales la producción de gas y petróleo resulta inviable para nuevos proyectos, y los ya existentes operan en muchos casos con costes marginales superiores.12 El gobierno de la provincia de Neuquén y varias empresas productoras han demandado un precio sostén temporal (el denominado “barril criollo”) en el entorno de los 45-50 dólares, más del doble del precio actual del WTI. Sin embargo, la medida plantea dificultades por la oposición de YPF, principal operador del país, y su elevado coste económico en un momento en el que Argentina necesita el apoyo del FMI para renegociar su deuda.13

La caída de la demanda de combustibles por el confinamiento está dejando a YPF sin almacenamiento, por lo que cerró el 50% de sus pozos en Loma Campana, principal área de Vaca Muerta. Otras compañías también han reducido su producción, aunque sin hacer pública la magnitud. En sentido contrario, las importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) de la empresa estatal Integración Energética Argentina (Ieasa) están registrando los precios más bajos de la historia de la compañía, con el consiguiente ahorro para el país.14

El hundimiento de los precios del crudo también afectará seriamente a Bolivia, cuyos contratos de gas están indexados al petróleo mediante la denominada “fórmula mágica”, que Bolivia aplica desde los años 90, con algunas modificaciones, en los contratos con Brasil y Argentina. Para Brasil, dichas fórmulas se actualizan cada seis meses en base a promedios ponderados, y para Argentina cada tres, y no implican que precios negativos del WTI impliquen precios negativos ni nulos del gas boliviano, pero sí descensos muy importantes.15 Este impacto se verá reforzado por las consecuencias económicas de la crisis sobre sus dos mercados de exportación, Brasil y Argentina, que ya habían reducido sus compras de gas boliviano.

Algunas estimaciones previas al último colapso de precios apuntaban a que los ingresos por exportaciones del gas podrían caer en un 30%-35%, pero sin descartar que puedan ser mayores si Argentina entra en mora y a Bolivia deja de compensarle exportar su gas a precios tan bajos, una posibilidad cada vez más real a los precios actuales.16 Además, el contrato con Petrobras expirado el año pasado fue prorrogado temporalmente por el gobierno de transición con la misma indexación de precios, pero menores volúmenes. Ahora deberá negociarse un nuevo contrato que resultará clave para el futuro gasista y económico de Bolivia, en un momento de inestabilidad política, declive de la producción y dificultades para aumentar la inversión en exploración que permita reponer las reservas del país.17

En Brasil, Petrobras ha sido la gran petrolera más activa en recortar producción e inversiones. Planea reducir su producción de petróleo en 200.000 bd para responder al colapso de precios y demanda, y dejar ociosas las plataformas de aguas poco profundas de mayores costes de extracción que no ha conseguido vender en los últimos meses.18 En el Presal, una de las regiones petroleras de mayor crecimiento de producción esperado en los próximos años, el precio de equilibrio (breakeven price, o precio necesario para cubrir los costes de producción) se sitúan en los 35-45 dólares por barril, lo que pone en claro riesgo la rentabilidad de la producción, especialmente en los pozos de extracción más costosa.

Antes del hundimiento de los precios, el gobierno ya preveía pausar la convocatoria de nuevas rondas de exploración tras las numerosas concesiones de los últimos años, pero ahora el parón parece obligado.19 Petrobras también planea reducir sus inversiones, tanto en upstream como downstream, revisando a la baja sus planes de inversión en unos 3.500 millones de dólares y suspendiendo la venta de ocho refinerías que figuraba en su plan de desinversiones. El impacto también puede ser importante sobre el mercado del gas, retrasando la nueva ley gasista y el programa del gobierno para crear un mercado del gas abierto y competitivo.20

En Colombia, el coste de extracción medio del crudo es menor que en Argentina o Brasil, situándose en una media ligeramente por debajo de los 30 dólares/barril en los campos de Ecopetrol, pero el colapso del mercado ya se ha traducido en cierres de pozos y miles de despidos.21 Ecopetrol, la compañía nacional participada en un 88,5% por el Estado y que representa alrededor del 60% de la producción, ha anunciado una reducción del capex (inversiones en bienes de capital) de 1.200 millones de dólares.

A principios de enero, China suspendió las compras de petróleo a Colombia por la disminución de actividad en sus refinerías, lo que afectará negativamente a la producción, pues en 2019 representó el 11% de los ingresos totales de exportación colombianos.22 Colombia tiene además un problema de agotamiento de sus campos, con una ratio de producción/reservas de unos ocho años, por lo que la esperanza de la menguante producción petrolera del país estaba en desarrollar sus recursos no convencionales y seguir la estela de la revolución del fracking en EEUU. La propuesta ya encontraba una oposición previa entre la población, pero a los precios actuales ha dejado de tener sentido, paralizando los proyectos piloto.23

La situación económica en Ecuador es una de las más difíciles de la región, y el gobierno afronta una inestabilidad social muy importante que le obligó en 2019 a revertir un paquete de reformas económicas ante las revueltas populares en todo el país.24 Aunque la caída de precios supone una oportunidad para reformar el regresivo sistema de subsidios a los combustibles fósiles, el gobierno es muy dependiente de los ingresos petroleros y ha tenido que aplicar nuevos recortes de urgencia. El bajo nivel de precios del WTI, de referencia en el país, ha hecho que alguna venta reciente haya tenido que ser cancelada porque los dos únicos compradores hicieron pujas con enormes descuentos de precio.

A los niveles actuales de precios y dada la limitada capacidad de almacenamiento, la reducción de la producción parece inevitable, especialmente considerando el descenso del consumo interno por el confinamiento y la caída de la actividad económica, lo que también ha obligado a reducir el refino. A ello se suma el complicado acceso a la región del Amazonas, donde están los campos de petróleo, dada la vulnerabilidad de las comunidades indígenas a los posibles contagios, lo que ha obligado a establecer estrictos protocolos.25 En otra vuelta de tuerca a la ya de por sí difícil situación del sector petrolero, un corrimiento de tierras el pasado 7 de abril dañó varios oleoductos y redujo la producción de 512.000 bd a principios de abril a apenas 70.000 bd.26

En Guyana, lo que prometía ser una de las historias de éxito de 2020 puede terminar en cierta decepción. Exxon sigue esperando empezar a producir unos 120,000 bd de crudo, a los que seguirían otros 200.000 a partir de 2022 y nuevos barriles de otros proyectos en curso, incluido uno de Repsol. El país empezaba a proyectarse como un modelo para escapar a la maldición del petróleo por su adhesión a la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en inglés), la creación de un fondo petrolero y la adopción de una estrategia de desarrollo sostenible a financiar por los ingresos del petróleo.27 El proyecto en marcha de Exxon no parece amenazado, pese a tener costes operativos superiores a los 35 dólares/barril. Pero la combinación del colapso de precios y una elección presidencial con sospechas de fraude frenarán el desarrollo de otros nuevos, y ya está dificultando la comercialización de la parte del crudo correspondiente al Estado. Con todo, el FMI prevé que registrará el crecimiento del PIB más alto del mundo en 2020, casi un 53%, aunque lejos del 86% previsto antes de la crisis.28

La política energética de México bajo la presidencia de López Obrador se basa en recuperar la producción de petróleo, una de las medidas estrella de su Cuarta Transformación (4T), que la crisis parece haber paralizado.29 Por ello, le resultaba inviable políticamente rectificar ese resultado y aceptar el recorte de 400.000 bd exigido por la OPEP+. La realidad es que la demanda de combustibles se ha hundido (en la primera quincena de abril, la de gasolina un 60% y la de diésel el 35%) y que PEMEX, la compañía petrolera nacional, no dispone de capacidad de almacenamiento y ha recurrido al costoso procedimiento de almacenar su crudo en petroleros.30 Además, los descuentos de precios de Arabia Saudí pueden agravar la situación de PEMEX, que los analistas consideran la empresa petrolera latinoamericana más afectada por el hundimiento de los precios, especialmente con los futuros del WTI en negativo.31

Por otro lado, el gobierno mexicano está inmerso en un plan de inversiones energéticas de 13.000 millones de dólares, en el que destaca la ampliación de la capacidad de refino del país, pese a que ésta se encuentra en apenas el 30% por los bajos niveles de mantenimiento. El plan, que el presidente pretende apuntalar con la limitación de las exportaciones de crudo, incluye la construcción de la refinería de Dos Bocas en su Tabasco natal, con un coste estimado de 8.000 millones de dólares ya considerado inviable por muchos expertos.32 En la actual coyuntura de caída de la demanda mundial, regional (EEUU está cerrando refinerías) y nacional de crudo, mantener semejante programa de inversiones parece todavía más irracional. Algunos analistas mexicanos consideran que López Obrador tendrá que optar entre revertir el nacionalismo de su política petrolera y aprovechar las posibilidades que ofrece la reforma energética de 2013, especialmente las empresas mixtas de PEMEX con compañías internacionales, o emprender una huida hacia adelante y radicalizar aún más su postura.33

Ya en fechas recientes, PEMEX tuvo que rebajar el precio del crudo Maya, y aunque México cuenta con una cobertura parcial de sus ingresos del petróleo (aproximadamente en unas 2/3 partes), se prevé que los ingresos petroleros serán un 20% menores a los aprobados por el Congreso para 2020. Pese a que el gobierno pretende reducir la carga fiscal de PEMEX en 2.500 millones de dólares, la mala situación financiera de la compañía desaconseja nuevas emisiones de deuda, dado el rápido aumento del rendimiento exigido a sus bonos y un vencimiento de 6.000 millones de dólares este año.34 Los bonos de PEMEX fueron rebajados a categoría de bono basura por Fitch el pasado 3 de abril y por Moody’s el 17, lo que inducirá una salida de inversores y un aumento del coste de financiación.

El orden alfabético deja para el final a Venezuela,35 el país más afectado por el desplome de precios y demanda causado por el Gran Confinamiento. La crisis percute sobre una situación previa de colapso de la producción y de su industria petrolera, sometida a sanciones y con la compañía petrolera nacional PdVSA descapitalizada (financiera y humanamente). En enero de este año, Venezuela produjo 882.000 bd, la cifra más baja desde 1945 y un 68% menos que en 2013, cuando Nicolás Maduro llegó a la presidencia.36 La producción en marzo cayó en 155.000 bd respecto a enero, y algunos analistas prevén un descenso del 45% mensual en abril.37 La situación ha obligado a PdVSA a vender su crudo con grandes descuentos y a pérdidas: frente a un precio medio de exportación de más de 40 dólares de 2019, el 17 de abril el precio de la cesta venezolana cerraba a 13 dólares/barril.38 Al igual que en Ecuador, una vez agote su capacidad de almacenamiento deberá recortar la producción a niveles desconocidos desde el primer boom petrolero venezolano del período de entreguerras. Por el momento, PdVSA está consiguiendo petroleros para la exportación, pero su planificación ya no es mensual, sino semanal.

El actual contexto del mercado del petróleo tiene ahora un impacto mayor sobre la producción que las sanciones. Pese a las noticias de un endurecimiento de las mismas,39 no parece que esto tuviera un efecto adicional: la situación de Chevron bajo la licencia número 8E emitida por el Tesoro estadounidense ha cambiado, pues la compañía está cerrando sus campos y ha dejado de perforar porque el precio está por debajo del coste de producción; y el valor actual de la licencia ya no estriba en mantener la producción, sino en mantener la presencia en el país esperando la recuperación del mercado y poder seguir pagando las nóminas y los alimentos a sus empleados.40 China ha dejado de comprar petróleo venezolano, y aunque la india Reliance ha seguido haciéndolo, no está claro hasta cuándo ni en qué cantidad.

Esta situación ha obligado a PdVSA a recurrir a empresas poco habituales, muchas de ellas mexicanas, en operaciones de swap de petróleo por alimentos que en principio no están sometidas a sanciones. Aunque algunas son conocidas, como Libre Abordo (con un plan para comprar hasta 15 millones de barriles de crudo venezolano),41 otras son empresas de reciente creación sin historial en el mercado del petróleo. Independientemente de la veracidad de los rumores respecto a la naturaleza y conexiones de tales empresas, estos mecanismos reducen la transparencia de la comercialización del crudo venezolano, tanto en lo referente a sus condiciones contractuales y de precio como a los actores implicados. El colapso del refino, las sanciones y la carencia de divisas han generado una gran penuria de combustibles, creando cuellos de botella en todos los sectores económicos e invirtiendo los flujos de contrabando con los países vecinos. La falta de combustible no sólo está afectando al suministro de alimentos, debido a la pérdida de cosechas y falta de medios de transporte, sino que los propios trabajadores de PdVSA no pueden acudir a trabajar, y algo semejante ocurre en amplios sectores de la economía.

Electricidad y renovables

Aunque menos afectados que el del gas y el petróleo, el sector eléctrico y el de las energías renovables también afrontan retos importantes ante la crisis del coronavirus. El problema más inmediato del sector eléctrico es el descenso de la demanda, que afecta tanto a la generación como al transporte y la distribución. El impacto depende mucho del momento en que se decretaron medidas de confinamiento, su severidad y la propia naturaleza de la actividad económica del país. La Figura 2 muestra la evolución de la demanda eléctrica en algunos países seleccionados, en la que se aprecian fuertes descensos en Perú, Brasil, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay; en cambio, la reducción es relativamente menor en México, Costa Rica y Nicaragua.

Venezuela es de nuevo un caso aparte, pues lo que parece estar detrás de la caída del consumo no es la falta de demanda, sino de capacidad del sector eléctrico para seguir generando y, quizá en mayor medida, asegurar la transmisión. Todos los esfuerzos están puestos en mantener una mínima estabilidad en Caracas, pero en Occidente hay apagones cada vez más prolongados y frecuentes, e incluso en Oriente empieza a haber fallos pese a albergar la planta hidroeléctrica de Guri. Algunos analistas estiman que el hundimiento de la generación térmica ha hecho que Guri represente alrededor del 75% de la generación eléctrica, de la cual depende de manera creciente todo el sistema eléctrico. Aunque hay capacidad de generación disponible en el Oriente, el mal estado de las líneas de transmisión hace que no sean capaces de transportar más electricidad. El mal funcionamiento del sistema eléctrico venezolano se debe al mal estado de sus infraestructuras, que genera cuellos de botella que no pueden achacarse a la crisis, pero limita su capacidad de respuesta.

Figura 2. Evolución de la demanda eléctrica en Latinoamérica en la pandemia de COVID-19
Figura 2. Evolución de la demanda eléctrica en Latinoamérica en la pandemia de COVID-19

Las caídas son más pronunciadas en países con medidas de confinamiento más estrictas y tempranas, así como en las economías más mecanizadas, como la industria en Brasil o la minería en Bolivia, Chile y Perú. El impacto se aprecia también en la pauta del consumo, pues los países con medidas más restrictivas muestran descensos más acusados en el horario laboral, entre las 10 y las 16 horas del día, para luego recuperarse en parte con la llegada de la noche por el consumo de los hogares. Por el contrario, los países que tardaron más en tomar medidas de confinamiento registran menores caídas y pautas horarias algo menos divergentes con la situación previa a la crisis, como México, Nicaragua o Costa Rica. Sin embargo, en aquellos países con un mayor peso de los servicios (turismo, comercio minorista), una menor reducción del consumo eléctrico puede implicar impactos económicos similares, o incluso superiores, al padecido por economías más electro-intensivas.42

Debido a la caída de la demanda y la obligación de pagar contratos por oferta contratada en firme, es probable que algunas empresas eléctricas experimenten problemas de liquidez. El conjunto del sector eléctrico también afronta, quizá en mayor medida que el de hidrocarburos, problemas derivados de las interrupciones de la cadena de suministros en equipamientos, lo que puede acarrear demoras en la ejecución de los proyectos e incluso su paralización invocando causa de fuerza mayor. También deben considerarse las dificultades añadidas para el mantenimiento del sistema, tanto por los desplazamientos como por el material necesario para llevarlo a cabo.

Respecto al impacto sobre el despliegue de las energías renovables, aunque comparativamente menor, pueden anticiparse varios efectos negativos a corto plazo. En primer lugar, son previsibles retrasos en el lanzamiento de nuevas subastas, que ya suponen el grueso de la nueva capacidad de renovables en América Latina, y han llevado a un rápido crecimiento en la inversión a unos precios cada vez más competitivos frente a la generación con hidrocarburos y la hidroelectricidad. Otro riesgo potencial es el descenso a corto plazo de la financiación para nuevos proyectos renovables, que dependerá mucho de la duración de la crisis sanitaria y los recursos que consuma, así como de su impacto sobre la demanda eléctrica. Las empresas de renovables también afrontan un mayor riesgo si los acuerdos de venta de electricidad (PPA en su acrónimo inglés, Power Purchase Agreement) están fijados en monedas locales que pueden verse afectadas por devaluaciones, o, si el comprador es una empresa pública con problemas financieros, que ésta pueda llegar a entrar en mora.43

La importancia de China en la cadena de valor de las renovables está teniendo un impacto especialmente importante sobre el sector en todo el mundo, con el consiguiente riesgo añadido de retrasos en la ejecución de los proyectos.44 Un caso aparte es el del etanol de caña en Brasil (segundo productor mundial tras EEUU), muy afectado por la caída de la demanda de combustibles, y cuyo precio está por debajo del coste de producción justo cuando comienza la cosecha de caña de azúcar; algo semejante ocurre en Argentina, tanto con el etanol de caña como con el de maíz.45 Como en este caso, la caída del precio del gas y el petróleo también puede reducir la competitividad-precio percibida de otras tecnologías renovables en la generación eléctrica y desincentivar su despliegue, siempre a corto plazo. A diferencia de lo que ocurre en Europa y otros países industrializados, donde las preferencias de la población, las regulaciones ambientales y los compromisos climáticos erosionan la tracción de unos precios relativos bajos de los hidrocarburos, en América Latina tanto el espacio de política energética de los gobiernos como de las estrategias empresariales resulta más amplio.

En sentido contrario, las crisis gemelas del coronavirus y los hidrocarburos también ofrecen oportunidades para las energías renovables, más allá de que las tendencias a medio y largo plazo se mantendrán favorables en términos de competitividad y sostenibilidad. Así, si los precios de los hidrocarburos se mantienen bajos en el tiempo de manera más o menos sostenida, pueden expulsar a los inversores de ese sector y atraerlos hacia el renovable en busca de rendimientos más altos. También debería permitir una reducción de los elevados subsidios a los combustibles fósiles vigentes en muchos países de la región, favoreciendo simultáneamente el despliegue de las renovables, la lucha contra la polución (importante en muchas ciudades latinoamericanas y que agrava las consecuencias sanitarias de la pandemia de COVID-19) y contra el cambio climático. La descapitalización de las compañías nacionales de hidrocarburos también puede reducir su posición de incumbentes, facilitando otras reformas energéticas que han sido capaces de bloquear hasta la fecha y que redundarían en una mayor competencia y eficiencia del sector eléctrico y energético en general.

Finalmente, como ha destacado la CEPAL, para responder a la crisis América Latina debe avanzar hacia un modelo de desarrollo más sostenible a través de una mayor integración. Aunque este enfoque puede pecar de un voluntarismo ingenuo, sí cabe abogar en el corto y medio plazo por una mayor cooperación y colaboración regional a nivel sectorial, y el sector eléctrico y renovable ofrece esa oportunidad de integración funcional. En esa línea, la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE) apuesta por que la crisis proporcione una oportunidad para impulsar la hasta ahora fallida integración energética de la región mediante un tratado ad hoc de integración eléctrica e impulso a las renovables, con financiación y apoyo técnico de los organismos financieros internacionales y regionales. El Tratado podría incluir un compromiso de integración eléctrica para un año dado a partir del cual sólo se construyesen plantas de generación eléctrica renovable. Los países más dependientes de los hidrocarburos podrían acceder a financiación para mitigar el impacto y acelerar su reconversión hacia una generación sostenible mediante la participación en un mercado más amplio.47

Conclusiones

El papel de los países latinoamericanos en la diplomacia petrolera para responder a la crisis de demanda ha sido relevante tanto por las presencias como por las ausencias. En el seno de la OPEP, Venezuela no ha tenido ningún peso en las negociaciones por estar exento de cuota. Dentro del G20, Brasil se ha comprometido a recortar su producción haciendo de la necesidad virtud, pues estaba abocada a ello en todo caso. Pero la estrella latinoamericana, esta vez en el marco de la OPEP+, ha sido México, negándose a reducir su producción en la cantidad acordada y obligando a EEUU a asumirla parcialmente en el G20. Así, aunque los países de la región han sido invitados al estreno de la nueva arquitectura petrolera mundial, su protagonismo ha sido limitado, con la salvedad de México en el papel de villano. En todo caso, tras registrar los futuros de mayo del WTI precios negativos, esa irrelevancia de los productores latinoamericanos en la diplomacia petrolera es ampliamente compartida.

