Resumen

Este Documento de Trabajo analiza las últimas iniciativas de política energética exterior de la Comisión Europea y sus implicaciones para España[1]. Sus principales conclusiones son: (1) que esas iniciativas impulsan el proceso de europeización externa e interna de la política energética comunitaria, y que éste requiere la toma de decisiones importantes y complejas, tanto técnica como políticamente; y (2) que dicho proceso plantea retos y oportunidades importantes para el sector energético español, que debe participar activamente en el mismo y elaborar una posición clara y cooperativa alineada con las preferencias energéticas de España.

Introducción

En los últimos años y meses, la construcción de una nueva arquitectura económica y financiera de la eurozona ha absorbido la actividad de la UE. La certeza de que ha llegado la hora de adoptar decisiones difíciles para completar la unión económica y monetaria parece marcar también la agenda para 2012. Aunque sin las urgencias de la crisis del euro, algo semejante ocurre con la política energética de la UE: tras tres paquetes legislativos para alcanzar un mercado interior de la energía y con competencias finalmente reconocidas por el Tratado de Lisboa, en 2011 la Comisión ha lanzado iniciativas importantes en el plano de la política energética exterior. Como primera etapa del proceso, en septiembre se publicó la Comunicación sobre la seguridad del abastecimiento energético y la cooperación internacional, La política energética de la UE: establecer asociaciones más allá de nuestras fronteras, destinada a completar el mercado interior de la energía previsto para 2014 con una política energética exterior europea.

Sin embargo, la realidad de la política energética exterior europea no ha estado a la altura del discurso del Consejo ni de la Comisión: en el mismo 2011, Alemania ha inaugurado el Nord Stream y cambiado su política nuclear de manera unilateral; compañías de diferentes Estados miembros participan en rutas alternativas al gasoducto Nabucco apoyado por la Comisión; los países europeos han mostrado divergencias en el seno de la Agencia Internacional de la Energía respecto a la liberación de reservas estratégicas para contrarrestar la crisis libia; se ha dado una falta de cooperación en la respuesta a situaciones como las revueltas árabes o las amenazas iraníes de bloquear Ormuz; y, además, la crisis financiera ha exacerbado las dificultades de financiar las infraestructuras, europeas y en terceros países, consideradas vitales por la estrategia energética europea 2020. Este trabajo se limita al ámbito de la política energética exterior, pero no sería difícil encontrar desfases similares en los del mercado interior o la sostenibilidad: por ejemplo, en materia de interconexiones y de fragmentación de los mercados, incluidos los diferentes sistemas de apoyo a las energías renovables, o el bajo precio del CO2 registrado en el mercado europeo de permisos de emisión.

Evidentemente, serán las compañías energéticas, los gobiernos y los reguladores nacionales los primeros responsables de construir las infraestructuras, establecer los incentivos y regular y supervisar los mercados. Pero tampoco puede obviarse que en los últimos años la europeización de la política energética ha ganado impulso, que esa dinámica es racional económicamente y que buena parte de los retos energéticos que afrontan Europa y sus Estados miembros, incluida España, sólo tienen respuesta a nivel europeo. Las recientes iniciativas de la Comisión apuntan a una aceleración del proceso, con incursiones importantes en aspectos de la política energética exterior hasta ahora preservados con celo por los gobiernos nacionales. A su vez, la política exterior energética comunitaria tiene implicaciones centrales para el funcionamiento del mercado interior, hasta el punto de que puede consistir en una manera indirecta de abordar los obstáculos para completarlo.

Parece importante para España participar activamente en la definición y formulación de esa nueva política energética exterior de la UE, aportando propuestas constructivas pero firmes que permitan conciliar la emergente definición de las preferencias exteriores “europeas” con las necesidades del sector energético español, haciendo valer al tiempo sus importantes ventajas comparativas. Las decisiones de política energética que ahora se tomen a nivel europeo afectarán al marco de funcionamiento de un sector clave para la competitividad de la economía, como es el energético. La estrategia Europa 2020 identifica la energía como uno de los vectores prioritarios de actuación para la recuperación económica. La reforma del sector energético está también en la agenda de reformas estructurales del gobierno español, y ésta no puede llevarse a cabo de manera aislada precisamente en el momento en que desde Bruselas empiezan a soplar vientos de europeización. Aunque fuesen brisas, como estiman los observadores más escépticos, deberían ajustarse las velas.