Los productores latinoamericanos de gas y petróleo se están viendo afectados severamente, pero no de manera homogénea. La combinación de situaciones sanitarias de partida diferentes e impactos económicos de distinta magnitud dibuja un escenario muy diverso. Venezuela, Trinidad y Tobago, Bolivia, Ecuador y Colombia, por ese orden, presentan las combinaciones de indicadores sanitarios y exportaciones netas más complicadas, pero con un rango de variación muy elevado entre el previsible desastre humanitario de Venezuela y una situación más manejable en Colombia. Perú, México, Argentina y Brasil presentan una combinación de variables más favorable, aunque la heterogeneidad de la región exige una evaluación por países. El impacto fiscal de la caída de los precios del petróleo y el gas es igualmente heterogéneo, siendo Venezuela y Ecuador los más perjudicados, mientras que en el plano empresarial PdVSA, PEMEX, YPFB e YPF serían las más afectadas.

Aunque menos que los hidrocarburos, el sector eléctrico también está sufriendo descensos pronunciados de la demanda en aquellos países con medidas de confinamiento más estrictas y tempranas y una estructura económica más electro-intensiva. La demanda eléctrica ha caído con fuerza en Perú, Brasil, Bolivia, Chile, Paraguay y Uruguay, mientras que el descenso parece comparativamente menor en países como México, Costa Rica y Nicaragua. Venezuela es un caso aparte, con una profundización del deterioro de la capacidad de funcionamiento de su sistema eléctrico y apagones generalizados. En el resto de países, la caída del consumo eléctrico puede generar problemas de liquidez y riesgos ante eventuales devaluaciones o moras.

Las energías renovables parecen menos afectadas, aunque pueden sufrir efectos negativos a corto plazo, como retrasos en la convocatoria de nuevas subastas y una menor financiación. En cambio, el creciente papel de China en la cadena de valor de la industria renovable sí parece estar teniendo un mayor impacto en el sector. Además, la caída de precios de los hidrocarburos podría reducir su competitividad a corto plazo más que en los países industrializados, donde las preferencias de los ciudadanos y las regulaciones ambientales y climáticas limitan en mayor medida el espacio de política energética de los gobiernos y las estrategias empresariales.

Para cerrar con una reflexión constructiva, la crisis también abre oportunidades energéticas para la región. Si los precios de gas y petróleo se mantienen bajos, pueden atraer a los inversores hacia los proyectos renovables buscando rentabilidades mayores y/o más estables. También permitiría reducir los subsidios a los combustibles fósiles, reduciendo la contaminación y contribuyendo a la lucha contra el cambio climático. Por otro lado, la erosión de la posición dominante de los incumbentes puede desbloquear otras reformas energéticas introduciendo una mayor competencia y eficiencia. Además, el sector energético brinda un vector de recuperación canalizando los estímulos económicos hacia una integración eléctrica regional protagonizada por las renovables, ofreciendo a los países más afectados por la crisis de los hidrocarburos incentivos para mitigar el impacto y acelerar su reconversión hacia un modelo energético más sostenible ambiental y económicamente.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano y profesor titular de Política Económica en el Departamento de Economía Aplicada de la Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED) | @g_escribano


1 Banco Mundial (2020), “La economía en los tiempos del Covid-19”, LAC Semiannual Report, abril, Washington DC.

2 Gonzalo Escribano y Lara Lázaro Touza (2020), “Energía, clima y coronavirus”, ARI, nº 31/2020, Real Instituto Elcano, 27/III/2020. Hay una versión en inglés en formato Documento de Trabajo, más exhaustiva y actualizada, aunque dado el ritmo de los acontecimientos en el mercado del petróleo toda actualización queda rápidamente obsoleta: “Oil markets, energy transition, climate governance and COVID-19: the short, the medium and the long term”.

3 Para un tratamiento más detallado de los acuerdos y sus limitaciones, véase el artículo de opinión “Pascua petrolera”, publicado el 14/IV/2020 en Expansión y disponible en la web del Real Instituto Elcano.

4 AIE (2020), “Oil Market Report”, abril.

5 John van Schaik (2020), “Storage shortage causes cushing blockage”, Oil Daily, Energy Intelligence, 21/IV/2020.

6 Mauricio Cárdenas (2020), “The impact of coronavirus and the oil price war on Latin America”, State of the Planet Blog Post, Earth Institute, Columbia University, 18/IV/2020.

7 The Dialogue (2020), “Pandemic and price collapse: impacts for energy in Latin America”, 27/III/2020.

8 Latin America Watch (2020), 13/IV/2020.

9 Banco Mundial (2020), “La Economía en los Tiempos del Covid-19”, LAC Semiannual Report, abril, Washington DC, tablas 1 y 2, p. 22.

10 The Dialogue (2020), op. cit.

11 Francisco J. Monaldi, Gabriel Collins, Jim Krane, Kenneth B. Medlock III y Mark P. Jones (2020), “Shale renders the ‘obsolescing bargain’ obsolete: political risk and foreign investment in Argentina’s Vaca Muerta”, Baker Institute Working Paper, febrero.

12 Daniel Gustavo Montamat (2020), “Del barril criollo al barril de la pandemia”, El Cronista, 8/IV/2020.

13 Nicolás Gandini (2020), “Barril criollo: el gobierno busca un acuerdo hasta diciembre con revisiones periódicas”, EconoJournal, 6/IV/2020.

14 Latin America Watch (2020), op. cit.

15 Alcides Flores (2020), “La caída del petróleo tiene amortiguador en el gas boliviano”, Página Siete, 21/IV/2020.

17 Álvaro Ríos Roca (2020), “Contratos de exportación de gas de YPFB y sus bemoles”, Página 7, 2/II/2020.

18 Christopher Sell (2020), “In the Big OPEC++ Output Deal, who’s in and who’s out?”, Bloomberg, 6/IV/2020.

19 The Dialogue (2020), op. cit.

20 Institute of the Americas (2020), COVID-19 and Latin America’s energy sector: today, tomorrow and beyond the crisis, Special Report, 8/IV/2020.

21 Ibid.

22 Latin America Watch (2020), op. cit.

23 The Dialogue (2020), op. cit.

24 Gonzalo Escribano (2019), “Ecuador y los subsidios a los combustibles”, ARI, nº 110/2019, Real Instituto Elcano, 15/XI/2019.

25 Institute of the Americas (2020), op. cit.

26 Argus (2020), “Ecuador oil flow tumbles, pipeline repairs advance”, 15/IV/2020.

27 Gonzalo Escribano (2020), “Conjeturas energéticas para 2020: geopolíticas del petróleo, el gas y el Pacto Verde Europeo”, ARI, nº 7/2020, Real Instituto Elcano, 27/I/2020.

28 Actualización de abril de las “Perspectivas de la Economía Mundial del FMI”.

29 Carlos Malamud (2020), “AMLO y el COVID-19”, Post en Blog Elcano, Real Instituto Elcano, 17/IV/2020.

30 Amy Stillman y Jeffrey Bair (2020), “Mexico’s Pemex has too much fuel and nowhere to store it”, Bloomberg, 18/IV/2020.

31 Enrique Campos Suárez (2020), “La 4T y Pemex ante una derrota mundial”, El Economista, 13/IV/2020.

32 Emily Medina (2020), “Continuar con la estrategia de refinación no es viable”, El Financiero, 3/IV/2020.

33 Latin America Watch (2020), op. cit.

34 Arnulfo Rodríguez y Carlos Serrano (2020), “Recomendaciones a Pemex ante recorte a producción petrolera”, BBVA Research, 14/IV/2020.

35 Estas y otras reflexiones sobre Venezuela en el presente documento se han beneficiado de las aportaciones de Patricia Ventura y David Voght (IPDLatinAmerica).

37 Véase el análisis de David Voght en Institute of the Americas (2020), op. cit.

38 Aymara Higuera (2020), “La cesta local de crudo recayó al culminar la semana, situándose en $13,03”, El Universal, 17/IV/2020.

39 Argus (2020), “US reviews need for Venezuela oil sanctions waivers”, 15/IV/2020.

40 La Licencia General 8E otorgada por el Departamento del Tesoro expira el 22 de abril y se aplica a Chevron y las compañías de servicios Halliburton, Schlumberger, Baker Hughes y Weatherford.

41 Marianna Parraga y Ana Isabel Martinez (2020), “Mexicana Libre Abordo dice planea tomar hasta 15 mln barriles de petróleo venezolano”, Infobae, 24/III/2020.

42 Chueca et al. (2020), op. cit.

43 The Dialogue (2020), op. cit.

44 Michelle Hallack y Ariel Yepez (2020), “Retos del sector de energía con la crisis del Coronavirus”, Blog del BID, 27/03/2020.

45 Nicolás Degano (2020), “Radiografía de la crisis del etanol en medio de la pandemia”, AgrofyNews, 17/IV/2020.

47 Leonardo Beltrán (2020), “Ante la tormenta perfecta, integración energética”, blog de OLADE, 8/IV/2020.

]]>
<![CDATA[ Menos es más, también en el mercado del petróleo ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/escribano-menos-es-mas-tambien-en-el-mercado-del-petroleo 2020-04-23T08:02:04Z

El mercado del petróleo sólo se recuperará con más demanda, y ésta dependerá en su mayor parte de la evolución de la crisis sanitaria.

]]>
(*) Una versión de este texto fue publicada el 22/4/2020 en El Periódico de la Energía.

En los mercados de crudo, unos precios negativos implican más: más recortes, más quiebras, más crisis de más productores y, como su propio nombre indica, más acuerdos de la OPEP+.

En el momento de cerrar estas líneas, la montaña rusa en que se han convertido los precios del petróleo en los últimos días parece dar una tenue tregua a los mercados. Tras caer el lunes 20 de abril un 300% y tocar precios negativos de -40 dólares por barril, los futuros de mayo del crudo West Texas Intermediate (WTI), sobre el cual se fijan los precios del crudo en Estados Unidos, subían el martes un 110% hasta los 4 dólares. La referencia habitual del analista, comparar con otros períodos históricos de bajos precios, pierde su sentido al obligar a remontarse al Paleozoico, cuando los sedimentos orgánicos marinos acumulados en la denominada Cuenca Pérmica iniciaron su lenta transformación en los yacimientos de petróleo de lo que hoy conocemos como Texas y Nuevo México. El futuro de mayo del barril de Brent, de referencia en Europa, cayó el martes casi un 25% hasta perder los 20 dólares (éste sí, en escala histórica, a mínimos de 20 años) afectado por el contagio.

“(…) el mercado sólo se recuperará con más demanda, y ésta dependerá en su mayor parte de la evolución de la crisis sanitaria”.

Nunca los futuros del petróleo habían registrado precios negativos, aunque éstos no son infrecuentes en los mercados energéticos. En los últimos días varios países europeos han registrado precios negativos de la electricidad a distintas horas debido a la caída de la demanda por los confinamientos, las suaves temperaturas y una elevada generación renovable, sin por ello abrir telediarios ni desatar hecatombes bursátiles. En el caso del WTI, los precios negativos se debieron al funcionamiento del mercado de los futuros, que cerraba el 22 de abril y cuyo papel nadie quería por el hundimiento de la demanda. Al entrar en súper-contango (precios hoy mucho más bajos que los de mañana), todo el mundo quiere almacenar ahora para vender en el futuro, con lo que a la saturación de las capacidades de almacenamiento se sumó un vencimiento inoportuno para crear una espiral de caída de precios.

Las preguntas obligadas son si se trata de algo puntual y si en Europa puede pasar lo mismo con el Brent. Respecto a lo primero, dependerá, pues si la demanda de combustibles en Estados Unidos sigue en mínimos y no hay una rápida reducción de la producción, los futuros de junio pueden correr la misma suerte, y de hecho están ya en niveles muy bajos. En todo caso, si no entran en terreno negativo todo parece apuntar a que se mantendrán bajos y por debajo de los costes de extracción. Aunque también podrían darse precios negativos para el Brent, el caso europeo es diferente. Es cierto que la capacidad de almacenamiento europea está al límite, que algunas refinerías han tenido que cerrar y todas reducir su volumen de refino, como en Estados Unidos. Pero por la diferente forma de vida, la mayor imposición de los combustibles y una estructura urbana más densa, el consumo de combustibles en Europa no es tan alto como al otro lado del Atlántico, y por tanto tampoco ha sido tan monumental su caída. En segundo lugar, la producción combinada de América del Norte superaba hasta hace unos días los 20 millones de barriles diarios, mientras que en Europa apenas llega a los 4 (sin incluir a Rusia). Es decir, no hay una gran producción europea que almacenar y, sólo hasta cierto punto, se puede pasar parte del problema a los suministradores.

Pero como se apuntaba, la implicación fundamental de los precios negativos es que serán inevitables más recortes de producción. Esos recortes supondrán mayores caídas de PIB para los productores, subidas en sus primas de riesgo, más desempleo y dificultades económicas para algunos países en una situación ya precaria, desde Irak a Venezuela pasando por la más cercana Argelia. Más pérdidas y más desplomes de las cotizaciones para muchas empresas petroleras y sus accionistas, más despidos y más bajadas de salarios, y más quiebras de las compañías más pequeñas y vulnerables. Y desde luego, más reuniones y negociaciones de la OPEP+, con objetivos más ambiciosos y compromisos más claros. Pero no se debe engañar a nadie: el mercado sólo se recuperará con más demanda, y ésta dependerá en su mayor parte de la evolución de la crisis sanitaria.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Clima del Real Instituto Elcano, y profesor de política económica en la UNED | @g_escribano

]]>
<![CDATA[ Pascua petrolera ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/escribano-pascua-petrolera 2020-04-15T12:40:52Z

La alianza hasta hace poco impensable entre la OPEP y la AIE muestra la dramática situación en que la pandemia de COVID-19 ha dejado al mercado del petróleo.

]]>
(*) Una versión de este texto fue publicada el 14/4/2020 en Expansión.

Entre los pasados 9 y 12 de abril los mercados asistieron a la enésima resurrección de la OPEP, esta vez en versión ampliada y concertada con el G20.

Tras mucho sacrificio y no poca pasión, como correspondía a la fecha, las negociaciones de la OPEP+ y el G20 han alcanzado un acuerdo para retirar del mercado unos 15 millones de barriles diarios (mbd), que podrían llegar a los 20 con la intervención de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Esta alianza hasta hace poco impensable entre la OPEP y la AIE muestra la dramática situación en que la pandemia de COVID-19 ha dejado al mercado del petróleo. La paralización económica y los confinamientos han reducido en casi una tercera parte la demanda mundial de petróleo, hasta unos 30 mbd en abril según las previsiones de Goldman Sachs. Semejante colapso ha hundido los precios del crudo y las cotizaciones de las empresas petroleras, disparando las primas de riesgo de los países productores, y obligándolos a a buscar un acuerdo para amortiguar el desplome. Los párrafos que siguen analizan las negociaciones, sus resultados y las perspectivas de los acuerdos alcanzados.

“Esta alianza hasta hace poco impensable entre la OPEP y la AIE muestra la dramática situación en que la pandemia de COVID-19 ha dejado al mercado del petróleo”.

Las negociaciones de la OPEP+ tenían lugar un mes después de la desastrosa reunión en que Rusia y Arabia Saudí declararon una guerra de precios que hundió las cotizaciones del petróleo un 30%, la mayor bajada desde el final de la Guerra del Golfo de 1991. Sin embargo, pronto se comprobó que la destrucción de demanda causada por la pandemia era mucho mayor de la esperada, poniendo de manifiesto la necesidad de lanzar un mensaje a los mercados y evitar un deslizamiento de los precios hacia la franja de los 10$. La OPEP+ incluye a los miembros de la OPEP, liderados por Arabia Saudí y sus aliados del Golfo Pérsico, pero también a adversarios como Irán y países menos dados a seguir las consignas saudíes, como Irak; y también a otros productores como Venezuela o Argelia, halcones tradicionales que en la actualidad atraviesan por una situación de debilidad política productora que ha erosionado su influencia.

Los principales actores no OPEP de la OPEP+ son Rusia, Kazajistán, Azerbaiyán y México. Precisamente la negativa mexicana a reducir su producción en 400.000 bd, limitando su recorte a 100.000 bd, estuvo a punto de dar al traste con las negociaciones. El presidente López Obrador ha hecho de la recuperación de la producción petrolera del país una de las enseñas de su estrategia económica, por lo que revertirla resultaba una enmienda a la totalidad de su política. Al final, el presidente Trump se comprometió, sin mayores detalles, a cubrir la reducción de 300.000 bd que México rechazaba, salvando el acuerdo pese a la oposición de Arabia Saudí, que no quería precedentes en una pugna que se plantea a largo plazo. Al final, el domingo 12 por la tarde, poco antes de la apertura de los mercados asiáticos y tras cuatro días de frenéticas negociaciones, la OPEP+ acordaba un recorte de producción de 9,7 mbd en mayo y junio, seguido de otro de 8 mbd para el resto de 2020, y de uno posterior de 6 mbd hasta abril de 2021.

“(…) persisten las dudas sobre la implementación y supervisión del acuerdo, dada la ausencia de detalles sobre como los países no OPEP+ aplicarán sus recortes sin saltarse sus regulaciones anti-cartel”.

La magnitud de la crisis también desató la reacción de otros productores, especialmente de Estados Unidos, cuyo sector del fracking se está viendo muy afectado. El activismo de la diplomacia petrolera del presidente Trump ha sido clave: ha movilizado a Arabia Saudí y Rusia, negociado con México para compensar su cuota, y convencido a los miembros de la AIE para que utilicen sus reservas estratégicas. Arabia Saudí, los Emiratos Árabes Unidos y Kuwait se han comprometido a recortar 2,3 mbd adicionales y, en el marco del G20, otros productores no OPEP+ (Estados Unidos, Canadá y Brasil) comprometieron una reducción adicional de 3,7 mbd durante un año, aunque no está claro cómo se instrumentará y no son compromisos vinculantes. Junto con la retirada de crudo de los miembros de la AIE para nutrir sus reservas estratégicas, el efecto combinado se situaría alrededor de los 20 mbd. Aunque lejos de contrarrestar la caída de unos 30 mbd pronosticada para abril, supone la mayor intervención de la historia y la primera coordinada entre la OPEP+ y la AIE, y una señal rotunda de que los actores del mercado petrolero mundial no están dispuestos a permitir que prosiga el desplome descontrolado de los precios.

Sin embargo, persisten las dudas sobre la implementación y supervisión del acuerdo, dada la ausencia de detalles sobre como los países no OPEP+ aplicarán sus recortes sin saltarse sus regulaciones anti-cartel, así como sobre la extensión y alcance de las compras de reservas estratégicas. Sobre todo, se teme que una mínima recuperación de la demanda desencadenará una nueva guerra de precios por capturar cuota de mercado. La reacción de los mercados no se hizo tardar: a la mayor intervención de la historia, y primera combinando OPEP+, G20 y AIE, la respuesta fue un magro repunte de los precios inferior al 1%. Este decepcionante resultado muestra que la demanda es el vector determinante y que, pese a los acuerdos de gestión de la oferta, la procesión del mercado del petróleo discurre ahora a hombros de la crisis sanitaria y económica.

Gonzalo Escribano
Investigador del Real Instituto Elcano y profesor de la UNED
| @g_escribano

]]>
<![CDATA[ Energía, clima y coronavirus ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari31-2020-escribano-lazarotouza-energia-clima-y-coronavirus 2020-03-27T03:07:19Z

La pandemia de COVID-19 ha alterado radicalmente las expectativas energéticas, tanto económicas como geopolíticas. La gobernanza climática también se ha visto afectada en un año clave para elevar la ambición.

]]>
Tema

La pandemia de COVID-19 ha alterado radicalmente las expectativas energéticas, tanto económicas como geopolíticas. La gobernanza climática también se ha visto afectada en un año clave para elevar la ambición.

Resumen

Este documento analiza el impacto de la crisis del coronavirus en la geopolítica del gas y el petróleo, en la evolución del Pacto Verde Europeo y en la gobernanza climática, concluyendo que, si bien la prioridad de gobiernos y ciudadanos es sin duda la lucha contra el coronavirus, el radical cambio del contexto a corto plazo no debe distraer a la política energética y climática de sus retos a medio y largo plazo.

Análisis

La irrupción del coronavirus ha transformado por completo el escenario global, y la energía y el clima no son una excepción. En pocas ocasiones los analistas tuvimos que rectificar tanto en tan poco tiempo. Uno de los problemas para los análisis de las ciencias sociales en este contexto, salvo los de las disciplinas relacionadas con la salud pública, es que no hay todavía literatura académica disponible para orientar las reflexiones de los decisores públicos ni de los think-tanks, que empiezan a responder al reto de manera necesariamente reactiva.

Se ha apuntado que la crisis del coronavirus nos ha situado “en una situación de incertidumbre radical, que además puede alargarse en el tiempo”.1 En cierta medida, este análisis puede entenderse como una enmienda a la casi totalidad de las conjeturas sobre la posible evolución de 2020 realizadas a principios de año.2 Casi, pues si bien el panorama a corto plazo ha mutado al ritmo del virus, los retos de la transición energética y la lucha contra el cambio climático permanecen inalterables. Este documento analiza el posible impacto de la crisis del coronavirus sobre la geopolítica y la geo-economía del petróleo y el gas, la transición energética y el Pacto Verde Europeo, y la gobernanza climática, concluyendo con unas reflexiones necesariamente preliminares de política energética y climática.