Este Documento de Trabajo aborda la cuestión planteando primero brevemente el marco conceptual de la europeización de la política energética exterior y sus principales implicaciones. A continuación, analiza el contenido de la “Comunicación sobre la seguridad del abastecimiento energético y la cooperación internacional” de septiembre de 2011, centrándose en sus principales novedades y presentando sus antecedentes y la evolución del correspondiente contexto normativo comunitario. El siguiente epígrafe se dedica a explorar las implicaciones más significativas para España. Finalmente, se presentan algunas consideraciones sobre la sostenibilidad del impulso político de estas iniciativas y se concluye reiterando la importancia de que los Estados miembros se preparen para la toma de decisiones generando valoraciones claras de sus prioridades de política energética exterior.

La europeización de la política energética exterior

Es fácil abusar del concepto de europeización, y más en materia de política energética. En primer término, lo que la literatura académica entiende por europeización no es necesariamente lo mismo que el mero proceso de integración basado en la transposición y aplicación de las Directivas comunitarias. Cuando el comisario Oettinger afirma que la estrategia energética europea 2020, adoptada en noviembre de 2010, “europeizará” las diferentes políticas energéticas europeas,[2] hace abstracción del hecho de que los Estados miembros también transferirán sus preferencias nacionales a la aplicación de esa estrategia y a la formulación de una política energética europea. En segundo lugar, la evidencia empírica indica que en cualquiera de sus acepciones, la europeización de la política energética de la UE ha sido en el mejor de los casos limitada y fragmentaria.

El objeto de estas páginas no es realizar una discusión teórica sobre la europeización de la política energética exterior europea, por lo que el análisis se limitará a citar sus principales implicaciones. La primera es que la europeización de una política determinada es un proceso bidireccional dinámico entre la UE y sus Estados miembros: las políticas comunitarias son el resultado de la proyección y acomodación de preferencias de estos últimos, pero una vez en vigor entrañan la convergencia de los Estados miembros hacia las preferencias consolidadas a nivel europeo. En el caso de la política energética exterior, la acomodación y consolidación de las preferencias nacionales resulta muy complicada, pues éstas dependen de manera crítica de factores geográficos, históricos, políticos y empresariales de interdependencia energética que algunos Estados miembros creen poder gestionar de manera más eficaz a nivel bilateral. En la medida en que la proyección de las preferencias nacionales no se plasma en políticas consideradas compatibles con dichos factores, el proceso posterior de adopción y aplicación de la normativa comunitaria se ve dificultado y no se produce la convergencia de las políticas nacionales hacia un modelo “europeizado”.

La europeización de la política energética exterior abarca, además, dos fenómenos diferentes. Por un lado, la convergencia hacia una política energética exterior común de la UE (europeización “hacia dentro” o interna –inward europeanization–); por otro, la extensión de manera diferenciada por corredor energético del acervo comunitario energético a la vecindad europea, en especial a los países de tránsito y, cuando ello sea posible, también a los países productores (europeización “hacia fuera” o externa – outward europeanization–).[3] A su vez, la narrativa de la Comisión concibe el proceso de europeización externa de la política energética europea como un difícil compromiso entre la geopolítica y los mercados. Los mercados deben ser transparentes y competitivos, pero las realidades geopolíticas obligan a una diferenciación geográfica y por fuentes de energía del proceso de europeización.[4]

Como ya se apuntaba, más allá de las sutilezas que rodean al concepto de europeización, el problema es que su alcance en las políticas exteriores energéticas de los Estados miembros de la UE ha sido muy limitado. Un análisis de convergencia del mismo arroja resultados bastante claros: se aprecia una tímida convergencia hacia un modelo energético menos intensivo en carbono (menos carbón, más gas y, sobre todo, más renovables), más diversificado en fuentes y orígenes geográficos de las importaciones, más interconectado, de menor intensidad energética y variabilidad de precios. La leve europeización en esos aspectos convive con divergencias en muchas otras variables, sobre todo con unas diferencias en las preferencias geográficas y por fuentes muy acusadas entre Estados miembros. De hecho, estadísticamente la convergencia se produce no hacia una pauta única europea, sino que más bien se da una convergencia diferenciada hacia diferentes modelos compartidos por grupos de Estados miembros.[5]

En el caso de las preferencias geográficas, la UE converge hacia cuatro pautas bien diferenciadas: una UE central y del norte con un peso muy elevado de las importaciones intra-europeas de energía, parte de la cual además tiene una dependencia relevante de Rusia (grupo en que se incluyen Francia y Alemania); y una UE periférica marcada por la ausencia de interconexiones con la UE central, que en los países del este presenta una fuerte dependencia de Rusia y en el Mediterráneo del norte de África y Oriente Medio. Cada uno de estos grupos ha tendido a converger en el seno de su propia pauta, conformando modelos diferenciados.

En el marco de una política energética exterior comunitaria de talla única, dicha estructura genera choques asimétricos bien conocidos en España: la crisis de Libia y el impacto de las revueltas árabes, el embargo a Irán y las amenazas de bloqueo del estrecho de Ormuz afectan en mucha mayor medida a los suministros españoles (e italianos, portugueses y griegos) que a los del conjunto de la UE o de algunos de sus países centrales; las interrupciones de suministro generadas por las disputas entre Rusia y Ucrania y las incertidumbres que rodean al proyecto Nabucco, en cambio, no afectan tan directamente a las preferencias españolas (pero sí a las italianas y griegas).

En el plano exterior, la diferenciación se produce en gran medida por defecto: los principales proveedores de hidrocarburos sencillamente no están dispuestos a que se les aplique el acervo comunitario, obligando a la UE a diseñar asociaciones diferenciadas con suministradores como Rusia o Argelia, o incluso con los productores del Caspio.[6] Alexei Miller, presidente de Gazprom, lo expresó de forma muy gráfica cuando advirtió a la UE de que para trocear la compañía (aplicando así los principios comunitarios de separación de actividades –unbundling–) “sería necesario pasar por encima de su cadáver”. Es evidente por tanto que la europeización de los corredores energéticos exteriores de la UE encuentra límites claros de aplicación en los grandes países productores de hidrocarburos. No obstante, sí puede ser más efectiva en países de tránsito, productores menos importantes de hidrocarburos o productores potenciales de energías renovables.

Pero el factor de diferenciación más importante de la política energética exterior reside en la solución de compromiso alcanzada para poder cerrar el tercer paquete. Los planes iniciales de la Comisión, con el apoyo del Parlamento Europeo, eran forzar a las grandes empresas integradas europeas a desprenderse de sus activos de transmisión (full ownership unbundling). Sin embargo, Francia y Alemania lideraron una coalición de países que se opuso a dichas medidas, obteniendo el derecho de los monopolios estatales (EDF, GDF, E.ON y RWE) a mantener la propiedad de sus redes de gas y electricidad, transfiriendo la operativa de las mismas a un operador independiente del sistema (ISO –Independent System Operator–, en terminología inglesa), o alternativamente a un operador independiente de transmisión (ITO –Independent Transmission Operator–), con la única limitación de quedar sometidos a “supervisión externa” (regulatory unbundling). Ambos operadores están obligados a facilitar el acceso a la red que operan a todos los suministradores bajo la normativa de acceso a terceros.

Este debilitamiento de la propuesta de la Comisión relajó de inmediato la consistencia de una aplicación estricta del principio de reciprocidad a terceros países, que estipula que ninguna empresa energética de un tercer país puede comprar una empresa energética europea si no cumple con los requisitos de desacoplamiento entre generación y transmisión exigidos por la legislación comunitaria. Es la denominada ‘cláusula Gazprom’, concebida para frenar la compra por parte de la empresa rusa de más redes de distribución europeas. Alemania consiguió negociar una cláusula más flexible, según la cual sólo se requeriría un acuerdo político bilateral para autorizar la compra de activos de transmisión por parte de un gigante energético extra-europeo, como Gazprom. Es decir, que los Estados miembros podían negociar cláusulas bilaterales de inversión de manera autónoma.

Esta solución resulta claramente sub-óptima desde la perspectiva de la liberalización del mercado interior. Ha sido además una de las vías empleadas por Gazprom para sortear la normativa comunitaria en materia de separación de actividades (unbundling), junto con el recurso a empresas filiales. Rusia quiere mantener el control de los gasoductos y oleoductos de tránsito, y de otras infraestructuras críticas como las de almacenamiento de gas. Ese control limita considerablemente el impacto del tercer paquete y sus medidas de separación de actividades en la liberalización de los mercados de gas en el centro y este de Europa. Además, su negativa a aplicar la reciprocidad abriendo su sector energético a las inversiones europeas sesga en su favor la asimetría de la interdependencia energética con la UE.[7]

A este cierre en falso de la dimensión exterior del tercer paquete se suma el hecho de que, tras aprobarse las Directivas correspondientes en 2009, todavía se sigue en período de transposición y muchos Estados miembros todavía no las han incorporado a su legislación. Parecería sensato completar la dimensión interior de la política energética del tercer paquete antes de avanzar en otros aspectos,[8] como la política energética exterior. Sin embargo, la Comisión parece haber decidido dar un paso más precisamente en ese sentido.