Petróleo y gas: la guerra de precios del coronavirus3

Quizá la mutación más radical de expectativas energéticas se haya producido en el mercado del petróleo. Las previsiones de precios para 2020 de la US Energy Information Administration (US EIA) en enero eran de una media anual de 65 dólares por barril de Brent, el crudo de referencia en Europa;4 el 11 de marzo había caído a 43 dólares de media anual y 37 dólares para el segundo trimestre.5 Tras el asesinato de Soleimani y el consiguiente aumento de las tensiones entre EEUU e Irán, los analistas subieron sus previsiones de precios (Morgan Stanley de 60 a 65 dólares, Citibank de 56 a 61 dólares) o las mantuvieron en ese entorno de los 65 dólares (JP Morgan). En marzo, Goldman Sachs emitía una nota advirtiendo que la guerra de precios podría llevarlos al entorno de los 20 dólares.

El deterioro en las previsiones de demanda de petróleo por el coronavirus ha sido igualmente significativo: en enero, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) preveía un aumento de 1,2 millones de barriles diarios (mbd) para 2020; en marzo, un descenso anual de 90.000 barriles diarios, que apenas unas semanas después ya se ha quedado muy corto por la extensión del COVID-19 y la consiguiente paralización de la actividad económica global. Según el Oil Market Report de marzo de la AIE, la demanda de petróleo de China caería en el primer trimestre de 2020 en 1,8 mbd, y la demanda global en 2,5 mbd.6 Estas cifras han quedado rápidamente desfasadas: el 20 de marzo las estimaciones apuntaban a una caída de la demanda global de petróleo de 20 mbd (20% del total) por el agravamiento de la crisis del coronavirus, haciendo que la guerra de precios entre Rusia y Arabia Saudí pase a un segundo plano.7

Sin embargo, la evolución de esa guerra de precios es fundamental para forjar las expectativas de los mercados. Éstos pasaron de descontar una prolongación del acuerdo de la OPEP+ y de la alianza subyacente entre Rusia y Arabia Saudí para mantener los precios a ajustarse a una guerra de precios sin cuartel que los ha hundido en pocos días. El Brent se mantuvo en el último año en el rango de los 60-70 dólares y se acercó a su franja más alta a comienzos de 2020 tras la escalada entre EEUU e Irán. Pocos días después, el precio empezó a bajar conforme el coronavirus se extendía por China, donde el descenso de la actividad económica, consumo e importaciones de petróleo se transmitió con rapidez a los mercados mundiales.

Pero lo peor estaba por venir. El 5 y el 6 de marzo se desarrollaba una reunión de la OPEP+ en la que se esperaba una decisión del cártel ampliado para prolongar e incluso ampliar los recortes de producción. El 6 de marzo el ministro ruso de Energía, Alexander Novak, declaró al término de la reunión que a partir del 1 de abril Rusia dejaría de aplicar los recortes acordados. Arabia Saudí sólo tardó un día en reaccionar, rebajando abruptamente los precios del crudo intermedio de Saudi Aramco: por si había alguna duda, la rebaja en sus crudos medios más demandados fue mayor en el principal y más lucrativo mercado ruso, Europa, donde la rebaja alcanzó los 8 dólares por barril, por 7 dólares para EEUU y 6 dólares para Asia.

El 9 de marzo, los mercados abrieron con caídas en el entorno del 30% hasta los 34 dólares/barril. El mayor colapso en los precios del crudo desde el final de la Guerra del Golfo de 1991, unas primas de riesgo disparadas en los bonos de los países petroleros y miles de millones de euros perdidos en las cotizaciones de las compañías petroleras no amilanaron a rusos ni a saudíes. Ese mismo día, Rusia respondía a las rebajas de Saudi Aramco declarando que defendería su cuota de mercado y anunciando la intención de Rosneft de aumentar su producción en 300.000 barriles diarios en apenas una o dos semanas a partir del 1 de abril.

Al día siguiente, los saudíes veían la apuesta anunciando un aumento de producción adicional idéntico, hasta sumar 12,3 mbd el 1 de abril, por encima de su capacidad de producción gracias al recurso a inventarios y, previsiblemente, la sobreexplotación de algunos yacimientos. Y, poco después, la subían hasta prepararse para llevar su capacidad de producción (aunque no la producción misma) hasta los 13 mbd. Desde entonces, los precios han seguido cayendo con rebotes esporádicos para situarse en los 28 dólares en el momento de escribir estas líneas (20 de marzo, véase la Figura 1).

Figura 1. Evolución de los futuros del barril de crudo Brent a 20/III/2020 (CO1:COM)
Figura 1. Evolución de los futuros del barril de crudo Brent a 20/III/2020 (CO1:COM). Fuente: Bloomberg,Energy Markets, 20/III/2020

La decisión rusa de abandonar el acuerdo sorprendió a los analistas y a los demás participantes en la OPEP+, y muy especialmente al nuevo ministro saudí del Petróleo, el príncipe Abdulaziz bin Salman, un hijo del rey Salman curtido por décadas en la OPEP. El complejo petrolero ruso llevaba meses quejándose de los recortes de producción, que retrasaban sus planes de inversión en nuevos proyectos. Sobre todo, los recortes contaban con la oposición frontal del todopoderoso Igor Sechin, CEO de Rosneft y aliado clave de Putin, con el que presuntamente comparte un pasado en la KGB. Cabeza del clan siloviki del Kremlin, formado por nacionalistas de línea dura procedentes del aparato militar y de inteligencia, Sechin siempre ha defendido un sector energético estatal fuerte, oponiendo el dominio energético ruso al propuesto por la Administración Trump. También se le considera el inspirador de la narrativa según la cual EEUU usa las sanciones a Irán y Venezuela para conquistar cuota de mercado a sus expensas.8

Sin embargo, hasta ese 6 de marzo, Rusia se había limitado a adoptar maniobras dilatorias, como retrasar reuniones o impedir su adelanto, dudar de la necesidad de recortes adicionales y, en todo caso, mostrar su preferencia por recortes adicionales mucho menores a los propuestos por Arabia Saudí. Nadie esperaba una salida tan abrupta del acuerdo de la OPEP+, que durante más de tres años ha mantenido los precios del petróleo en rangos razonables para todos sus integrantes. Aunque siempre ha habido dudas sobre la estrategia de salida del acuerdo y cómo abandonar los recortes sin afectar demasiado a los precios, parecía darse un consenso respecto a la necesidad de proceder a una voladura controlada escogiendo el momento adecuado, cuidando las formas y sin dañar las expectativas.

Lo que más sorprendió a los mercados fue que Rusia tomase su decisión en el momento más inoportuno posible por el colapso de la demanda causado por el coronavirus, de manera unilateral y desconsiderada para con los saudíes, y haciendo saltar por los aires las expectativas de una recomposición futura de la OPEP+. Hasta ahora, todos los esfuerzos de mediación entre rusos y saudíes realizados por miembros de la OPEP han fracasado.9 La reunión del comité técnico de la OPEP+ que supervisa la evolución del mercado y el cumplimiento de las cuotas, prevista para el 18 de marzo, fue cancelada después de que Arabia Saudí avisara de que no participaría ni por teleconferencia ni presencialmente.10

Entre las razones de Putin para volar la OPEP+ puede estar su impacto esperado sobre los frackers estadounidenses. El Kremlin parece haber llegado a la conclusión de que es el momento de devolver a EEUU las sanciones a su sector energético por la anexión de Crimea, al gasoducto Nord Stream 2 y las más recientes a Rosneft por su ayuda a PDVSA a eludir las sanciones a Venezuela. El movimiento ruso se produce en un momento difícil para los frackers estadounidenses, muchos de los cuales afrontan dificultades de financiación y a los que un período prolongado de precios bajos del crudo puede abocar a la quiebra.

La reacción saudí parece conjugar la necesidad de responder con firmeza a la estrategia rusa con la misma oportunidad de doblegar al fracking estadounidense. El reto principal reside en la lucha por la cuota de mercado en los mercados asiáticos. Europa ha apostado por la diversificación de las importaciones energéticas rusas y por la transición energética y la descarbonización, obligando a Rusia a buscar nuevos mercados. EEUU no sólo es autosuficiente y apenas importa ya petróleo, sino que ha empezado a exportarlo a Asia, y de hecho China se ha comprometido a importar volúmenes crecientes de crudo como parte de sus acuerdos con la Administración Trump para evitar una guerra comercial.

Hasta la irrupción del coronavirus, Asia era el principal vector de crecimiento de la demanda de petróleo y el principal mercado de Arabia Saudí, absorbiendo más del 70% de sus exportaciones de crudo, mientras que Europa sólo representa algo más del 10% y EEUU apenas un 3%. En consecuencia, Asia es el principal mercado en disputa entre saudíes, rusos y frackers estadounidenses, y el único con un potencial cierto de crecimiento en el medio y largo plazo. Pero la demanda asiática se está viendo muy afectada por el coronavirus, por lo que tanto Rusia como los saudíes parecen haber llegado a la conclusión de que la única forma de mantenerla es bajando precios y conquistando cuota de mercado a expensas de sus competidores.11

La mayoría de los analistas ven en el gambito ruso y el contra-gambito saudí un desastre anunciado, pues un jugador experimentado de ajedrez no suele sacrificar piezas como la OPEP+ mientras está en un jaque como el que supone el coronavirus. Otros recurren a la figura del juego del cobarde, que en teoría de juegos modeliza el comportamiento de dos conductores que pugnan por ver quién aguanta más al volante antes de arrojarse por un acantilado. En principio, Rusia podría ganar el desafío, pues su presupuesto se equilibra con precios del barril en el entorno de los 50 dólares, mientras que Arabia Saudí necesita más de 80 dólares. Pero ambos corren el riesgo de enganchar una trabilla cualquiera de la chaqueta y acabar precipitándose al abismo. Quizá el símil más adecuado es el de Fatih Birol, director de la Agencia Internacional de la Energía, según el cual rusos y saudíes se están jugando la cuota de mercado a la ruleta rusa.

Sobre este telón de fondo de descomposición del acuerdo que gestionaba (mal que bien y siquiera parcialmente) la oferta global de petróleo, la crisis de demanda se ha agravado por la paralización económica, los cierres de fronteras y los confinamientos. Todos los productores de petróleo sufrirán la caída de precios, pero sin duda unos más que otros. Y lo mismo sucede con los productores de gas, que también se encuentra en niveles de precios mínimos. El colapso de la demanda ha reactivado los esfuerzos por recuperar algún tipo de acuerdo entre productores, con EEUU convertido en el más inesperado de los postulantes a sumarse a una versión (re)ampliada de la OPEP+.

Precisamente en EEUU la crisis del COVID-19 ya ha causado un fuerte descenso en la actividad de exploración y producción de los frackers, ya acosados por las presiones financieras antes del hundimiento del mercado y con costes de producción muy por encima de los precios actuales. Según algunos analistas, deberían recortar sus costes en un 40% para mantener la neutralidad del flujo de caja (cash flow neutrality) a 35 dólares por barril (el barril WTI de referencia en EEUU cotizaba el 19 de marzo a unos 22 dólares).12 Es cierto que en 2014 y 2015 redujeron costes y ganaron en competitividad, pero a los precios actuales EEUU podría perder casi 1 mbd de producción en un año.

La Administración Trump ha reaccionado con compras masivas de petróleo para aumentar hasta su capacidad máxima las reservas estratégicas del país, en concreto, 77 millones de barriles de crudo American-made.13 En paralelo, los productores de Texas han solicitado al regulador estatal, la Texas Railroad Commission, que obligue a los productores a recortar la producción para sostener los precios, y pedido una acción concertada con Rusia y Arabia Saudí.14 Aunque las posibilidades de que esta OPEP++ salga adelante son mínimas, no deja de ilustrar lo desesperado de la situación que afrontan los productores estadounidenses. En un solo día, el 9 de marzo, 40 empresas energéticas estadounidenses perdieron más del 30% de su valor en bolsa, y algunas petroleras independientes perdieron más del 60%, y las cotizaciones han seguido cayendo desde entonces.

La peor parte, no obstante, recaerá probablemente sobre aquellos países productores de gas y petróleo que distan mucho de contar con las reservas de divisas de Rusia, Arabia Saudí y otras monarquías del Golfo Arábigo, o la fortaleza económica de EEUU. Muchos de ellos, como Argelia, Irak, Irán, Libia, Nigeria y Venezuela, se encuentran en una situación sociopolítica muy complicada y requieren de precios por encima de los 100 dólares por barril para poder equilibrar sus presupuestos. En Argelia, por ejemplo, el sector del gas y petróleo aporta alrededor del 30% del PIB y supone casi el 60% de los ingresos fiscales. En Venezuela, el petróleo también aporta el 60% de los ingresos fiscales, en Nigeria el 70% y en Irak el 90%.

Figura 2. Ingresos netos en países productores seleccionados, 2019-2020 (2020 a US$30/barril), en millardos de US$
Figura 2. Ingresos netos en países productores seleccionados, 2019-2020 (2020 a US$30/barril), en millardos de US$. Fuente: AIE, “Energy market turmoil deepens challenges for many major oil and gas exporters”, 16/III/2020

La AIE ha modelizado el impacto de los cambios en las condiciones del mercado del petróleo (caída de la demanda, aumento de la oferta y un precio medio para 2020 de 30 dólares por barril) sobre los productores, y los resultados son devastadores: los ingresos por gas y petróleo de algunos productores clave podrían caer entre el 50% y el 85% en 2020 respecto al año anterior, lo que representaría el nivel de ingresos más bajo en más de dos décadas. La Figura 2 recoge las simulaciones para algunos productores clave, que afrontan pérdidas de ingresos sustanciales: 65 millardos de dólares para Irak, 29 para Nigeria, 14 para Argelia y Omán, 19 para Angola, 8 para Azerbaiyán y 4 para Ecuador.

Respecto al gas, el desplome de los precios y de la demanda por el parón de la actividad económica promete agudizar la competencia entre los suministradores tradicionales de Europa y el Gas Natural Licuado estadounidense (que en 2019 ya fue el tercer suministrador de España tras Argelia y Nigeria). Además, pone en cuestión los ingresos futuros de los productores mediterráneos y la racionalidad económica de seguir exacerbando la competencia gasista en el Mediterráneo Oriental. A los precios actuales del gas, parece difícil justificar las nuevas grandes inversiones requeridas para su extracción y transporte.15

En suma, el impacto del acelerado colapso de la demanda de petróleo (y en menor medida del gas) causado por el coronavirus ha sido amplificado por la guerra de precios entre Rusia y Arabia Saudí, hundiendo los precios del petróleo y del gas. El efecto combinado no sólo ha sacudido las cotizaciones del sector energético, sino también las primas de riesgo de los países productores, incrementando sustancialmente los riesgos de inestabilidad en muchos de ellos, especialmente en aquellos que ya estaban en situación de debilidad económica y bajo la presión de un malestar sociopolítico creciente. En la situación de incertidumbre radical en que nos encontramos y hasta que la crisis sanitaria quede controlada, el choque de demanda seguirá determinando la dinámica de los mercados del gas y el petróleo, y con ella la evolución económica y política de los países productores.

Transición energética y Pacto Verde Europeo contra el coronavirus

Otro de los riesgos más citados de la pandemia de COVID-19 para el sector energético es su impacto sobre las renovables y, en consecuencia, sobre el ritmo de la transición energética. La caída de los precios del gas y el petróleo podría hacer perder competitividad-precio a las energías renovables, y desincentivar la inversión en las mismas. La evolución del precio de los derechos de emisión del CO2 en la UE es la ilustración más gráfica de este desincentivo. La Figura 3 muestra cómo el precio de los derechos se ha hundido en el último mes, pasando de 25,54 a 16,31 euros entre el 20 de febrero y el 19 de marzo de este año, lo que sin duda supone un fuerte desincentivo a la reducción de emisiones, especialmente si la reducción en el precio del CO2 se mantiene en el tiempo.

Figura 3. Evolución del precio de los derechos de emisión en la UE, últimos 12 meses (a 19/III/2020, €/EUA)
Figura 3. Evolución del precio de los derechos de emisión en la UE, últimos 12 meses (a 19/III/2020, €/EUA) Fuente: EMBER, Carbon Price viewer

Además de la distorsión de incentivos económicos, la propia crisis sanitaria y económica esperada puede distraer a los gobiernos, en cuyas agendas será complicado priorizar cualquier otro tema, generándose retrasos administrativos y políticos, además de una mayor competencia por captar partidas del presupuesto. Así, en Alemania, por ejemplo, la crisis del coronavirus ya ha generado un retraso de las decisiones relacionadas con el despliegue de energías renovables necesario para cumplir sus compromisos.16 A nivel global, el comportamiento de los mercados de capitales en lo relativo a la financiación de inversiones en energías renovables será una de las variables a observar de cerca para poder comprender el impacto de la pandemia en la transición ecológica. A ello se une la posible ralentización (o disrupción), en principio temporal, de la cadena de suministro global de las renovables.17

Las empresas, por su parte, pueden retrasar las decisiones de mitigación y adaptación al cambio climático, aun cuando su exposición al riesgo en esta materia se mantenga en esencia inalterado. Los consumidores también pueden alterar sus preferencias en respuesta a la crisis, primando las consideraciones economicistas a corto plazo sobre las consideraciones ambientales, limitando por ejemplo las inversiones en eficiencia energética o la adquisición de vehículos eléctricos, especialmente si la caída en el PIB y el aumento en el desempleo son pronunciados y/o prolongados en el tiempo.18

Sin embargo, y de manera tal vez contraintuitiva, la caída de precios de los combustibles fósiles y unas respuestas de política económica y energética adecuadas a la crisis del coronavirus pueden favorecer la transición energética y a los sectores de la economía verde en su conjunto.19 Sobre todo porque, como muestran las encuestas, la sostenibilidad y los valores ecológicos están cada vez más y mejor asentados en Europa20 (y en España).21 Esas actitudes ambientales pueden moderar en parte el atractivo que ofrecen unos precios más bajos de los combustibles fósiles para buena parte de los consumidores y limitan el espacio de las políticas energéticas gubernamentales y de las empresas, primando los denominados criterios ESG (Environmental, Social and Governance).22

Por otro lado, la caída de precios del gas y el petróleo, si se acompaña de una sana política de competencia que haga que se repercuta en los precios a los consumidores, supone una gran oportunidad para eliminar los subsidios o aumentar los impuestos a los combustibles fósiles sin elevar los precios finales. Se evitaría así desatar la ira de los ciudadanos afectados, como ha ocurrido en los últimos meses en Ecuador, Irán, Brasil y Francia, entre otros países. Según la AIE, los subsidios a los combustibles fósiles han continuado aumentado en los últimos años hasta alcanzar los 400.000 millones de dólares en 2018, y el 40% de ellos se destinan a abaratar los productos del petróleo, no siempre de la forma más eficiente ni progresiva.23

Además, a diferencia de guerras de precios precedentes, la industria renovable está bien consolidada, ha atraído a inversores grandes y pequeños, y cuenta con el favor del sector financiero. Por el contrario, las inversiones fósiles han perdido atractivo, corren el riesgo de convertirse en activos varados y se ven sometidas a taxonomías restrictivas que dificultan su financiación.24 La realidad del mercado energético ha mutado, y ahora la mejor estrategia de inversión ante la bajada de los precios del petróleo y el gas ya no es reducir la exposición a renovables, sino precisamente aumentarla.25 Eso es justo lo que están haciendo muchas compañías petroleras europeas en los últimos meses. De hecho, el hundimiento de los precios del petróleo y el gas ha aumentado la percepción de riesgo del sector para los inversores, que pueden preferir la estabilidad que ofrecen unas tecnologías renovables adecuadamente reguladas.26 Así, como en otros sectores económicos, el mayor riesgo para las renovables estribaría en el daño que sufra la economía, y no en la variación adversa de los precios relativos.27

La especificidad de la crisis del coronavirus debe también ser tenida en cuenta. Hasta ahora, una caída en los precios de los combustibles suponía un aumento en la demanda por parte de los consumidores. Sin embargo, en el momento actual una parte creciente de la población mundial está confinada en sus hogares, muchas fronteras se han cerrado, y la situación sanitaria ha hecho que el apetito por los viajes haya desaparecido. La caída de los precios de los combustibles no va a incentivar los viajes en automóvil, barco ni avión a corto plazo, y está por ver cómo puede evolucionar la pandemia en los próximos meses y hasta qué punto puede cambiar las actitudes y formas de vida de las sociedades afectadas. La generalización del teletrabajo, por ejemplo, puede persistir más allá de la emergencia sanitaria y fomentar nuevos modelos empresariales y de movilidad, tanto domésticos como internacionales.28 Este es un cambio que, de producirse, ayudaría a reducir las emisiones de uno de los sectores que más contribuyen a las emisiones de gases de efecto invernadero, como muestra la Figura 4, y que son más difíciles de descarbonizar.