¿Cambio estructural? La Comunicación sobre la seguridad del abastecimiento energético y la cooperación internacional de septiembre de 2011

Ya se ha apuntado como los tres paquetes legislativos sucesivos (1998, 2003 y 2009) sobre la consecución del mercado interior de la energía y la inclusión de ésta en el Tratado de Lisboa han generado un momento de europeización en la política energética. El artículo 194 del Tratado de Lisboa establece, con un espíritu de solidaridad entre Estados miembros, que los objetivos de la política energética de la Unión son garantizar el funcionamiento del mercado interior, la seguridad de abastecimiento y fomentar la eficiencia, el desarrollo de las energías renovables y las interconexiones, aunque mantiene el derecho de los Estados miembros a determinar su mix energético. Esos objetivos fueron luego desarrollados en la estrategia Europa 2020 (Una estrategia para un crecimiento inteligente, sostenible e integrador),[9] en la cual el sector energético figura como uno de los vectores prioritarios de actuación de cara a la recuperación económica. Aunque siempre es difícil hablar de cambios estructurales, especialmente en procesos tan graduales como los aquí descritos y más refiriéndose a la UE, sí parece adecuado hablar de un cambio estratégico para el sector energético europeo.

En 2010, la estrategia Energía 2020, Una estrategia para una energía competitiva, sostenible y segura,[10] desarrolló con más concreción los objetivos de política energética de la Comisión para 2020, intentando acelerar su consecución. Otras iniciativas recientes de política energética de la Comisión han sido la Directiva sobre eficiencia energética y, más recientemente, el lanzamiento de una hoja de ruta para 2050 que prolonga la visión fijada a 2020. Más relacionado con la política energética exterior, la Comunicación sobre Las prioridades de la infraestructura energética a partir de 2020[11] responde a las necesidades de infraestructuras para cumplir los objetivos fijados en esa fecha. La Comisión propone una red energética integrada europea que incluya las interconexiones con terceros países, estableciendo prioridades en la construcción de infraestructuras y mecanismos comunitarios para facilitar la concesión de licencias a esas infraestructuras.

Las prioridades europeas en materia de infraestructuras energéticas se plasman básicamente en tres corredores de gas y cuatro de electricidad. Los corredores eléctricos prioritarios son:

• Red marítima en los mares septentrionales y conexión con Europa septentrional y central, para integrar la energía eólica generada en aquéllos en el mercado energético comunitario.
• Interconexiones en Europa sudoccidental, para integrar la electricidad de origen renovable de la Península Ibérica y aprovechar las energías renovables norteafricanas.
• Conexiones en Europa central oriental y sudoriental.
• Finalización del Plan de Interconexión del Mercado Báltico de la Energía (BEMIP).

En relación al gas, todas las regiones europeas deben diversificar sus aprovisionamientos entre, al menos, dos fuentes de abastecimiento. El reglamento de seguridad de abastecimiento de gas impone también requisitos de flexibilidad adicionales, como aumentar los gasoductos bidireccionales, la capacidad de almacenamiento y la de Gas Natural Licuado (GNL). Los corredores prioritarios son tres:

• El Corredor Sur para diversificar el abastecimiento de gas de la UE con el procedente del Caspio, Asia central y Oriente Próximo.
• El Corredor Norte-Sur en Europa central y sudoriental para conectar los mares Báltico (BEMIP), Negro, Adriático y Egeo.
• El Corredor Norte-Sur en Europa occidental para eliminar estrangulamientos internos, aprovechando fuentes de abastecimiento externo como las africanas, y optimizando la utilización de las infraestructuras españolas de GNL.

Respecto a la europeización de la política energética exterior, los antecedentes se remontan al Libro Verde de 2006, que abordaba la necesidad de instrumentar una política energética exterior común para afrontar los retos energéticos de índole geopolítica. La europeización de la política energética exterior fue retomada en el denominado Documento Solana de junio de 2006, Una política exterior para servir los intereses energéticos europeos, donde se apostaba por incluir los objetivos energéticos en la política exterior de la Unión, aunque sin especificar una estrategia definida de cómo hacerlo. La Comunicación de la Comisión Relaciones exteriores en materia de energía – de los principios a la acción,[13] también de 2006, ya enfatizaba la necesidad de una mayor coherencia en las políticas energéticas exteriores de los Estados miembros.