Figura 4. Emisiones de gases de efecto invernadero UE-28 por sectores 1990 y en 2017 (en % del total)
Figura 4. Emisiones de gases de efecto invernadero UE-28 por sectores 1990 y en 2017 (en % del total). Fuente: Eurostat, 2019, p. 4

Sin embargo, comportamientos tan arraigados como el uso del vehículo privado son complejos de modificar, siendo imprescindible no sólo cambios en la planificación urbana, cambios en los usos y costumbres en las empresas y empleados, la disponibilidad de medios de transporte públicos y de bajas emisiones, sino también cambios educativos y culturales que requerirán tiempo.29 Además, factores como el llamado face-to-face (F2F) buzz, analizados hace más de tres lustros por Storper y Venables,30 entre otros, pueden limitar el alcance de las medidas de distanciamiento, una vez pase la crisis.

Lo que sí puede acelerarse, sin embargo, es la electrificación de la movilidad. El petróleo barato supone, en principio, una amenaza para el coche eléctrico. No obstante, sus ventas cada vez tienen más que ver con regulaciones que no van a desaparecer y que, en Europa, China o California, fijan un máximo de emisiones del parque producido por la industria automovilística, o incluso fechas límite de venta de vehículos con motor de combustión interna cada vez más extendidos y cercanos en el tiempo. Tampoco se va a revertir la caída de precios de las baterías, por lo que una vez que el coche eléctrico alcance la paridad de precios de venta, alrededor de 2023 según estimaciones de Bloomberg New Energy Finance,31 será más competitivo, independientemente del precio de los combustibles fósiles: el precio de las baterías, no el del petróleo, será entonces el vector determinante. Por otro lado, no parece probable que las enormes inversiones en la electrificación de su oferta realizadas por la industria automovilística vayan a cambiar por las oscilaciones temporales del precio del petróleo. La apuesta de la industria es a largo plazo y la electrificación de la movilidad parece imparable.

El caso del coche eléctrico muestra la relevancia de las políticas públicas, que deben no sólo mantenerse sino intensificarse. La clave del impacto del coronavirus sobre la transición energética está en las políticas para contrarrestar sus efectos, económicos y sociales. Es bien conocida la recomendación de Rahm Emanuel, asesor del presidente Obama, sobre la importancia de no desaprovechar una buena crisis. Se refería tanto a las crisis del petróleo de los años 70 como a la gran recesión, apuntando que en ambas había que aprovechar la ocasión para impulsar nuevos modelos económicos, en especial energéticos, que no estuviesen basados en el petróleo barato. En esa línea se ha argumentado que la actual crisis ofrece la oportunidad para modelar un capitalismo diferente, aprovechando el mayor papel del Estado para condicionar el apoyo público a los sectores que lo soliciten a su reconversión a la economía verde y la descarbonización.32

En el mismo sentido se ha manifestado el director de la AIE, Fatih Birol, para quien “las energías limpias deben estar en el corazón de los planes de estímulo económico” de los gobiernos. A diferencia de otros posibles estímulos, los progresos en tecnologías energéticas bajas en carbono, infraestructuras para su integración y eficiencia energética no sólo no tendrán efectos temporales, sino que pueden marcar la diferencia en el medio y largo plazo.33 De hecho, una de las lecciones de la crisis debería ser la importancia de alcanzar un desarrollo sostenible.34 Pero, además de los estímulos, también pueden instrumentarse medidas fiscales: al igual que la caída de los precios del petróleo y el gas permiten reducir los subsidios a los combustibles fósiles, la caída de los precios del CO2 ofrece una oportunidad para gravar las emisiones. Dada la actual situación de limitada movilidad, podría hacerse también en el sector transporte sin penalizar demasiado a los consumidores.35

De ahí la importancia de mantener la transición energética en las agendas políticas. En EEUU, la Administración Trump ha reaccionado en sentido diametralmente opuesto, activando las políticas para rescatar al fracking ya descritas. Sin embargo, en el debate de candidatos demócratas del 15 de marzo pasado tanto Sanders como Biden apostaron por la transición energética y plantearon limitaciones al fracking, más estrictas en el caso de Sanders. China es otro foco de preocupación, si la senda escogida para su recuperación económica consiste en aprovechar los bajos precios de gas y petróleo para impulsar sectores intensivos en hidrocarburos y emisiones.36

La UE debería ser capaz de hacer las cosas de otra forma. El Pacto Verde Europeo ofrece un destino ideal para los estímulos económicos y debería mantener la prioridad en su asignación. Algunos Estados miembros se han precipitado a exigir a la Comisión Europea que se olvide del Pacto Verde y se concentre en combatir al coronavirus,37 sin darse cuenta de que precisamente aquél puede ser uno de los mecanismos más efectivos, a corto y medio plazo, para contrarrestar los efectos económicos de éste. Los Estados miembros opuestos al Pacto Verde no deberían poder conseguir su paralización con la falsa excusa del coronavirus. En cambio, los países mediterráneos de la UE, que se encuentran entre los más afectados, sí que pueden beneficiarse de una aceleración de la transición energética, lo que a su vez redundaría en una mayor contribución por su parte a alcanzar la neutralidad climática europea en 2050.

Así, lejos de constituir una rémora para la transición energética y un revés para el Pacto Verde Europeo, la crisis del coronavirus ofrece una oportunidad para profundizar en ambos. Acelerar la transición energética con un impulso adicional al Pacto Verde es una de las medidas de estímulo más claras que se puedan adoptar. Sus efectos positivos no sólo se notarán a corto plazo, sino también en el futuro. Si hay Estados miembros en la UE que no quieren avanzar en la descarbonización y no creen en esta estrategia de recuperación económica, basta con que renuncien a los estímulos europeos adoptados en la lucha contra el COVID-19 y que pueden canalizarse a través del Pacto Verde Europeo.

Clima y pandemia

Retomando la reflexión inicial sobre las previsiones para 2020 en materia de clima,38 es preciso resaltar que con la pandemia de COVID-19 se acentúan las dificultades en el proceso de gobernanza climática global y se hace más necesario que nunca, si cabe, escuchar a la ciencia. Tanto la pandemia causada por el coronavirus como la emergencia climática son crónicas de crisis anunciadas, y los paralelismos comienzan a resaltarse en círculos académicos. Si bien tienen plazos de “incubación” muy distintos, días o semanas en el caso del coronavirus y siglos en el caso del cambio climático, ambas crisis ilustran el problema del crecimiento (de los contagios y de las emisiones) frente a unos medios (sanitarios o planetarios) limitados.39 Además, su resolución pasa inexorablemente por seguir las recomendaciones científicas, a las que estamos haciendo caso tarde en el caso del coronavirus y que hemos ignorado en gran medida respecto al cambio climático.

En 2007 Chen et al.40 ya indicaban que los hábitos de consumo de especies exóticas eran una “bomba de relojería” que podía provocar una pandemia y que debíamos estar preparados. En 2020, el análisis de riesgos el Foro Económico Mundial situaba las enfermedades infecciosas como el décimo riesgo a nivel global en términos de impacto, subrayando que ningún país del mundo estaba bien preparado para enfrentarse a una pandemia como la que estamos sufriendo. Parece claro que la ventana de la prevención se ha cerrado y que la respuesta, que debiera ser global y simultánea, se está forjando en un momento de individualismo diacrónico.

Figura 5. Mapa de riesgos globales, 2020
Figura 5. Mapa de riesgos globales, 2020. Fuente: Foro Económico Mundial (2020)

La ciencia del clima, por su parte, lleva informando sobre las causas, las consecuencias y las políticas para limitar los peores impactos del cambio climático al menos desde que en 1988 se creara el Panel Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático, (IPCC en su acrónimo inglés). Sabemos, gracias al quinto informe del IPCC que el cambio climático está ocurriendo, que hay un componente antropogénico claro y que tanto los ecosistemas como nuestras sociedades están sufriendo los impactos del cambio del clima. Sabemos, además, que la acción global para frenar el cambio climático es claramente insuficiente para evitar sus impactos más severos.

Así, a principios de marzo de 2020 la Organización Meteorológica Mundial indicaba que las concentraciones de gases de efecto invernadero alcanzaron niveles récord en 2019 (con el CO2, por ejemplo, en 407,8 ppm). Indicaba también que desde la Revolución Industrial la temperatura media global ha aumentado en 1,1ºC (+/-0,1ºC), que la última década ha sido la más cálida desde que existen registros, y que el nivel medio global del mar es el más alto desde que existen registros de altimetría precisos.41 Por último, si bien 2019 fue un año de menos incendios en EEUU (a excepción de California y Alaska), hubo países y regiones que sufrieron incendios de duración e impactos muy significativos, como Australia, Brasil (Amazonas), Rusia (Siberia) e Indonesia. Si bien estos datos son más recientes que los aportados a principios de año, el mensaje sigue siendo el mismo: las emisiones y sus impactos siguen aumentando mientras ignoramos las advertencias de la ciencia.

En relación con el impacto del coronavirus en el cambio climático y en la contaminación del aire, la revista Nature publicaba recientemente un artículo en el que se indicaba que las medidas para parar la pandemia han reducido temporalmente las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación del aire,42 que debilita el sistema respiratorio que ataca el coronavirus. No obstante, la reanudación de la actividad productiva y la potencial vuelta a los patrones de consumo pre-coronavirus limitarán previsiblemente este respiro temporal al clima.

Respecto a los efectos de la pandemia de COVID-19 y de las medidas de distanciamiento social sobre las respuestas al cambio climático, destacan las siguientes: el impacto sobre el proceso de negociaciones climáticas preparatorias y durante la COP 26 de Glasgow, así como el impacto sobre la cumbre de biodiversidad (COP 15) de Kunming, China; y el impacto en el desarrollo de las herramientas de implementación del Acuerdo de París, es decir, en la legislación climática. En el análisis sobre lo que podía esperarse de 2020, en el ámbito climático43 se destacaba que éste es un año para el compromiso y la ambición. La labor de la diplomacia climática y el impulso político resultan clave. Las Contribuciones Determinadas a nivel Nacional (Nationally Determined Contributions, NDCs) deben ser más ambiciosas que las presentadas en 2015 y las estrategias a largo plazo que nos comprometimos a presentar en 2020 deben conducirnos hacia la neutralidad climática.

Como no podía ser de otra manera, la pandemia causada por el coronavirus acapara la atención de los gobiernos. En Italia, que este año está al frente de la pre-COP, la situación es dramática y monopoliza la agenda política. En el Reino Unido, la anterior presidenta de la COP, Claire Perry O’Neill, fue relevada de manera fulminante y su sustituto, Alok Sharma, tenía todavía pendiente a principios de marzo la organización de las acciones y de la agenda para la cita climática más importante desde París.44 Además, las restricciones a los viajes internacionales limitan necesariamente dicha labor diplomática. Aunque parte de esta labor diplomática se está llevando a cabo a distancia, la presión de las distancias cortas que permiten las citas presenciales se diluye en los encuentros telemáticos.

Por otro lado, la retirada anunciada de Trump del Acuerdo de París proporcionaba una oportunidad singular a China para hacerse, al menos en parte, con un liderazgo climático que se encuentra fragmentado. La pandemia de COVID-19 limitará probablemente el apetito de liderazgo chino debido a la lenta recuperación tras la crisis del coronavirus, con una tasa de crecimiento del PIB en 2020 que, aun siendo positiva, no se espera que alcance el objetivo del 6.5% incluido en su XIII Plan Quinquenal. Adicionalmente, un buen número de reuniones preparatorias para la COP 15 sobre biodiversidad que se celebra en China se han pospuesto45 y la COP 26 de Glasgow podría correr la misma suerte.46 El coronavirus también trae malas noticias para las negociaciones ambientales internacionales en 2020.

La UE, por su parte, envió a principios de marzo a la Secretaría de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) la comunicación sobre su estrategia de descarbonización a largo plazo. Según ésta, la UE se compromete a alcanzar la neutralidad climática en cumplimiento de los compromisos del Acuerdo de París.47 Además, la Comisión Europea presentó, también a principios de marzo, su propuesta para la llamada Ley climática europea48 como elemento esencial del Pacto Verde Europeo. Si queremos atender al mandato de la ciencia hay un elemento esencial que requiere atención urgente. A pesar de la insistencia por parte de la Comisión relativa a su independencia al proponer legislación basándose en la ciencia, su actual propuesta adolece de uno de los elementos clave de la arquitectura institucional para asegurar una regulación climática robusta: no incluye un comité científico independiente que proponga objetivos de reducción de emisiones de manera regular, que presente sus resultados al Parlamento y al Consejo, que evalúe el progreso logrado y al cual responda la Comisión.

Aunque en el artículo 7 la propuesta de la Comisión indica que basará sus evaluaciones en la mejor información científica disponible, incluyendo los informes del IPCC, se podría argumentar que no hay una institución verdaderamente independiente que cumpla las funciones de un comité de cambio climático. Tampoco requiere que los Estados miembros dispongan de dicho comité, aun cuando muchos países han desarrollado esta institución o están pensando hacerlo.49 Este requerimiento podría anclar la ciencia en el corazón de su política climática. Además, el artículo 7 indica que la CE basará sus evaluaciones en la información proveniente de otras fuentes (la Agencia Ambiental Europea, las estadísticas europeas u otra información proporcionada por los Estados miembros) sin que se determine cómo se articulará la coordinación entre instituciones para el análisis de dicha información. Esta es una debilidad sustancial de la propuesta de la llamada Ley climática europea. Si algo nos enseña la crisis del coronavirus es que cuando estamos enfrentándonos a los límites de un sistema, no escuchar a la ciencia y guiarnos por el dictamen de la realpolitik puede tener consecuencias muy dolorosas.

En España, la declaración del estado de alarma también centra la atención y la acción del Gobierno. Se han paralizado procesos como el de información pública del Estudio Ambiental Estratégico del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima 2021-2030.50 Es posible que se retrasen además la adopción de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética, así como la presentación de la Estrategia a Largo Plazo para una Economía Española Moderna, Competitiva y Climáticamente Neutra en 2050. En concordancia con lo ya apuntado, es necesario reiterar la necesidad de dotar a España de un comité científico independiente. Siguiendo las mejores prácticas, por ejemplo del Reino Unido, dicho comité propondría objetivos intermedios de reducción de emisiones entre 2030 y 2050, evaluaría la evolución de los objetivos de mitigación, adaptación, y financiación, y asistiría a las Comunidades Autónomas en el desarrollo y evaluación de su planes de acción frente al cambio climático. Dicho comité científico podría mejorar el proceso de toma de decisiones del gobierno actual (y de los futuros), requiriendo respuestas motivadas a los informes de evaluación, proporcionando consistencia a las políticas gubernamentales, ayudando a avanzar en la integración de la política ambiental o mainstreaming, y ayudando a mejorar la transparencia y la legitimidad de las decisiones. Todo ello podría contribuir a elevar el debate público, respondiendo a la emergencia climática desde el conocimiento revisado por pares.51

Conclusiones

Aunque resulta complicado elaborar conclusiones y recomendaciones claras en el período de incertidumbre radical en que nos encontramos, pueden plantearse las siguientes.

Respecto al mercado del petróleo, y en menor medida del gas, el impacto del rápido colapso de la demanda causado por el coronavirus se ha visto amplificado por la guerra de precios entre Rusia y Arabia Saudí. La abrupta caída de los precios del crudo ha sacudido las cotizaciones del sector y las primas de riesgo de los países productores, aumentando el riesgo de inestabilidad sociopolítica en aquellos que se encuentran en una situación más difícil, como Angola, Argelia, Ecuador, Irak, Irán, Libia, Nigeria y Venezuela, entre otros. Hasta que la crisis sanitaria quede controlada, el choque de demanda seguirá determinando la dinámica de los mercados del gas y el petróleo, y con ella la evolución económica y política de los países productores.

En relación con el impacto de la pandemia de COVID-19 sobre la transición energética y el Pacto Verde Europeo, se concluye que, lejos de constituir un revés, ofrece una oportunidad para intensificar los esfuerzos en ambos ámbitos. Una de las medidas de estímulo económico más claras que se puedan adoptar hoy en Europa es acelerar la transición energética con un impulso adicional al Pacto Verde. Sus efectos positivos sobre la actividad pueden hacerse sentir a corto plazo, pero también prolongarse en el futuro con un cambio del modelo energético europeo. Aquellos Estados miembros de la UE que no quieran participar en esta estrategia económica contra los efectos del coronavirus pueden sencillamente renunciar a los estímulos canalizados a través del Pacto Verde.

Finalmente, el coronavirus ha irrumpido en el proceso de gobernanza climática en un momento crítico. La ciencia llama a aumentar la ambición, pero la atención política estará centrada a corto plazo en luchar contra la pandemia. Además, se pierde el face-to-face buzz de la diplomacia climática en 2020 y se retrasan citas importantes. Sin embargo, esta menor visibilidad del clima en la agenda política podría usarse para robustecer la legislación climática, de la UE y España, incluyendo comités científicos de cambio climático a los que tengan que someterse los gobiernos. Las reducciones temporales en las emisiones de gases de efecto invernadero y en la contaminación del aire no deben hacernos pensar que solucionaremos el cambio climático sin cambiar nuestro modelo de desarrollo y forma de vida. Si seguimos ignorando las advertencias de la ciencia del clima, como hemos ignorado hasta la fecha las de prepararnos para una pandemia, lo haremos poniendo en peligro nuestro bienestar y desarrollo, así como los de generaciones venideras.

Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano y profesor titular de Política Económica en el Departamento de Economía Aplicada de la Universidad Nacional de Educación a Distancia (UNED) | @g_escribano

Lara Lázaro Touza
Investigadora principal del Real Instituto Elcano y profesora de Teoría Económica en el Colegio Universitario Cardenal Cisneros (adscrito a la Universidad Complutense de Madrid) | @lazarotouza


1 Federico Steinberg (2020), “Liderzago y cooperación ante la incertidumbre radical”, 19/III/2020.

2 Gonzalo Escribano (2020), “Conjeturas energéticas para 2020: geopolíticas del petróleo, el gas y el Pacto Verde Europeo”, ARI, nº 7/2020, Real Instituto Elcano, 27/I/2020; Lara Lázaro Touza (2020), “Cambio climático 2020: ciencia, tras el maratón COP 25, el Pacto Verde Europeo y legislación climática en España”, ARI, nº 14/2020, Real Instituto Elcano, 24/II/2020.

3 La primera parte de este epígrafe, dedicada a la guerra de precios del petróleo, actualiza y desarrolla el post “El coronavirus pone fin al idilio petrolero entre Rusia y Arabia Saudí con una guerra de precios”, Blog Elcano, 10/III/2020, y el artículo para Expansión, “Perdedores, ganadores y daños del pulso petrolero Rusia-Arabia Saudí”, 12/III/2020.

4 US EIA (2020), “Short-term energy outlook”, 14/I/2020.

US EIA (2020), “Short-term energy outlook”, 11/III/2020.

7 Bloomberg (2020), “Oil demand catastrophe is making the price war a sideshow”, 20/III/2020.

8 Amy M. Jaffey Gabriela Hasaj (2020), “Oil price war: is US shale the first to blink?”, Blog Post, Council on Foreign Relations, 19/III/2020.

10 Tsvetana Paraskova (2020), “OPEC+ scraps meeting as oil war heats up”, Oilprice.com, 16/III/2020.

11 Jason Bordoff (2020), “Why this oil crash is different”, Foreign Policy, 9/III/2020.

14 Wall Street Journal (2020), “US considers intervention in Saudi-Russia oil standoff”, 19/III/2020.

15 Haaretz (2020), “Israel needs to let go of the natural gas fantasy”, 12/III/2020.

16 Roy Manuell (2020), “Clean energy transition will take coronavirus hit”, ICIS VIEW, 18/III/2020.

17 J. Temple (2020), “Why the coronavirus outbreak is terrible news for climate change”, MIT Technology Review, 9/III/2020.

18 Nótese que es prematuro en este momento anticipar el impacto sobre el crecimiento y el empleo de la crisis del coronavirus. En España, las primeras estimaciones del Banco de España podrían estar disponibles en abril. En relación con el impacto sobre el coche eléctrico, véase L. Millán Lombrana, J. Shankleman y A. Rathi (2020), “An economic crash will slow down the electric vehicle revolution… but not for long”, Bloomberg Green, 17/III/2020.

19 E. Ontiveros (2020), “Píldora de actualidad COVID19 – El impacto del COVID19 en la economía mundial y en la economía española”, Analistas Financieros Internacionales, 19/III/2020.

20 EC (2019), “Special eurobarometer 490”, Climate Change; W. Poortinga et al. (2018), “European Attitudes to Climate Change and Energy: Topline Results from Round 8 of the European Social Survey”, ESS.

21 Lara Lázaro Touza, Carmen González Enríquez y Gonzalo Escribano (2019), “Los españoles ante el cambio climático”, encuesta del Real Instituto Elcano, 24/IX/2019.

22 Doug Morrow y Kaili Ma (2020), “Coronavirus, oil prices and ESG: three takeaways for investors”, Sustainalytics, 12/III/2020.

23 Wataru Matsumura y Zakia Adam (2019), “Fossil fuel consumption subsidies bounced back strongly in 2018”, IEA Commentary, 13/VI/2019.

24 EU Technical Expert Group on Sustainable Finance (2020), “Taxonomy: final report of the Technical Expert Group on Sustainable Finance”, marzo.

25 Daniel Cohan (2020), “Coronavirus crisis opens new paths toward clean energy”, The Hill, 15/III/2020.

26 David Vetter (2020), “How coronavirus makes the case for renewable energy”, Forbes, 13/III/2020.

27 Karl-Erik Stromsta (2020), “For wind and solar sectors, biggest coronavirus risk may be a damaged economy”, GTM, 15/III/2020.

28 Maria Demertzis, André Sapir, Simone Tagliapietra y Guntram B. Wolf (2020), “An effective economic response to the coronavirus in Europe”, Bruegel Policy Contribution, nº 6, marzo.

29 N. Cass y J. Faulconbridge (2016), Commuting practices: new insights into modal shift from theories of social practice, Transport Policy, nº 45, pp. 1-14.

30 M. Storper y A.J. Venables (2004), “Buzz: face-to-face contact and the urban economy”, Journal of Economic Geography, vol. 4, nº 4, pp. 351-370.

32 Mariana Mazzucato (2020), “The COVID-19 crisis is a chance to do capitalism differently”, The Guardian, 18/III/2020.

33 Fatih Birol (2020), “Put clean energy at the heart of stimulus plans to counter the coronavirus crisis”, IEA Commentary, 14/III/2020.

34 Nathalie Tocci (2020), “International order and the European project in times of COVID19”, IAI Commentaries, 20/III/2020.

35 Brad Plumer y Henry Fountain (2020), “Coronavirus and climate change”, The New York Times, 11/III/2020.

36 Michal Meidan (2020), “Geopolitical shifts and China’s energy policy priorities”, OIES Comment, marzo.

Euractiv (2020), “Czech PM urges EU to ditch Green Deal amid virus”, 17/III/2020.

38 Lara Lázaro Touza (2020), “Cambio climático 2020: ciencia, tras el maratón COP 25, el Pacto Verde Europeo y legislación climática en España”, ARI, nº 14/2020, Real Instituto Elcano, 24/II/2020.

39 B. Gardnier (2020), Coronavirus holds key lessons on how to fight climate change, Yale Environment360, 23/III/2020.

40 V.C.C. Cheng, Susanna K.P. Lau, Patrick C.Y. Woo y Kwok Yung Yuen (2007), “Severe acute respiratory syndrome coronavirus as an agent of emerging and reemerging infection”, Clinical Microbiology Review, vol. 20, nº 4 0893-8512, pp. 660-694.

42 Callaway et al. (2020), “The coronavirus pandemic in five powerful charts”, Nature, 19/III/2020.

43 L. Lázaro Touza (2020), “Cambio climático 2020: ciencia, tras el maratón COP 25, el Pacto Verde Europeo y legislación climática en España”, ARI, nº 14/2020, Real Instituto Elcano, 24/II/2020.

44 F. Harvey (2020), “Vital Cop26 climate talks could be derailed by coronavirus”, The Guardian, 2/III/2020.

45 Convention on Biological Diversity (2020), Process and meetings.

46 J. Pickard, C. Giles y C. Hodgson (2020), “Travel clampdown threatens Glasgow climate summit”, Financial Times, 18/III/2020.

48 EC (2020), “Proposal for a REGULATION OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulation (EU) 2018/1999 (European Climate Law)”, COM(2020) 80 final, 2020/0036 (COD). Hay que tener en cuenta que está abierto el proceso de consulta pública para dicha Ley, que finaliza el 1/V/2020.

49 M. Duwe (2020), “Climate laws in Europe. Good practices in net-zero management”, Ecologic, febrero.

51 S. Fankhauser, A. Averchenkova y J. Finnegan (2018), “10 years of the UK Climate Change Act”, Grantham Research Institute, London School of Economics and Political Science.

]]>
<![CDATA[ Conjeturas energéticas para 2020: geopolíticas del petróleo, el gas y el Pacto Verde Europeo ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari7-2020-escribano-conjeturas-energeticas-para-2020-geopoliticas-petroleo-gas-y-pacto-verde-europeo 2020-01-27T02:11:06Z

¿Qué se puede conjeturar acerca del sector energético para 2020 en clave europea y española?

]]>
Tema

¿Qué se puede conjeturar acerca del sector energético para 2020 en clave europea y española?

Resumen

El año 2020 estará marcado por el impacto sobre los precios del petróleo de la escalada entre EEUU e Irán, aunque también se prevén novedades importantes en la producción de gas y petróleo no convencional de EEUU, el comienzo de la producción de petróleo en Guyana, la política energética argelina, el futuro petrolero de Libia y el del gas del Mediterráneo Oriental. Pero pese a la proliferación de expectativas sobre los productores de gas y petróleo, en Europa el año vendrá marcado por el desarrollo del Pacto Verde Europeo y su plena integración, por primera vez, en la agenda geopolítica europea.

Análisis

La geopolítica de la energía promete un año 2020 repleto de incertidumbres y con numerosos focos de interés que mantendrán la atención de los mercados. Como viene ocurriendo en los últimos años, el ámbito energético concentra una parte importante de las preocupaciones globales. De los 10 conflictos a seguir en 2020 identificados por el International Crisis Group, la mitad tienen componentes y/o implicaciones energéticas: Yemen, Libia, EEUU - Irán - Golfo Pérsico, Venezuela y Ucrania.1 Eurasia Group selecciona 11 riesgos principales, de los cuales cinco tienen una dimensión energética directa: el cambio climático, el crescendo chií, y la inestabilidad política en América Latina, Turquía y la mayoría de los países incluidos en lo que denomina el nuevo “eje del mal” (Irán, Venezuela, Siria y Corea del Norte).2

A más largo plazo, el panorama de riesgos parece concentrarse en el impacto del cambio climático . Por primera vez, el Global Risks Report 2020 del World Economic Forum está dominado por el cambio climático. Las cinco primeras posiciones de su listado de riesgos a largo plazo están ocupadas por los eventos meteorológicos extremos, el fracaso de la acción climática, los desastres naturales, la pérdida de biodiversidad y los desastres ambientales. Entre los riesgos a corto plazo, el informe cita las olas de calor extremo, la destrucción de los ecosistemas, los incendios descontrolados y el impacto de la contaminación sobre la salud.3 Dado que la creciente relevancia del cambio climático requiere de un análisis diferenciado, este ARI se centra sobre las tendencias previsibles en materia de geopolítica de la energía.

El principal elemento de tensión será sin duda el recorrido de la escalada entre EEUU e Irán, y cómo afectará a los precios del petróleo y los equilibrios geopolíticos. Pero 2020 tiene otras citas importantes como la evolución de la producción de gas y petróleo no convencional en EEUU, la incorporación de Guyana al reducido grupo de grandes productores mundiales de petróleo, la evolución de la política energética argelina, el futuro petrolero de Libia y, cada vez más relacionado con éste, el del gas del Mediterráneo Oriental. Finalmente, en perspectiva europea, el elemento clave consistirá en el recorrido que finalmente tenga el Pacto Verde Europeo y sus implicaciones geopolíticas, con lo que la transición energética entrará por primera vez en la agenda exterior de la UE al mismo nivel que las preocupaciones relativas al régimen fósil.

Geopolítica y precios del petróleo

Como en años anteriores , nuestra conjetura de precios para 2020 sigue las previsiones de la US Energy Information Administration (US EIA), que acaban de ser revisadas al alza un 7% para el Brent, situándose en una media anual de 65 dólares por barril.4 Tras el aumento de las tensiones entre EEUU e Irán, algunos analistas han subido moderadamente sus previsiones, caso de Morgan Stanley (de 60 a 65 dólares) o Citibank (de 56 a 61), mientras que JP Morgan la ha mantenido en los 64,5. Evidentemente, los efectos sobre los precios dependerán en buena medida de la evolución de las tensiones en el Golfo Pérsico, pero nuestra conjetura es que, salvo que se produzca una espiral de represalias que afecte directamente y de manera significativa a los suministros de la región, los precios se mantendrán en el intervalo de 60 y 80 dólares por barril que vienen tanteando en los últimos dos años, replicando a corto plazo la volatilidad de los acontecimientos geopolíticos.5

Aunque una crisis EEUU-Irán que lleve a una subida de los precios por encima de dicho rango no puede descartarse, los escenarios más extremos parecen, por el momento, relativamente poco probables.6 Por consideraciones estratégicas y económicas, el cierre del estrecho de Ormuz no parece estar en el interés de Irán. Estratégicamente alienaría a China, uno de sus escasos clientes, y desencadenaría una respuesta militar fulminante por parte de EEUU. Por otro lado, la degradada situación económica de Irán, que ha perdido un 9,5% del PIB en 2019, no le permite poner en riesgo sus menguadas exportaciones petroleras, única fuente de ingresos que le queda. Además, la reacción de otros actores podría compensar una perturbación temporal grave en el suministro. La Agencia Internacional de la Energía podría liberar reservas estratégicas y la OPEP+ (la OPEP junto a otros productores, básicamente Rusia) reducir el recorte de 1,7 millones de barriles diarios acordado a finales de 2019.

Pero quizá el elemento principal para la tranquilidad consista en que los mercados ya descuentan una prima de riesgo geopolítico sustancial.7 En consecuencia, sólo parecen dispuestos a cotizar crisis mayores que se traduzcan en pérdidas de producción o interrupciones de suministro sustanciales, como ocurrió el pasado septiembre con los ataques a las instalaciones petroleras saudíes . Al igual que entonces, los precios subieron con fuerza tras el asesinato de Soleimani y los posteriores ataques iraníes a bases iraquíes, para volver a caer cuando se comprobó que las infraestructuras y los corredores energéticos no se verían afectados. Además de una crisis mayor que afecte a los suministros de Oriente Medio, el riesgo latente es que una crisis más o menos controlada en el Golfo coincida con algún acontecimiento inesperado en otros productores. En ese caso, los grandes suministradores de Oriente Medio, en especial Arabia Saudí, no serían capaces de compensar las eventuales pérdidas de suministro y los mercados probablemente reaccionarían con fuertes subidas al alza. Por eso es importante seguir la evolución de los acontecimientos en otros países, tanto para ponderar riesgos adicionales como posibles vías de compensación.

Los dos principales elementos de equilibrio del mercado son Rusia y EEUU. El compromiso de Rusia con los recortes acordados en el seno de la OPEP+ lleva tiempo debilitándose, pues sus nuevos proyectos petroleros y las estrategias de sus compañías parecen cada vez más incompatibles con las cuotas asignadas.8 Parece previsible que Rusia vaya saliendo gradualmente del acuerdo de recorte de producción alcanzado, ya con cierta dificultad, por la OPEP+. En caso de que los precios se dispararan por el tensionamiento de la oferta, la presión de las compañías rusas para incumplir sus cuotas aumentaría en paralelo a los precios. El segundo vector de reequilibrio del mercado es la producción de petróleo no convencional de EEUU . La subida de precios prevista por la US EIA conlleva un aumento de casi el 1% en sus previsiones de producción para EEUU frente a las previsiones previas, alcanzando los 13,3 millones de barriles diarios (mbd) en 2020 (1,1 mbd más que en 2019) y retrasando la moderación en el crecimiento de la producción a 2021 (13,7 mbd).9 Es decir, cualquier subida de precios supondría una respuesta a corto plazo por parte de los productores estadounidenses de petróleo no convencional.

La propia OPEP prevé que 2020 traiga noticias positivas en términos de una mayor producción en Noruega, México y Guyana.10 La gran novedad de 2020 será, probablemente, los 120,000 barriles diarios que Exxon espera producir en Guyana, a los que pueden seguir otros 200.000 a partir de 2022 y nuevos barriles de otros proyectos en curso, entre los que se incluye uno de Repsol.11 El descubrimiento ha despertado el apetito por explorar en la vecina Surinam, aunque también los recelos acerca de la actitud de Venezuela, que mantiene demandas territoriales sobre dos terceras partes del territorio de Guyana, incluyendo la Zona Económica Exclusiva en que se encuentran los yacimientos offshore de Exxon. No obstante, no parece que Venezuela esté en condiciones de desafiar los intereses estadounidenses en Guyana, y aún menos los chinos, representados por la participación de CNOOC en los campos operados por Exxon.

Por ello, la principal incertidumbre sobre la evolución de la producción petrolera de Guyana está en el marco institucional (contratos, licencias, política energética y medidas de transparencia) con que se dote el país tras las elecciones previstas para marzo de este año. Por el momento, Guyana ha intentado escapar de la maldición de los recursos con tres medidas: (1) solicitando la adhesión a la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en inglés); (2) la creación de un fondo petrolero; y (3) la adopción de una estrategia de desarrollo sostenible a financiar por los ingresos petroleros que permita paliar los problemas medioambientales del país y generar la actividad económica y el empleo que el sector petrolero no puede inducir directamente.12 La relevancia de Guyana, por tanto, no radica tanto en la cantidad de barriles que aporte sino en la esperanza de que pueda constituir una ruptura con la maldición de los recursos que hasta la fecha ha supuesto el descubrimiento de petróleo en los países en desarrollo.

Pero la escena internacional no sólo promete aumentos de producción. Quizá la mayor incógnita, como viene sucediendo desde hace años, esté en Libia, convertida en escenario de confrontación de potencias extranjeras.13 Los acontecimientos vienen acelerándose en el país tras el acuerdo alcanzado con Turquía sobre la delimitación de sus respectivas Zonas Económicas Exclusivas, el fracaso del alto el fuego mediado por Rusia y los modestos resultados alcanzados en la Conferencia de Berlín convocada por la diplomacia alemana a principios de año. A mediados de enero algunas tribus amenazaron con cerrar las instalaciones petroleras en protesta por el pago de dinero libio a mercenarios sirios, en los días previos a la conferencia de Berlín convocada por Alemania la producción petrolera libia había caído a la mitad, y tras la misma se ha ampliado el cierre de instalaciones. En 2020 se verá si Haftar consigue hacerse no sólo con el control de la mayor parte de campos petroleros, sino también con el de la compañía petrolera libia y el banco central del país y, por tanto, con la totalidad de los recursos del país.14 Sin embargo, como muestra de que los mercados ya descuentan estos incidentes geopolíticos, la pérdida de la producción libia, que en 2011 desató una fuerte subida de precios obligando a la Agencia Internacional de la Energía a liberar reservas estratégicas, esta vez apenas supuso un leve incremento de los precios revertido en pocas horas.

Tensiones gasistas en el Mediterráneo

En clave española, el foco de la geopolítica del gas recae en la evolución de la política energética de Argelia durante 2020. Políticamente, 2019 quedó marcado por la retirada de Bouteflika y la elección de un nuevo presidente en unas elecciones pospuestas y contestadas que no han conseguido acabar con las protestas de la población. Desde la perspectiva energética, además de las incertidumbres económicas y sociales propias de una situación política difícil , los dos acontecimientos clave fueron la destitución del presidente de Sonatrach, la compañía nacional de hidrocarburos, y la aprobación de la muy esperada nueva Ley de Hidrocarburos.

Antes de ser cesado en abril entre acusaciones de corrupción, Abdelmoumen Ould Kaddour había iniciado una reforma de Sonatrach , encauzó los conflictos con las compañías internacionales y presionó para reducir la burocratización de los procesos en el sector energético y la adopción de una política energética más abierta. Su objetivo era atraer la inversión necesaria para evitar un declive de la producción gasista del país en los próximos años, despolitizando la política energética argelina y la propia Sonatrach. Su salida fue interpretada como una mala noticia por las compañías internacionales, preocupadas por un retorno a la parálisis y la deriva nacionalista de la política energética del país. En ausencia de un gobierno fuerte legitimado para adoptar medidas impopulares de reforma energética, parecía imponerse el escenario de “continuidad deteriorada” descrito en el documento del año pasado.15 Quizá el peor resultado de la patrimonialización de los recursos energéticos por parte de las elites argelinas es que han contaminado cualquier esfuerzo para la necesaria reforma del sector, que tiende a ser interpretado por la población como una renovación de la estrategia de captura de rentas de los últimos años.

Especialmente complicada en un contexto de inestabilidad política e interinidad gubernamental parecía la aprobación de la nueva Ley de Hidrocarburos, que llevaba en ciernes varios años bajo un contexto mucho más propicio. Sin embargo, el pasado noviembre, un mes antes de la elección como nuevo presidente de Abdelmadjid Tebboune, el parlamento la aprobó aceleradamente en medio de protestas tanto por parte de los seguidores del hirak (el movimiento popular de protesta argelino) como de la antigua cúpula de Sonatrach. Ambos criticaron la aprobación de una legislación fundamental para el país sin apenas debate, público ni parlamentario, por un gobierno y un parlamento carentes de legitimidad, inmediatamente antes de las elecciones presidenciales. El Ministerio de Energía (cuyo titular no ha cambiado en el gobierno Tebboune) y la propia Sonatrach respondieron que era urgente afrontar la drástica reducción del interés de las compañías internacionales por asociarse con Sonatrach en un contexto de “oferta abundante, bajos precios y la introducción de las renovables”, que ha hecho que las exportaciones por gasoducto hacia Europa caigan en 2019 cerca de un 40%.16

La legislación fue publicada a principios de enero y su aplicación marcará la política energética argelina en 2020. Pese a las protestas populares por abrir supuestamente la puerta a una mayor influencia de las compañías extranjeras, en realidad la nueva ley da pasos bastante moderados. Las compañías internacionales vienen demandando desde hace años tres cosas: (1) la posibilidad de controlar los proyectos energéticos con participaciones mayoritarias (la denominada regla 49/51); (2) una mejora de las condiciones fiscales; y (3) la agilización y desburocratización de los proyectos y su contexto institucional. De esos tres puntos, la nueva ley sólo reduce la fiscalidad, se mantiene la regla 49/51, y la agilización de procesos y flexibilización de contratos para afrontar la competencia en los mercados europeos se mantienen como una declaración de intenciones cuya efectividad se verá en 2020. Los precedentes no son prometedores: en los últimos meses, tanto la nueva cúpula de Sonatrach como del Ministerio de Energía mantuvieron su defensa de los contratos de gas take-or-pay ligados al precio del petróleo.17 Para 2020, salvo que se produzca un cambio sustancial en la política energética argelina que desafíe tanto al statu quo como a las presiones populares, lo previsible es que la liberalización del sector avance lentamente y se mantenga el escenario de “continuidad deteriorada”, con el consiguiente perjuicio para la producción y las exportaciones de gas de que depende la economía del país.

A la inestabilidad interna se suma el deterioro de la situación de la vecina Libia. En los últimos meses de 2019, la evolución del conflicto libio ha quedado ligada a las incertidumbres sobre el gas del Mediterráneo Oriental, cuya evolución no sólo no está contribuyendo a pacificar la región, sino que está intensificando las tensiones geopolíticas pre-existentes.18 El memorando de entendimiento firmado a finales de 2019 entre Turquía y Libia para demarcar sus zonas marítimas ignora la presencia de Creta y las concesiones chipriotas marca un punto de inflexión en la agresividad turca en la región, y ha sido fuertemente contestado en Atenas, Nicosia y El Cairo. El acoso por parte de Turquía a los buques dedicados a la exploración de gas en los bloques concedidos por Chipre y la exploración ilegal de buques turcos en la demarcación chipriota ha supuesto un duro enfrentamiento con la UE. En el Consejo Europeo de diciembre pasado, Chipre y Grecia pidieron el amparo de la UE, y en las conclusiones se especificó que dicho acuerdo es una amenaza para la estabilidad regional, infringe los derechos de ambos países y contraviene la Convención de Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar.19

Por otro lado, el Foro del Gas del Mediterráneo Oriental (East Med Gas Forum: Egipto, Chipre, Grecia, Israel, Italia, Jordania y Palestina) ha seguido avanzando. En su tercera reunión de principios de 2020 acordó convertirse en una organización internacional basada en El Cairo, en la que Francia ha pedido formar parte y EEUU ha solicitado ser observador. La reunión coincidió con el inicio de las exportaciones de gas de Israel a Egipto, que podrían ser re-exportadas desde las plantas de licuefacción egipcias que han permanecido ociosas estos últimos años con un alto coste para sus propietarios (entre los que está Naturgy, que tiene una participación con ENI en la planta de Damietta).

Se consolida así el aislamiento de Turquía, al que se suma el acuerdo entre Grecia, Israel y Chipre para construir el gasoducto del Mediterráneo Oriental (EastMed pipeline) hasta Grecia pasando por Creta y conectando con la red europea de gasoductos. Se trataría de un gasoducto submarino de casi 2.000km con un coste superior a los 7.000 millones de euros desde los campos de gas offshore de Chipre e Israel hasta Europa, cuya decisión final de inversión (FID) está prevista tomarse antes de 2022. La viabilidad y racionalidad económica del proyecto es muy discutible, teniendo en cuenta la reciente inauguración del TurkStream y la inevitable construcción del controvertido Nord Stream 2.20

A ello se suma el bajo nivel de precios del gas, que en el caso de EEUU han iniciado 2020 en mínimos de 20 años, y la complementariedad de la próxima entrada en funcionamiento de las nuevas plantas de licuefacción estadounidenses y la importante capacidad ociosa de las plantas de regasificación europeas, el grueso de las cuales se encuentra en España. Según la US EIA, la producción de gas natural estadounidense alcanzó un nuevo record en 2019, que volverá a ser superado en 2020 antes de declinar muy ligeramente en 2021, por lo que sus previsiones apuntan a nuevas bajadas de precio en 2020 antes de repuntar levemente en 2021.21 Así, parece difícil que los recursos de gas del Mediterráneo Oriental, caros de extraer y sometidos a incertidumbres geopolíticas crecientes, sean capaces de competir con el gas barato exportado por Rusia y EEUU.

La lógica económica apunta a una vocación regional para el gas del Mediterráneo Oriental , como mucho ser exportado a Europa y otros destinos como Asia desde Egipto por las plantas de licuefacción existentes. El EastMed parece inviable sin apoyo financiero de la UE, el cual resultaría inconsistente con el Acuerdo de París y el objetivo europeo de alcanzar la neutralidad en carbono para 2050. La decisión del pasado noviembre del Banco Europeo de Inversiones de terminar con la financiación de programas de energías fósiles para finales de 2021 ensombrece el futuro de esta infraestructura. 22 En paralelo, el gobierno del Líbano, sometido a una creciente contestación popular, ha pospuesto la fecha límite para participar en la segunda ronda de licencias de exploración de sus recursos gasistas costeros, tras conceder en la primera dos bloques a un consorcio formado por Total, ENI y la rusa Novatek.

La geopolítica del Pacto Verde Europeo

La nueva Comisión ha apostado con fuerza por el Pacto Verde Europeo (European Green Deal), que deberá concretarse en 2020. Además de sus consecuencias energéticas, medioambientales y económicas , el Pacto ha comenzado a mostrar sus implicaciones geopolíticas incluso antes de materializarse. Por ejemplo, la ya mencionada decisión del BEI de dejar de financiar infraestructuras fósiles supone un cambio radical en una escena europea dominada hasta ahora por la geopolítica de los gasoductos y otras infraestructuras petroleras y gasistas: aunque éstas seguirán suponiendo un foco de atención inevitable, la financiación europea dejará de serlo. La Comisión y los gobiernos europeos tienen que plantearse cuáles son esas implicaciones y cómo adaptar su visión de la geopolítica de la energía a las nuevas realidades si no quieren permanecer anclados en una concepción obsoleta e inconsistente con el objetivo de neutralidad climática para 2050.23

La presidencia alemana de la UE de la segunda mitad de 2020 plantea llevar a cabo una reflexión sobre la geopolítica de la transición energética en Europa, lo que supondrá su puesta de largo en la visión estratégica europea. La geopolítica de la transición energética lleva años atrayendo la atención de la comunidad académica y los think tanks, y en 2020 por fin entrará también en la agenda política. Debe distinguirse, además, con claridad de la geopolítica del cambio climático, centrada en los impactos de éste y sus efectos. A efectos expositivos, puede diferenciarse entre las implicaciones de la transición energética europea sobre los actores tradicionales del régimen energético fósil, y las que tiene el despliegue en Europa de las energías renovables.

Europa se encuentra entre los importadores de petróleo que se verán más beneficiados geopolíticamente, junto con China y Japón, pues verán reducida su dependencia energética y cuentan con las empresas y tecnologías que protagonizan la transición energética.24 Respecto al impacto geopolítico de la transición energética europea, Argelia, Rusia, Libia y Egipto se encuentran entre los productores más expuestos.25 Los índices que identifican los perdedores y ganadores geopolíticos de la transición energética recogen entre los ganadores a varios países europeos (incluyendo España), pero también Marruecos, Argentina o Brasil; y perdedores como Argelia, Nigeria, Venezuela, Rusia y los países del Golfo Pérsico.26

Uno de los elementos novedosos es la geopolítica de los precios del carbono. España lo experimentó el año pasado cuando empezó a importar electricidad generada con carbón desde Marruecos. Dado que dicha generación se ve afectada por el precio del carbono fijado por el ETS europeo, España se quejó a la Comisión para recibir protección, ligando este problema al debate más amplio de los ajustes en frontera al precio del carbono (border carbon tax adjustments), un tema controvertido y difícil que no sólo afecta al sector energético. Hay desarrollos que pueden verse muy afectados, como el EuroAsia Interconnector, que pretende conectar Europa con Chipre, y eventualmente Israel, para importar electricidad que puede estar generada con renovables pero que probablemente fuera con el gas del Mediterráneo Oriental; y, en general, las importaciones de electricidad europeas de países que no impongan un precio al carbono. En 2020 deberá clarificarse el debate sobre los ajustes en frontera y la UE tendrá que empezar a decantarse por un arancel al carbono, un impuesto sobre el carbono añadido, o un esquema de subsidios a las empresas que empleen tecnologías limpias.27

También quedó pendiente de la COP25 celebrada en Madrid el cierre del mecanismo de cooperación voluntaria del artículo 6 del Acuerdo de París en materia de emisiones de carbono, que deberá ser abordado en la COP26 de Glasgow. El artículo 6 permite a las partes reducir los costes de cumplir sus compromisos de reducción de emisiones de CO2 tanto mediante el uso de mecanismos de mercado como a través del uso de mecanismos no de mercado. El uso generalizado de los primeros podría contribuir a alcanzar un precio global del carbono. La cooperación internacional para alcanzar esos compromisos podría ahorrar hasta 250.000 millones de dólares anuales en 2030, que invertidos en una reducción más ambiciosa podría facilitar una mitigación adicional cercana a 5 gigatoneladas de CO2.

Un segundo vector consiste en cómo será la geopolítica de una UE en transición energética, primero, y descarbonizada, después. Por ejemplo, en 2020 comenzarán las negociaciones para asignar los fondos europeos de transición justa, en el que España deberá negociar con cuidado para evitar que los países del Este copen las ayudas, y algo semejante ocurrirá con la financiación del Pacto Verde. Pero también hay otras cuestiones en ciernes relevantes para España, como el futuro de las interconexiones eléctricas, clave para reducir el coste de la transición.28 Y habrá que definir si la UE sigue la narrativa de la generación distribuida y la autosuficiencia energética basada en las renovables, la de una comunidad de red compuesta por la integración de sistemas centralizados en toda la UE y algunos de sus vecinos (como Marruecos o Noruega), u opta por un sistema híbrido que combine generación distribuida y centralizada.29 En este campo también será necesario abordar las nuevas vulnerabilidades que puede suponer la transición energética en materia de minerales estratégicos y tecnologías, frecuentemente exageradas.30 Finalmente, la UE deberá reflexionar acerca de la dimensión de política exterior de su Pacto Verde, y en cómo desarrollar una narrativa que permita convertir su modelo de transición energética y de lucha contra el cambio climático en un elemento de proyección de poder blando, empezando por su vecindad para luego extenderlo a nivel global.31

En todo caso, parece claro que 2020 será el año de la integración de la transición energética en la agenda geopolítica europea, tanto en sus aspectos interiores como exteriores. El resultado será una geopolítica de la energía más compleja, en la que se superpondrán muchos temas interrelacionados: el futuro de los suministradores de hidrocarburos, alguno de los cuales tienen una gran relevancia geopolítica para Europa (Rusia, Norte de África y Golfo Pérsico) y España (Argelia, Nigeria y América Latina); el potencial de otros países para acompañar a Europa en dicha transición y suministrarle las tecnologías y los minerales estratégicos que requiere (China, EEUU, Norte de África y América Latina); la geopolítica de la gobernanza del cambio climático y del precio del carbono; y, finalmente y en clave intra-europea, pero no por ello más sencillo ni menos importante, los equilibrios internos en el seno de la UE para redistribuir sus beneficios y sus costes.

Conclusiones

Un año más, el sector energético concentra una parte importante de las preocupaciones estratégicas globales, europeas y españolas. Muchos de los puntos calientes de la agenda internacional tienen implicaciones energéticas, sea en términos de países y regiones (Argelia, EEUU, Guyana, Libia, Irán, Irak, Turquía, Ucrania, Venezuela; Pacto Verde Europeo, Golfo Pérsico, Norte de África y América Latina) o por temáticas (transición energética, cambio climático, crescendo chií e inestabilidad política en productores clave). Este ARI agrupa sus conjeturas para 2020 en tres ejes: (1) la geopolítica de los precios del petróleo; (2) el aumento de las tensiones gasistas en el Mediterráneo; y (3) la nueva geopolítica de la transición energética y el Pacto Verde Europeo.

Respecto a la geopolítica de los precios del petróleo, nuestro horizonte de precios para 2020 sigue las previsiones de la US EIA, que sitúan la media anual del Brent en 65 dólares por barril y están alineadas con el grueso de analistas. Evidentemente, la evolución de los precios dependerá de las tensiones en el Golfo Pérsico, en especial entre EEUU e Irán. La volatilidad de los mercados irá en paralelo a la volatilidad geopolítica de la región, pero nuestra conjetura es que en ausencia de una espiral de represalias que afecte significativamente a los suministros de Oriente Medio, los precios se mantendrán en el rango de 60-80 dólares de los últimos dos años. Los dos principales vectores de equilibrio del mercado serán el menguante compromiso de Rusia con los recortes de la OPEP+ y el aumento continuado de la producción de petróleo no convencional de EEUU. Se esperan buenas noticias procedentes de Guyana y otros productores como Noruega y México, y aunque seguirán pesando los riesgos en Libia y Venezuela éstos parecen ya descontados por los mercados.

Argelia y el Mediterráneo Oriental centrarán el foco europeo en materia de gas natural, una vez que los nuevos gasoductos rusos se han convertido en un hecho consumado (el TurkStream ha sido inaugurado y la entrada en funcionamiento del Nord Stream2 se revela inevitable). La situación política argelina hace que los esfuerzos del nuevo presidente para avanzar en la reforma del sector energético y la efectividad de la esperada nueva Ley de Hidrocarburos tengan resultados inciertos. En ausencia de reformas políticas de calado que doten de legitimidad a las necesarias reformas energéticas, se mantiene el escenario central de “continuidad deteriorada” que entraña un declive a medio plazo de la producción de gas del país con el consiguiente riesgo para su economía y su estabilidad política. La situación de tensión en el Mediterráneo Oriental por la explotación de sus recursos de gas se ha deteriorado fuertemente en los últimos meses, extendiéndose a Libia, y abriéndose paso en la agenda de la política exterior de la UE, que tendrá que tomar decisiones difíciles durante 2020 para contener la agresividad turca.

Finalmente, en 2020 deberá concretarse el contenido del Pacto Verde Europeo y sus implicaciones geopolíticas comenzarán a dejarse sentir con fuerza y a integrarse en la política energética exterior de la UE y de sus Estados miembros para hacerlas consistentes con el objetivo de neutralidad climática para 2050. La reflexión propuesta por la presidencia alemana de la UE de la segunda mitad de 2020 sobre la geopolítica de la transición energética supondrá su puesta de largo en la visión estratégica europea. Tras una década atrayendo la atención académica y de los think tanks, 2020 parece el año en que la geopolítica de la transición energética integrará plenamente las agendas europeas e internacionales de los policy-makers.

Entre los asuntos que entrarán con fuerza estará la geopolítica de los precios del carbono, desde los ajustes del precio del carbono en frontera (aranceles carbono, impuestos sobre el carbón añadido y apoyo a tecnologías limpias) a la cooperación global en materia de comercio de emisiones en la próxima COP26 de Glasgow . Otro de los temas a abordar será cómo afrontar las nuevas vulnerabilidades en materia de minerales estratégicos y tecnologías, así como la manera de recurrir a la transición energética europea como elemento de proyección de poder blando. El resultado será un mapa geopolítico de la energía más complejo, formado por interrelaciones crecientes entre el futuro de los suministradores europeos de energías fósiles, el potencial de otros países para acompañar a Europa en dicha transición y suministrarle las tecnologías y minerales estratégicos que requiere, la gobernanza del cambio climático y del precio del carbono y, finalmente, los equilibrios intra-europeos en el seno de la UE para redistribuir los beneficios y los costes de la neutralidad en carbono a 2050.

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


1 R. Malley (2019), “10 conflicts to watch in 2020”, International Crisis Group, Commentary, 27/XII/2019.

2 I. Bremmer y C. Kupchan (2019), Top Risks 2020 Report, Eurasia Group.

3 WEF (2020), Global Risks Report 2020, enero.

4 US EIA (2020), “Short-term energy outlook”, 14/I/2020.

6 Energy Intelligence (2020), “Iran: gloves off after Soleimani killing”, Memo, 6/I/2020.

7 S. Toy (2020), “Oil traders lose faith in geopolitical rallies,”, The Wall Street Journal, 8/I/2020.

8 La OPEP+ acordó a finales de 2019 prolongar y extender la magnitud de sus recortes de producción.

9 US EIA (2020), op. cit.

10 OPEC (2020), “Monthly oil market report January 2020”, 14/I/2020.

11 H. Vella (2019), “Offshore Guyana: no longer frontier country?”, Offshore Technology, 21/XI/2019.

12 EITI (2020), “Guyana”, 9/I/2020; y A. Holland (2018), “Guyana: building sustainable security”, ASP Report, octubre.

13 F. Wehrey y J. Harchaoui (2020), “How to stop Libya’s collapse: countering warlords, foreign meddlers, and economic malaise”, Foreign Affairs, enero/febrero, 7/I/2020.

14 G. Escribano (2019), “Europa debe evitar que Haftar controle el petróleo de Libia y su Banco Central”, Blog Elcano, 9/V/2019. Véase también el artículo del presidente de la compañía petrolera nacional libia, Mustafa Samalla (2019), “Only a cease-fire will protect Libya’s oil”, Bloomberg, 8/V/2019.

15 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.

16 E. Byrne (2020), “Tentative reform moves could boost Sonatrach”, Petroleum Economist, 13/I/2020.

17 Se trata de contratos muy rígidos que indexan los precios del gas a los del petróleo y que exigen el pago de las cantidades contratadas aunque no haya demanda para las mismas, expulsando el gas argelino del mercado europeo ante las nuevas condiciones de un mercado de Gas Natural Licuado más flexible y de precios bajos.

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; y A. Rubin y E. Eiran 82019), “Regional maritime security in the eastern Mediterranean: expectations and reality”, International Affairs, vol. 95, nº 5, 4/IX/2019.

19 S. Michalopoulos (2019), “Greece seeks EU’s diplomatic shield against Turkey at Council”, EURACTIV.com, 11/XII/2019.

20 G. Escribano, L. Lázaro y E. Lledó (2019), “La influencia de España en el ecosistema europeo de energía y clima”, ARI, nº 87/2019, Real Instituto Elcano, 29/VII/2019.

21 US EIA (2020), op. cit.

22 Banco Europeo de Inversiones (2019), EIB Energy Lending Policy. Supporting the Energy Transformation, 14/XI/2019.

23 G. Escribano, L. Lázaro, Y. Lechón, C. Oltra y R. Sala (2019), “Geopolitical context for CSP in Europe”, MUSTEC Report.

24 T. Van de Graaf (2018), “Battling for a shrinking market: oil producers, the renewables revolution, and the risk of stranded assets”, en D. Scholten (ed.), The Geopolitics of Renewables, Springer, pp. 97-121.

25 T. Sweijs, M. de Ridder, S. de Jong, W. Oosterveld, E. Frinking, W. Auping et al. (2014), “Time to wake up: the geopolitics of Eu 2030 climate and energy policies”, The Hague Centre for Strategic Studies.

26 I. Overland, M. Bazilian, T. Ilimbek, R. Vakulchuk y K. Westphal (2019), “The GeGaLo index: geopolitical gains and losses after energy transition”, Energy Strategy Reviews, nº 26, noviembre.

27 G. Claeys, S. Tagliapietra y G. Zachmann (2019), “How to make the European Green Deal work”, Bruegel Policy Contribution, n˚13, noviembre.

28 Sobre las implicaciones del Pacto Verde Europeo para España y la influencia española en el ecosistema energético europeo véase Escribano, Lázaro et al. (2019), op. cit.

29 Escribano, Lázaro y Lledó (2019), op. cit.

30 Escribano, Lázaro et al. (2019), op. cit.

31 Escribano, G. (2019), “La energía como vector de cooperación y desarrollo sostenible en el Mediterráneo”, Revista de Occidente, nº 461, pp. 23-33.

]]>
<![CDATA[ La ciberseguridad en el sector energético ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari3-2020-ayerbe-la-ciberseguridad-en-el-sector-energetico 2020-01-14T04:10:36Z

Nuestra economía y sociedad dependen del sector energético y debemos asegurar su resiliencia ante incidentes de ciberseguridad.

]]>
Tema

Nuestra economía y sociedad dependen del sector energético y debemos asegurar su resiliencia ante incidentes de ciberseguridad.

Resumen

Las economías desarrolladas dependen para su funcionamiento de la energía en sus diferentes formas. Por este motivo, el objetivo de las infraestructuras energéticas es ofrecer un suministro de energía continuo e ininterrumpido, y esto sólo puede lograrse si la cadena energética, desde la generación al suministro, funciona apropiadamente y de forma segura.

La resiliencia es un reto para cualquier organización, pero, dadas las características del sector de la energía y su importante papel en nuestra economía y sociedad, es de vital importancia la resiliencia del ecosistema energético ante ciberataques.

Análisis

Cuando hablamos de la energía, estamos hablando de la electricidad, el gas y el petróleo, fundamentalmente, y, si hablamos de la distribución de energía, estamos hablando de infraestructuras que ofrecen unos servicios que posibilitan el normal funcionamiento de otras industrias y de la vida ciudadana. No tenemos más que pensar en las redes eléctricas inteligentes (smart grids), que proporcionan suministro eléctrico a infraestructuras pertenecientes a otros sectores, como el de la salud, el transporte, las telecomunicaciones o la banca, entre otros.

Una interrupción del suministro eléctrico puede dejarnos sin luz durante un determinado tiempo, con las consiguientes incomodidades, pero si se alarga la interrupción del servicio puede impactar en servicios ofrecidos por otros sectores. El efecto en cascada puede afectar no sólo a otros sectores, sino también a otras redes e incluso a otros países, dada la interconexión de las redes energéticas. En este efecto en cascada debe resaltarse la estrecha relación de interdependencia que existe entre las smart grids y las redes de telecomunicaciones, ya que, si las smart grids ofrecen a las redes la energía necesaria para su funcionamiento, las redes de telecomunicaciones son también necesarias para el buen funcionamiento de las smart grids, y esta relación será cada vez más dependiente a medida que la tecnología 5G vaya implantándose en el mundo industrial.

A la importancia del sector energético para nuestra economía y sociedad hay que añadir que el mundo de las utilities y de las redes eléctricas se está enfrentando a retos de gran calado, como la descarbonización mediante la reducción al máximo de los combustibles fósiles, la descentralización mediante tecnologías de control descentralizadas y la digitalización en toda la cadena de valor, desde la generación y la distribución hasta llegar al consumidor. La generación renovable y distribuida en baja tensión, la energía solar fotovoltaica, el almacenamiento y el vehículo eléctrico, conectados todos ellos en los puntos de consumo, son auténticas tendencias del sector. A esto hay que añadir el nuevo papel de los consumidores, que ahora no sólo pueden consumir energía, sino también producirla, lo que implica cambios en la relación con las compañías y en el modelo de negocio de las distribuidoras, convirtiéndolas en facilitadores de mercado que explotan la gran cantidad de información de la que disponen y ofrecen nuevos servicios relacionados de alto valor añadido1.

Merece especial atención la integración de los dispositivos inteligentes y la Internet de las Cosas (IoT), ya que el volumen de los dispositivos electrónicos que se integrarán o conectarán a las redes eléctricas inteligentes aumentará exponencialmente en los próximos años. Los vehículos eléctricos, que precisarán equipamiento específico que integrar en la infraestructura, como estaciones y puestos de recarga, y la generación eólica o la distribuida con paneles fotovoltaicos domésticos, entre otros, son algunos ejemplos. Y, ya que la conexión de dispositivos IoT aumentará los riesgos de las smart grids, debemos pensar en cómo considerar su seguridad desde el diseño para evitar ataques masivos desde dispositivos IoT provenientes, por ejemplo, de los sistemas de control de la humedad, el vapor y el aire acondicionado (HVAC) instalados en hogares y organizaciones.

Figura 1. La digitalización acelera la exposición a ciberriesgos
Figura 1. La digitalización acelera la exposición a ciberriesgos. Fuente: Nicolas Richet (CIO-ENTSO-E), “Cybersecurity & Energy in Europe ”, p. 3

Garantizar la resiliencia de las empresas del sector energético ante diferentes tipos de incidentes que puedan producirse, tanto de seguridad física como de ciberseguridad o una combinación de ambos, es fundamental. Las organizaciones de inteligencia estadounidenses incluyeron los ciberataques a su red eléctrica como una de las mayores amenazas a la seguridad nacional a principios del 20193, año en el que estadounidenses y rusos han cruzado acusaciones relacionadas con intentos de hackeo de sus redes eléctricas4, llegando a hablar de iniciar una ciberguerra5. Podríamos pensar que ya estamos en ese tipo de escenario si echamos un vistazo al histórico de ciberataques que se han venido produciendo en los últimos años en sistemas de control industrial del sector energético, según la Figura 2, de Deloitte.

Figura 2. Ciberataques en empresas energéticas
Figura 2. Ciberataques en empresas energéticas. Fuente: Steve Livingston y otros (2019), “Managing Cyber Risk in the electric Power Sector”. Deloitte Insights, 31/I/2019

¿Cuál es la situación en España?

Según un informe del Centro de Ciberseguridad Industrial (CCI) realizado en colaboración con Check Point, los sectores donde se conocen más tipos diferentes de incidentes son la electricidad, el gas y el petróleo (Figuras 3, 4 y 5)6. Por otro lado, un 41% de las organizaciones encuestadas piensan además que en el futuro un número importante de incidentes vendrán de dispositivos IoT comprometidos y, en menor medida, de los ataques multivector y del ransomware de operación.

Figura 3. Tipos de incidentes
Figura 3. Tipos de incidentes
Fuente: CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019.

 

Figura 4. Sistemas afectados por incidentes
Figura 4. Sistemas afectados por incidentes. CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019
Fuente: CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019.

Según dicho informe, casi un 30% de los profesionales encuestados consideran que una de las principales consecuencias de un incidente de ciberseguridad puede ser la pérdida de un servicio esencial, dado que las tecnologías industriales que operan los servicios esenciales no han incorporado requisitos de ciberseguridad, lo que las hace vulnerables a comportamientos no esperados.

Figura 5. Impacto de los incidentes
Figura 5. Impacto de los incidentes. CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019
Fuente: CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019.

¿Están preparadas las empresas del sector para un ciberataque?

El sector energético está expuesto a ciberataques de distinta índole, que van desde el malware a ataques basados en web o de aplicaciones web, ataques de denegación de servicio, patrones estándar de ataques a través de amenazas avanzadas persistentes (APT) o verse envueltos en una guerra híbrida y sufrir ataques patrocinados por Estados. Los ciberatacantes pueden perseguir objetivos como la obtención de dinero mediante su robo, el secuestro de datos o de servicios y la consiguiente petición de rescate, el robo de datos de los clientes, realizar algún tipo de daño a la imagen de la empresa, provocar interrupciones del negocio o del servicio y, en los casos más graves, la destrucción de la infraestructura o la pérdida de vidas humanas. Detrás de los ciberataques nos podemos encontrar con ataques oportunistas provenientes de activistas, script kiddies y cibercriminales deseosos de obtener dinero a través del secuestro o robo de datos y con ataques dirigidos provenientes de Estados nación, trabajadores descontentos o ciberterroristas. Digamos que las empresas del sector energético están expuestas a los ataques habituales de cualquier empresa industrial, a los que debemos añadir, en el caso de las empresas consideradas como infraestructuras esenciales, los posibles ataques nación o terroristas.

Para hacer frente a los ciberataques, estas empresas presentan problemas ligados a la cultura empresarial, dado que la preocupación principal del sector venía siendo la seguridad física de las infraestructuras y la disponibilidad de la red, y la ciberseguridad es un nuevo escenario de juego al que hay que adaptarse. Por otro lado, cuentan con sistemas de control industrial del que, en su mayoría, venían siendo propietarios y fueron diseñados e instalados sin tener en consideración la ciberseguridad y que han pasado de estar aislados a estar conectados. Lo mismo puede decirse de la gran cantidad de aplicaciones legadas instaladas. A esto hay que añadir que la continuidad de las operaciones industriales dificulta la actualización de los sistemas, además de obligar a pasar por nuevas certificaciones en ciertos casos. También hay aspectos organizativos, ya que es posible utilizar sistemas de diferentes empresas como puerta de entrada a los sistemas de control industrial por los canales de comunicación existentes entre diferentes entidades de la empresa.

A esto hay que añadir un confuso escenario legal y la carencia de una regulación europea común y un marco de certificación en ciberseguridad. Aunque se han definido algunos estándares de ciberseguridad para sistemas industriales y de potencia, se echa de menos una regulación unificada y un marco de certificación a nivel europeo para los operadores de red y los proveedores de tecnología que ayude a los operadores a saber qué deben pedir y a los fabricantes qué deben desarrollar. ENISA está trabajando en la definición de una regulación unificada para el sector eléctrico, pero esta debería ser más ágil para acelerar la necesaria armonización a nivel europeo. Además, las empresas del sector energético también se enfrentan a una falta de recursos financieros para abordar la ciberseguridad y una escasez de recursos humanos capacitados en ciberseguridad y, en el caso de las infraestructuras esenciales, pueden llegar a sufrir disputas territoriales.

En este complejo contexto, debemos pensar en los diferentes agentes de la cadena de valor del sector energético, ya que cada uno debe enfocarse hacia la ciberseguridad y privacidad por defecto y desde el diseño teniendo en cuenta sus especiales características y requisitos:

  • Operadores: mejorar la resiliencia de sus instalaciones para que no se produzca una interrupción del servicio o un accidente ante un ciberincidente. Utilizar estándares para la operación, gestión y mantenimiento. Formar a sus empleados en medidas higiénicas de ciberseguridad.
  • Proveedores de equipamiento: proporcionar sistemas hardware, software y empotrados seguros y, a poder ser, certificables. Establecer nuevos procedimientos para la actualización segura de sistemas (gestión del ciclo de vida de equipos seguros). Adaptar/asegurar los sistemas legados.
  • Otros proveedores de equipamiento, como los de vehículo eléctrico y estaciones de recarga o dispositivos IoT plug & play: proporcionar sistemas ciberseguros compatibles.
  • Compañías de ingeniería e integración: utilizar arquitecturas seguras y aplicar estándares.
  • Proveedores de soluciones de ciberseguridad: desarrollar tecnologías y soluciones para la detección temprana de ciberataques y anomalías teniendo en cuenta los requisitos de tiempo real de muchas partes de las instalaciones. Monitorizar y controlar el nivel de seguridad de la red.
  • Consultoras y empresas de servicios de ciberseguridad: apoyar en la aplicación e implantación de políticas y estándares.
  • Entidades de I+D: investigar en nuevas tecnologías como inteligencia artificial, machine learning, deep learning y criptografía avanzada para apoyar el desarrollo de nuevas soluciones para la prevención de ciberincidentes, la detección temprana, la gestión y respuesta ante incidentes y el desarrollo de equipamiento con ciberseguridad y privacidad por defecto y desde el diseño.
Figura 6. Fases para una hoja de ruta de la ciberseguridad
Figura 6. Fases para una hoja de ruta de la ciberseguridad. Fuente: Nicolas Richet (CIO-ENTSO-E), “Cybersecurity & Energy in Europe ”, p. 8.

Por otro lado, la infraestructura es solo una parte del sistema completo. Las personas siguen siendo el eslabón más débil en la cadena de la ciberseguridad. Esto hace que sea necesario concienciar a los empleados en medidas higiénicas de ciberseguridad, pero también a la gran cantidad de personal externo subcontratado que suele trabajar en esas instalaciones. Dada la creciente participación de los consumidores en los nuevos modelos de negocio, también se hace necesaria su formación en ciberseguridad.

El papel de los consumidores

La Organización de Consumidores Europeos (BEUC) en su informe “The Future of Energy Consumers”7 plantea que la relación entre los consumidores y la energía está cambiando drásticamente, ya que podrán elegir el momento de realizar el consumo de una forma más automatizada, participar activamente en el mercado vendiendo su energía y acceder a productos y servicios más sofisticados. Este cambio, en principio beneficioso para los consumidores, supone riesgos asociados con la protección de datos. Por este motivo, desde la organización se plantea la necesidad de seguir criterios de privacidad por defecto y desde el diseño, y que se fijen reglas para el acceso a los datos. También solicitan que todos los proveedores de energía y de servicios sean conformes a la Directiva NIS y que sean considerados por los Estados miembros como operadores de servicios esenciales con independencia de su tamaño.

Si tenemos en cuenta que los datos provenientes de contadores inteligentes, los puntos de recarga del vehículo eléctrico en el hogar u otros productos ligados al consumo en el hogar pueden proporcionar una gran cantidad de información acerca de las preferencias de uso y hábitos de sus usuarios, pudiendo ser utilizados de formar monopolística por algunas empresas de energía, desde BEUC sugieren que la gobernanza de los datos debe estar centrada en el consumidor para evitar la concentración de los datos en unas pocas manos. En cuanto a la utilización de la inteligencia artificial para modificar el modo en el que consumimos energía o en el que funciona el sistema energético, BEUC pide transparencia respecto al funcionamiento de los algoritmos y que las empresas que los utilizan puedan demostrar que han sido diseñados para cumplir con la legislación vigente.

El papel de la Unión Europea en el sector energético

Desde Europa se han planteado diferentes iniciativas relacionadas con el sector energético y que incluyen la ciberseguridad:

  • Cybersecurity Act, que ENISA materializará en diferentes certificaciones.
  • Directiva NIS en su Grupo de Cooperación con Estados Miembros (Work Stream 8 sobre Energía). En España la Directiva NIS ha sido completamente transpuesta en el Real Decreto Ley 12/2018.
  • Intercambio de información a nivel técnico en el grupo de trabajo sobre smart grids del European Energy-Information Sharing & Analysis Centre (EE-ISAC).
  • Regulación sobre la preparación para riesgos eléctricos.
  • Regulación sobre la seguridad del suministro de gas.
  • Acciones de concienciación y de movilización en colaboración con la Red Temática de Protección de Infraestructuras Críticas (TNCEIP) y la Infraestructura Europea de Gas (GIE), involucrada en la construcción de la infraestructura energética europea.
  • Recomendación de la Comisión Europea sobre la ciberseguridad en el sector energético.

Esta última plantea una serie de acciones para considerar las particularidades que presenta el sector de la energía, como los efectos en cascada, los requisitos de tiempo real, que plantean retos para las soluciones estándares de ciberseguridad, y la combinación de tecnología con dispositivos que fueron implementados y puestos en funcionamiento cuando no había requisitos de ciberseguridad o nuevos dispositivos de la IoT que tampoco han sido diseñados o instalados considerando la ciberseguridad, lo que implica retos en cuanto a la gestión del ciclo de vida de los productos e instalaciones. Debemos tener en cuenta que las soluciones de ciberseguridad que se implanten lo harán sobre una infraestructura antigua y geográficamente dispersa con miles de dispositivos legados en un contexto en el que la vida media de los productos se reducirá drásticamente y serán necesarias revisiones continuas de vulnerabilidades que afectarán a la fabricación, la actualización y los procesos de certificación.

Esta misma recomendación insta a los agentes relevantes, como operadores de la red de energía, proveedores tecnológicos y especialmente a los operadores de servicios esenciales, a que tomen las medidas apropiadas en relación con la ciberseguridad en el sector de la energía, recomendando estándares como el ISO/IEC 27001/27019, IEC62443, IEC62351 y ISO/IEC31000. Entre las acciones que considera, cabe mencionar:

Figura 7. Acciones recomendadas por la Comisión Europea
Figura 7. Acciones recomendadas por la Comisión Europea. Fuente: Nicolas Richet (CIO-ENTSO-E), “Cybersecurity & Energy in Europe”

Además de aplicar la recomendación, se está preparando la implementación de los Códigos de Red Europeos (CdR) para la electricidad en cooperación con la Asociación Europea de Transportistas y Operadores del Sistema (ENTSO-E), los distribuidores europeos de energía (EU DSO) y la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (HACER), de acuerdo con la nueva regulación eléctrica publicada en mayo/junio. El art. 59(2) tiene un acto delegado que habla de “reglas específicas del sector para aspectos de ciberseguridad de los flujos de electricidad transfronterizos, incluyendo reglas sobre requisitos comunes mínimos, planificación, monitorización, reporte y gestión de crisis”.

A finales del 2019, ENISA ha organizado un taller para tratar de identificar las necesidades de certificados de ciberseguridad europeos para los productos, procesos y servicios de energía que sean válidos a través de toda la Unión Europea. Muchos aspectos deben tenerse en cuenta a la hora de definir el proceso de certificación para el sector de la energía, pero en cualquiera de los casos tendrá que ser un esquema ágil y que tenga en cuenta las necesidades de actualización de los dispositivos a lo largo de su ciclo de vida.

Conclusiones

El sector energético es fundamental en una economía y sociedad desarrolladas, por lo que debe asegurarse la resiliencia del ecosistema energético ante diferentes tipos de amenazas o accidentes de seguridad, entre los que se cuenta la ciberseguridad.

Al tratarse de un sector en profunda transformación con la digitalización, la IoT y el nuevo papel de los consumidores, es necesario asegurar el buen funcionamiento y la resiliencia de las infraestructuras existentes que puedan considerarse esenciales teniendo en cuenta los equipos y sistemas legados instalados y analizando cómo minimizar los riesgos asociados. Al mismo tiempo, las nuevas instalaciones y equipos que se desarrollen e instalen deberán hacerse bajo principios de ciberseguridad y privacidad desde el diseño y a lo largo de toda la cadena de suministro, así como de su ciclo de vida. En este sentido, es fundamental la definición y seguimiento de estándares claros y de un marco de certificación que aporte seguridad a usuarios, fabricantes y operadores.

Integrar la ciberseguridad y privacidad desde el diseño implica fomentar una cultura de ciberseguridad en las organizaciones, de forma que puedan definir y gestionar políticas de ciberseguridad, capacitar a las personas, adoptar ciclos de vida ciberseguros para el desarrollo de los equipos y pensar en las respuestas ante posibles incidentes. Ante el nuevo papel de los consumidores como generadores de energía, también debemos pensar en qué formación en ciberseguridad pueden llegar a necesitar.
No debemos olvidar considerar la ciberseguridad en las nuevas interrelaciones y dependencias que se irán estableciendo entre los diferentes servicios ligados a la utilización de nuevas tecnologías como la 5G, así como la aplicación responsable de la inteligencia artificial.

Ana I. Ayerbe
Directora del Área de Negocio TRUSTECH de Tecnalia
| @AnaAyerbe


1 Ángel Díaz Gallo (2017), “La digitalización afecta a toda la cadena de valor de la distribución de energía”. INN (Tecnalia), n.º 2, diciembre de 2017.

2 Presentación realizada en el Cybersecurity Day in the Energy Community en Viena (Austria), 11 de abril de 2019.

3 Danny Bradbury (2019), “Electricity Grid Hacking Makes US Top Threat List”, Info Security, 15/II/2019.

4 Andy Greenberg (2019), “The Highly Dangerous ‘Triton’ Hackers Have Probed the US Grid”. Wired, 14/VI/2019.

5 Ivan Nechepurenko (2019), “Kremlim Warns of Cyberwar After Report of U.S. Hacking into Russian Power Grid”. The New York Times, 17/VI/2019. 

6 CCI y Check Point Software Technologies, “Incidentes de Ciberseguridad Industrial en Servicios Esenciales de España”, mayo de 2019.

7 The European Consumer Organization, “The Future of Energy Consumers – Bright or Burdensome?”, 4 de octubre de 2019.

]]>
<![CDATA[ Ecuador y los subsidios a los combustibles ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari110-2019-escribano-ecuador-y-los-subsidios-a-los-combustibles 2019-11-15T03:36:53Z

Las violentas protestas desatadas por la decisión del gobierno ecuatoriano de eliminar los subsidios a la gasolina y el diésel han obligado al presidente Lenín Moreno a derogar la medida y ponen en duda la viabilidad política del acuerdo alcanzado entre el país y los organismos financieros internacionales.

]]>
Tema

Las violentas protestas desatadas por la decisión del gobierno ecuatoriano de eliminar los subsidios a la gasolina y el diésel han obligado al presidente Lenín Moreno a derogar la medida y ponen en duda la viabilidad política del acuerdo alcanzado entre el país y los organismos financieros internacionales.

Resumen

El deterioro de la situación económica heredada de la presidencia de Rafael Correa obligó a su sucesor a buscar la financiación de los organismos financieros internacionales para acometer las reformas necesarias. Uno de los elementos clave consistía en eliminar los subsidios a la gasolina y el diésel introducidos en 1974 y que desde entonces ningún gobierno había sido capaz de reformar de manera sustancial. El decreto 883 desató una serie de protestas extremadamente violentas que obligaron al presidente Moreno a retirar las medidas del denominado “paquetazo”. La rectificación mantiene un sistema de subsidios muy costoso fiscalmente para el país, ineficaz y socialmente regresivo, que impulsa el contrabando y dificulta el cumplimiento de sus compromisos de reducción de emisiones de CO2.

Análisis

Se analiza primero el deterioro de la situación económica de Ecuador, para después exponer el origen y la evolución de los subsidios a los combustibles en el país, así como los costes que representa en términos fiscales, redistributivos y ambientales.

El deterioro de la situación económica

Bajo la presidencia de Rafael Correa (2007-2017), y como en la mayoría de los países latinoamericanos en esos años, Ecuador experimentó un importante crecimiento económico debido en gran medida al aumento del precio de las materias primas , especialmente del petróleo, del cual el país produce alrededor de medio millón de barriles diarios. Sin embargo, la política económica de la presidencia de Correa contenía múltiples inconsistencias que no permitieron mantener el ritmo de crecimiento a esos niveles una vez que los precios del petróleo empezaron a bajar.1

La Figura 1 muestra como en 2015 el crecimiento real del PIB fue casi nulo y en 2016 entró en recesión, y que en 2015 y 2016 la renta per cápita en paridad de poder adquisitivo (PPA) se redujo en más de 200 dólares. El crecimiento económico volvió a terreno positivo gracias al aumento de los precios del petróleo en 2017 y 2018, para después volver a reducirse. Las previsiones apuntan a tasas negativas para 2019, previsión reforzada por el negativo impacto económico de las recientes protestas (por ejemplo, en el descenso de la producción petrolera durante las mismas).

Tabla 1: Ecuador, indicadores económicos seleccionados
  2014 2015 2016 2017 2018 2019 (1) 2020 (1)
Crecimiento del PIB real 3,8 0,1 -1,2 2,4 1,4 -0,5 1,1
PIB per cápita (US$ en PPA) 11.430 11.386 11.197 11.506 11.719 11.702 11.869
Déficit (-) / Superávit (+) público (% PIB) -5,2 -6 -7,3 -4,5 -1,2 -0,4 2,4
Deuda pública neta (% del PIB) 27,5 30,9 35,6 41,3 42,6 47 45,6
Balanza por cuenta corriente (% PIB) -0,7 -2,2 1,3 -0,5 -1,4 0,6 0,8
(1) Previsiones.
Fuente: The Economist Intelligence Unit (2019), Country Report, octubre.

El principal problema consistió en el aumento del gasto público, que se duplicó entre la llegada al poder de Correa en 2007 y 2014, alcanzando el 44% del PIB. Este aumento del gasto impulsó el déficit público hasta un máximo del 7,3% en 2016, un año antes de la salida de Correa de la presidencia. El aumento del déficit causó a su vez un rápido incremento de la deuda pública, que pasó del 27% del PIB en 2014 al 41,3% en 2017. Para controlar el desequilibrio fiscal y reducir la deuda, Ecuador recurrió a medidas económicas discutibles, como acelerar el empleo de préstamos y anticipos por petróleo, usados desde 2009, con las petroleras chinas Petrochina y Unipec, así como con Petrotailandia.

Ecuador también colocó bonos soberanos en los mercados internacionales, que exigieron tipos de interés extremadamente elevados (por encima del 10%), lo que siguió estrechando su ya reducido espacio de política fiscal. Además, y pese a tratarse de una economía dolarizada, se monetizó el déficit público usando al Banco Central como prestamista. Todas estas medidas se revelaron insuficientes para solucionar la falta de liquidez que aquejaba al país, incapaz de financiar su creciente gasto público al no encontrar nuevas fuentes de endeudamiento.

Ante el deterioro de la situación económica y tras un primer año de política económica continuista, el presidente Moreno se vio obligado a acometer las reformas que llevaban años postergándose y decidió acudir a los organismos financieros internacionales para financiarlas. El pasado marzo el FMI anunciaba la aprobación de un acuerdo con Ecuador por un montante de 4.200 millones de dólares que forma parte de un préstamo superior a los 10.000 millones de dólares. Los 6.000 millones restantes proceden del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), del Banco Europeo de Inversiones (BEI), del Fondo Latinoamericano de Reservas (FLAR), del Banco Mundial y de la Agencia Francesa de Desarrollo.

A cambio de este paquete financiero, Ecuador se comprometía a emprender reformas económicas sustantivas basadas en seis ejes principales: (1) restaurar la prudencia en la política fiscal; (2) fortalecer el marco institucional y la independencia del Banco Central; (3) reforzar la resiliencia de su sistema financiero; (4) fomentar la creación de empleo, la competitividad y el crecimiento económico; (5) promover la prosperidad compartida y proteger a los hogares más vulnerables; y (6) impulsar la transparencia y el buen gobierno.2 En paralelo, el país anunció su salida de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para liberarse de las cuotas impuestas por el cártel y poder aumentar la producción petrolera con el objetivo de generar más ingresos y elevar así el crecimiento económico a corto plazo.

El pasado 3 de octubre se publicó el decreto 883 , o “paquetazo”, que constituía el primer paso de las reformas acordadas con una serie de medidas entre las que destacaban la reducción en un 20% de las remuneraciones de los contratos temporales firmados por el sector público, la reducción de las vacaciones de los empleados públicos de 30 a 15 días, destinar a la hacienda pública el salario de un día de cada mes de los empleados públicos y una contribución especial temporal para las empresas con ingresos superiores a 10 millones de dólares. Pero la medida más destacada y de mayor coste político, como inmediatamente se apreció, consistía en la eliminación de los subsidios a los combustibles.

Unos subsidios recurrentes

El subsidio a los combustibles fue introducido en Ecuador en 1974 por el régimen militar en un contexto de precios al alza del petróleo y de aumento de la producción doméstica que proporcionaba ingresos crecientes. La bonanza petrolera se utilizó para reforzar al régimen sin que los subsidios fueran reducidos de manera significativa cuando la situación económica cambió, puesto que los gobiernos posteriores fueron conscientes de la impopularidad de retirarlos. Los mayores subsidios se otorgaron al gas natural y la gasolina, cuyos precios se mantuvieron congelados hasta 1982.

En los años siguientes hubo una reducción progresiva de los mismos, con el consiguiente aumento gradual de los precios. En la segunda mitad de la década de 1990, los sucesivos intentos de eliminarlos encontraron una fuerte oposición popular y generaron serios episodios de inestabilidad política, pese a lo cual fueron casi erradicados y sustituidos por transferencias directas a los hogares más pobres, que después se convirtieron en el actualmente vigente Bono de Desarrollo Humano (BDH) . Sin embargo, en medio de una sucesión de crisis económicas y bancarias, las reducciones de los subsidios energéticos contribuyeron a la caída de varios presidentes.

En enero de 2000, por ejemplo, el presidente Jamil Mahuad fue derrocado tras los disturbios ocasionados por la toma de Quito por parte de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (CONAIE) y la retirada del apoyo de los militares. La pretensión de aumentar los precios del gas residencial en un 500% fue uno de los factores desencadenantes de las protestas. Los presidentes subsiguientes tomaron buena nota de la sensibilidad social del tema y revirtieron los decretos de reducción de subsidios. De hecho, los precios del gas residencial se han mantenido constantes desde 2001, y los del diésel y la gasolina para consumo particular apenas cambiaron hasta 2015, cuando se empezó a aplicar un ligero incremento mensual.

El presidente Correa mantuvo el nivel de los subsidios, pero confrontado con una situación económica cada vez más difícil, su sucesor Moreno aceptó (entre otras reformas ya citadas) una reducción gradual de los subsidios de algunos combustibles para obtener la asistencia financiera del FMI. En 2018 se aplicó una reducción de los subsidios a la gasolina súper y en 2019 fueron finalmente eliminados, mientras que se redujeron los subsidios a la gasolina normal. Para reducir la resistencia, el gobierno ofreció tarjetas prepago de gasolina normal a coste reducido para los taxistas.

El pasado 3 de octubre el decreto 883 o “paquetazo” eliminó por completo los subsidios a la gasolina normal y el diésel, además de introducir otras medidas para reducir el gasto, a cambio de los cual se elevaba el importe del BDH. Los precios del diésel se duplicaron, los de la gasolina normal subieron un 25% y el del transporte aumentó en un 40%. La Figura 2 muestra cómo, tras la eliminación de los subsidios (pero antes de la retirada del decreto 883), el precio medio de la gasolina a 7 de octubre de 2019 seguía siendo en Ecuador el tercero más bajo de América Latina y el Caribe, a 0,49 dólares/litro frente a una media mundial de 1,1 dólares/litro.

Figura 2. Precios de la gasolina (US$/litro a 7/X/2019)
Figura 2. Precios de la gasolina (US$/litro a 7/X/2019). Fuente: GlobalPetrolPrices.com.
Fuente: GlobalPetrolPrices.com.

Para compensar el impacto sobre los más desfavorecidos, el gobierno ecuatoriano aumentó en 15 dólares el BDH (que se sitúa entre los 50 y los 240 dólares según la situación de los hogares) que beneficia a 1,1 millones de personas, prometiendo extender el mecanismo a 300.000 personas más. También tomó medidas compensatorias adicionales, como la reducción de aranceles para los sectores agrícola e industrial con el fin de abaratar el consumo, y destinar 1.000 millones de dólares a créditos con interés reducido para la construcción de viviendas.

Pese a estas medidas compensatorias, las protestas se desataron inmediatamente, comenzando con una huelga de taxistas y conductores de camiones y autobuses que bloquearon las carreteras del país. Algunos sindicatos y la CONAIE se sumaron a las protestas y la violencia se desató en Quito pese a la imposición del estado de emergencia y el traslado del gobierno a Guayaquil. Finalmente, el 14 de octubre Moreno debió retractarse y anunciar vía twitter la retirada de la eliminación de subsidios a los combustibles contemplado en el decreto 883 y la apertura de negociaciones para modificarlo.

Figura 3. Mensaje de Lenín Moreno, 14/X/2019

En las próximas horas derogaré el Decreto 883. Hemos hecho una elección por la paz.
Se expedirá un nuevo decreto que nos asegure que los recursos lleguen a quienes realmente los necesitan.

— Lenín Moreno (@Lenin) October 14, 2019

El 16 de octubre, el portavoz del FMI, Gerry Rice, emitió una declaración afirmando que el organismo va a continuar “trabajando en estrecha colaboración con las autoridades para identificar, en el contexto del programa actual, la mejor manera en que el Fondo puede proporcionar apoyo financiero y técnico a Ecuador… para garantizar la sostenibilidad fiscal”. Aunque parece complicado avanzar en el reequilibrio de las cuentas públicas del país sin abordar la reforma de los subsidios a los combustibles, las consideraciones fiscales no son las únicas que ponen en tela de juicio su existencia, pues también se discute su impacto ambiental y su ineficacia como mecanismo de redistribución de rentas.

Figura 4. Declaración de Gerry Rice, 16/X/2019

Declaracion del @IMFSpokesperson sobre #Ecuador: pic.twitter.com/5dwSy59TkG

— FMI (@FMInoticias) October 16, 2019

El coste de los subsidios a los combustibles

En los últimos 10 años, Ecuador ha gastado 2.300 millones de dólares en subsidiar combustibles, lo que representa anualmente un 3% de su PIB anual y el 22% de los ingresos por sus exportaciones de petróleo. Dado que Ecuador exporta crudo, pero debe importar una gran parte de los productos refinados (combustibles), cuando los precios del petróleo suben también lo hace el coste de los subsidios. Algunos autores consideran que, al incluir los costes de oportunidad relativos a los combustibles producidos localmente, los subsidios serían 1,5 veces más altos a lo que indican los datos oficiales y, para 2012, habrían sido equivalentes al gasto público conjunto en educación y sanidad. 3

La Figura 5 recoge el grado de subsidio de los principales combustibles en Ecuador con datos de 2017. Como puede apreciarse, el gas residencial era el combustible más subsidiado en términos relativos, mientras que el diésel lo era en términos absolutos. Se ha estimado que, entre 2008 y 2014, Ecuador registró la tercera ratio más alta subsidios/PIB de América Latina, sólo por detrás de Bolivia y Venezuela.4

Figura 5. Coste de producción, precios oficiales y subsidios de los principales combustibles en Ecuador, 2017
  Diesel (por galón) Gasolian Extra (por galón) Gasolina Eco (por galón) Gasolina súper (por galón) Gas residencial (por kg)
Coste de producción 2,045 2,084 2,084 2,652 0,718
Precio oficial 1,037 1,480 1,480 2,260 0,107
Subsidio unitario 1,008 0,604 0,604 0,392 0,611

Además, se trata de una herramienta muy ineficiente para redistribuir renta hacia los sectores más desfavorecidos, hasta el punto de que transferir 1 dólar al quintil de hogares más pobres en el país mediante subsidios al diésel y la gasolina costaría 12,5 dólares.5 De hecho, a diferencia de los subsidios al gas residencial, lo que sí parece beneficiar levemente a los hogares más pobres, las estimaciones realizadas sugieren que subsidiar la gasolina y el diésel resulta socialmente regresivo: cerca del 50% del presupuesto destinado a subsidiar gasolinas y diésel se concentra en el 10% de hogares de mayores ingresos, mientras que los subsidios al gas residencial se distribuyen más equitativamente, con sólo una ligera mayor concentración en el decil de hogares de menores ingresos.6

Aunque el subsidio al gas residencial se distribuye de manera más equitativa, ello también resulta en la práctica regresivo socialmente, puesto que beneficia casi por igual a hogares pobres y ricos. No obstante, el decreto 883 no afectaba a los subsidios al gas, pues había un consenso generalizado en que retirarlos hubiese levantado una enorme oposición social. Debe subrayarse que el presupuesto asignado a los subsidios a los combustibles supera en un 20% al dedicado al BDH, un mecanismo mucho más progresivo y eficiente, puesto que se dirige directamente a los hogares más pobres mientras que los subsidios, como se ha apuntado, llegan al conjunto de la población.7

Un coste adicional es el generado por el contrabando con los países vecinos, que tienen precios comparativamente mucho más altos. Antes de la progresiva eliminación de los subsidios, el precio de la gasolina y el diésel era 2,5 veces mayor en Colombia y 3 veces más en Perú, mientras que el gas residencial era casi 10 veces más caro en ambos países. Se estima que un 20% del consumo declarado en Ecuador de estos combustibles acaba en Perú y Colombia. Según el Ministerio de Finanzas, en Ecuador se pierden unos 200 millones de dólares anuales en contrabando de diésel y gasolina. Se ha reportado también que parte de esa gasolina nutre de insumos al narcotráfico, tanto para el transporte como para su uso en los laboratorios clandestinos.

Finalmente, los subsidios desincentivan el ahorro energético, generan un grave problema de contaminación urbana en Quito y Guayaquil, y ponen en riesgo el cumplimiento por Ecuador de sus compromisos de reducción de emisiones en el marco del Acuerdo de París. Ecuador tiene unas emisiones de CO2 muy altas en el contexto regional para su nivel de desarrollo, además de mantener un ritmo de crecimiento de esas emisiones igualmente elevado. En 2014, las emisiones per cápita de CO2 en Ecuador eran de 2,8 Tm, frente a las 1,8 Tm de Colombia y las 2,1 Tm de Perú, vecinos con un mayor nivel de renta, e incluso que las de Bolivia (1,9 Tm) y Brasil (2,6 Tm).8

Las emisiones de partículas contaminantes en Quito son también comparativamente elevadas para la población y actividad económica de la ciudad. Con datos de 2016, las emisiones de PM 10 eran de 38 microg/m3 y las PM 2,5 de 18 microg/m3, similares a las de ciudades mucho mayores y con mayor nivel de actividad económica e industrial, como Bogotá (PM 10: 38; PM 2,5: 17) o Ciudad de México (39 y 22, respectivamente), y mayores a las de Buenos Aires (27 y 12) y Madrid (19 y 10)9.

Conclusiones

La eliminación de los subsidios a los combustibles formaba la parte central de las reformas acordadas entre el gobierno del presidente Moreno y los organismos internacionales, en un giro abrupto de la política económica seguida por su predecesor (y actualmente principal opositor) Correa. Su retirada plantea muchas dudas acerca de la viabilidad política de dichas reformas, pero también de la situación macroeconómica del país, acuciado por la falta de liquidez y una deuda creciente cada vez más difícil de financiar.

Más allá de las complejas circunstancias políticas que atraviesa el país y las consiguientes acusaciones entre sus actores políticos, desde una perspectiva económica, social y ambiental, la pervivencia de los subsidios a los combustibles es un fracaso de primera magnitud. Los subsidios a la gasolina y el diésel son extremadamente costosos, representando anualmente más del 3% del PIB del país y el 22% de las exportaciones de petróleo y, según algunas estimaciones, concentrando en ciertos años un gasto público equivalente al destinado conjuntamente a educación y sanidad.

Además, como mecanismo de redistribución no sólo resulta muy ineficaz (transferir 1 dólar al 20% de hogares más pobres con los subsidios a los combustibles costaría unos 12,5 dólares), sino incluso regresivo, pues el 50% del presupuesto destinado a estos subsidios se concentra en el 10% de hogares de mayores ingresos y detrae recursos para subsidios directos mucho más eficaces y enfocados como el BDH. De hecho, el presupuesto empleado en los subsidios supera al destinado al BDH.

Finalmente, los subsidios a la gasolina y el diésel tienen costes medioambientales igualmente elevados: desincentivan la eficiencia energética y restan competitividad a fuentes energéticas alternativas, empeoran la calidad del aire de las principales ciudades ecuatorianas y ponen en riesgo el cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero del país.

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


1 G. Escribano (2013), “Ecuador’s energy policy mix: development versus conservation and nationalism with Chinese loans”, Energy Policy, nº 57, pp. 152-159. Hay una versión previa en formato ARI en la web del Real Instituto Elcano: www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_en/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_in/zonas_in/energy/ari26-2012

2 Véase la Carta de Intenciones enviada por el gobierno ecuatoriano a la entonces directora gerente del FMI, Christine Lagarde.

3 F. Schaffitzel, M. Jakob, R. Soria, A. Vogt-Schilb y H. Ward (2019), “Can government transfers make energy subsidy reform socially acceptable? A case study on Ecuador”, IDB working paper series n° IDB-WP-01026.

4 E. Marchán, R. Espinasa y A. Yépez-García (2017), “The Other Side of the Boom - Energy Prices
and Subsidies in Latin America and the Caribbean during the Super-Cycle”, Inter-American Development Bank.

5 K. Feng, K. Hubacek, Y. Liu, E. Marchán y A. Vogt-Schilb (2018), “Managing the distributional effects of energy taxes and subsidy removal in Latin America and the Caribbean”, Applied Energy, nº 225, pp. 424-436, tabla 7.

6 H.X. Jara, P. Chun Lee, L. Montesdeoca y M. Varela (2018), “Fuel subsidies and income redistribution in Ecuador”, WIDER Working Paper, nº 2018/144, tabla 2.

7 Ibid.

9 Organización Mundial de la Salud, WHO Global Ambient Air Quality Database, https://www.who.int/airpollution/data/cities/en/.

]]>
<![CDATA[ Los españoles ante el cambio climático ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/encuesta-espanoles-ante-cambio-climatico-sep-2019 2019-09-24T07:31:00Z

Resultados de la encuesta realizada por el Real Instituto Elcano sobre las actitudes de los españoles hacia el medio ambiente y el cambio climático.

]]>
Resultados de la encuesta realizada por el Real Instituto Elcano sobre las actitudes de los españoles hacia el medio ambiente; el papel que ocupa el cambio climático entre las preocupaciones de los ciudadanos; el grado de conocimiento sobre el cambio climático; el apoyo a la existencia de normas para prevenirlo o para mitigar sus efectos; la disposición a pagar para evitar el cambio climático; el apoyo a que parte del presupuesto estatal se dedique a paliar ese cambio aunque sea a costa de reducir otras partidas; o la elección de políticas concretas a las que los ciudadanos destinarían los fondos estatales contra el cambio climático.

De esta encuesta se deriva que, en general, los españoles respaldan los elementos, instrumentos y procesos de las leyes climáticas ambiciosas que están aprobándose en otros países.

Resumen de prensa - PDF


Informe completo - PDF


Motivos para realizar esta encuesta

Contexto

  • El cambio climático: una de las principales amenazas a nivel global.
  • Solución: acción por parte de todos los países.
  • Compromiso de España: cumplir con los acuerdos adoptados; Acuerdo de París, UE.
  • Situación actual: proceso de desarrollo de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética.

Motivos

  • Solución: acción por parte de todos los países.
  • Compromiso de España: cumplir con los acuerdos adoptados; Acuerdo de París, UE.
  • Situación actual: proceso de desarrollo de la Ley de Cambio Climático y Transición Energética.

Preguntas de investigación

  1. ¿Cuáles son las creencias (información) de los ciudadanos relativas al medio ambiente y al cambio climático?
  2. ¿En qué medida tienen los españoles una visión pro-ecológica del mundo?
  3. ¿Cuáles son las creencias normativas (qué deberíamos hacer) con respecto al cambio climático?
  4. ¿Qué intenciones tienen los ciudadanos con respecto al cambio climático?

Ficha técnica y financiación

  • Universo: individuos residentes en España de 18 o más años.
  • Muestreo: estratificado por Comunidad Autónoma en España. Cuotas de sexo y edad proporcionales a la distribución de la población en cada uno de los estratos.
  • Tamaño muestral: 1.000 entrevistas.
  • Tipo de entrevista: entrevistas telefónicas.
  • Error de muestreo: para los datos totales y un margen de confianza del 95,5%, se sitúa en un +/-3,2%.
  • Fechas del campo: Para los datos totales y un margen de confianza del 95,5%, se sitúa en un +/-3,2%..
  • Trabajo de campo y tabulación de datos: realizados por Random Strategy.
  • Tratamiento de datos y elaboración de gráficos: Alberto Rubio García.
  • Diseño del cuestionario, dirección del estudio, redacción del informe: Lara Lázaro Touza, Carmen González Enríquez y Gonzalo Escribano Francés.
  • Financiación: European Climate Foundation.

Resultados

Gráfico 1. El cambio climático es la mayor amenaza a la que se enfrenta el mundo (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano / www.realinstitutoelcano.org

Gráfico 2. Conciencia ambiental. Distribución entrevistados escala NEP de 1 a 5 puntos. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano / www.realinstitutoelcano.org

Gráfico 3. “El cambio climático existe” (%) y Gráfico 4. “Los humanos somos los principales responsables del cambio climático” (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 5. “Los humanos somos los principales responsables del cambio climático porque usamos carbón, petróleo y gas”. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 6. “Todavía no se notan los impactos del cambio climático”, según hábitat (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 7. “Todavía no se notan los impactos del cambio climático”, según ideología y escala NEP (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 8. “Los compromisos actuales de todos los países para luchar contra el cambio climático son suficientes para limitar sus peores impactos”. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 9. “Muy responsable” como causantes del cambio climático, según sexo (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 10. Opinión sobre la actuación de España en la lucha contra el cambio climático, según ideología (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 11. España debería dedicar parte del presupuesto para compensar los daños de olas de calor, sequía e incendios, según ingresos (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 12. Reparto del dinero (500€) entre diferentes opciones de compensación (en media). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 13. Disposición a pagar más en el impuesto de circulación, según estudios e ideología (%). Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 15 (a). Apoyo a elementos y procesos de una futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 15 (b). Apoyo a elementos y procesos de una futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Gráfico 15 (c). Apoyo a distintos elementos y procesos de una futura Ley de Cambio Climático y Transición Energética. Fuente: Encuesta Los Españoles ante el cambio climático (2019), Real Instituto Elcano

Conclusiones

  • El cambio climático es la mayor amenaza para el mundo.
  • La conciencia ecológica de los españoles es semejante a la de otros países similares (desarrollados y occidentales).
  • Existe un conocimiento alto sobre el cambio climático:
    Su existencia, su origen antropogénico, que sus impactos son perceptibles, la insuficiencia de los compromisos actuales.
  • Los ciudadanos, sin embargo, son poco conscientes de su propia responsabilidad.
  • Los ciudadanos piensan que España no está haciendo lo suficiente en la lucha contra el cambio climático:
    a) Creen que España debería dedicar parte de sus presupuestos a compensar los efectos del cambio climático, especialmente en materia de aumento de la masa arbórea y protección contra incendios (entre las propuestas formuladas).
    b) Casi el 60% estaría dispuesta a pagar más para prevenir el cambio climático y sus efectos.
    De media, 46€ adicionales anualmente en el impuesto de circulación
  • Los españoles piensan que España debe tener una Ley de Cambio Climático y Transición Energética.
  • Para la futura ley los españoles apoyan los elementos clave de las leyes más ambiciosas:

          - El establecimiento de objetivos de reducción de emisiones sectoriales.
          - La neutralidad en carbono.
          - Un comité científico independiente de cambio climático.
          - Que los decisores tengan que seguir el mandato del comité científico independiente.
          - La realineación de los flujos financieros con los objetivos climáticos.
          - La participación ciudadana en las decisiones sobre políticas climáticas.
          - La asignación de parte del presupuesto a la prevención y gestión del cambio climático.
          - La transición hacia fuentes de energía eléctrica renovables.
          - La reducción en el uso de vehículos con motores de combustión interna.

]]>
<![CDATA[ La influencia de España en el ecosistema europeo de energía y clima ]]> http://www.realinstitutoelcano.org/wps/portal/rielcano_es/contenido?WCM_GLOBAL_CONTEXT=/elcano/elcano_es/zonas_es/ari87-2019-escribano-lazaro-lledo-influencia-espana-ecosistema-europeo-energia-clima 2019-07-29T12:58:27Z

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

]]>
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.

]]>
<![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.

]]>
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.

]]>
<![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?

]]>
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.

]]>