Toda esta acumulación de iniciativas se debe en buena medida a la constatación por parte de la Comisión de que, sin medidas adicionales, será muy difícil alcanzar los objetivos fijados para 2020. Su consecución supone inversiones importantes en instalaciones de generación, sobre todo energías renovables, e infraestructuras de transporte que permitan integrar el aumento de las renovables y nuevos flujos de gas y electricidad. Esas inversiones son muy difíciles de financiar en el actual contexto de crisis financiera, y podría pensarse que los líderes europeos están demasiado ocupados en atender la crisis como para adoptar decisiones en una materia tan sensible como la europeización de la política energética.

Este último efecto, no obstante, puede ser ambivalente. En la cumbre europea del 4 de febrero de 2011, la primera que en principio se dedicaba exclusivamente a la energía, los líderes de la UE apenas precisaron unas horas para alcanzar un consenso en lo referente a completar el mercado interior de la energía en 2014 e invitar a la Comisión a elaborar un paquete detallado de medidas de política energética exterior. A continuación dedicaron el resto de la cumbre a discutir sin resultado sobre la crisis del euro. El problema estriba en que los consensos fáciles pueden no ser consistentes a la hora de aplicar las propuestas elaboradas por la Comisión. En todo caso, la propuesta está ahora sobre la mesa. En los próximos meses deben decantarse sus implicaciones y, como se avanzaba en la introducción, tomar (o no) decisiones importantes en la materia. La discusión promete ser interesante y merece ser seguida con atención.

La propuesta de la Comisión se plasma en la Comunicación sobre la seguridad del abastecimiento energético y la cooperación internacional, La política energética de la UE: establecer asociaciones más allá de nuestras fronteras, del 7 de septiembre de 2011.[14] Como documento de política es bastante genérico y no entra en una especificación detallada ni operativa de las interrelaciones entre todos los objetivos e instrumentos que contiene. Pero sí lo hace en algunos temas específicos, como se verá a continuación; en lo demás, reitera la importancia de las infraestructuras y los acuerdos con países terceros como Rusia (que cuenta con su propio sub-epígrafe) sin nuevas aportaciones relevantes. El cuadro adjunto reproduce los epígrafes (objetivos) y sub-epígrafes (instrumentos u objetivos intermedios) de la Comunicación a modo de resumen de su contenido.

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Contenidos de la Comunicación La política energética de la UE: establecer asociaciones más allá de nuestras fronteras

(1) Fortalecer la dimensión exterior del Mercado Interior de la Energía de la UE

• Coordinación en el mercado interior: mejorar la influencia de la UE y los Estados miembros
• Integración de la red: diversificación de las rutas y fuentes de abastecimiento
• Integración del mercado con países vecinos: un enfoque de conjunto pero diferenciado
• Diálogo entre la UE y Rusia en materia de energía: de la asociación a la integración

(2) Fortalecer la cooperación en materia de energía segura, fiable, sostenible y competitiva

• Cooperaciones con proveedores de energía
• Asociaciones con economías industrializadas y en rápido crecimiento
• Un marco estable y previsible para el comercio y la inversión
• Fomentar los máximos niveles de protección, seguridad y medio ambiente a escala mundial

(3) Mejorar el acceso de los países en vías de desarrollo a las energías sostenibles

(4) Promover mejor las políticas de la UE más allá de sus fronteras

• Un enfoque estratégico para las asociaciones en materia de energía
• Mejorar la coordinación entre Estados miembros
• Optimizar la ayuda exterior de la UE en el sector de la energía

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Lo primero que llama la atención es la concepción de su propuesta principal, el fortalecimiento del mercado interior de la energía. Hasta ahora, el argumento de la europeización corría en sentido contrario: era la consecución del mercado interior (la europeización interna) la que permitía su posterior proyección al exterior (la europeización externa). Pero los problemas generados por la relajación y bilateralidad de la cláusula de reciprocidad en el tercer paquete han hecho de la necesidad virtud, y parece que será la política energética exterior la que deba resolverlos. La propuesta de la Comisión consiste en un mecanismo de intercambio de información sobre acuerdos intergubernamentales entre Estados miembros y países terceros en el ámbito de la energía, a imagen del procedimiento de notificación que ya se aplica a los acuerdos de gas; provisiones similares se aplican a los acuerdos bilaterales sobre energía nuclear en el Euratom.[15]

La Comunicación se acompaña de una propuesta de Decisión, que incluye un instrumento jurídico que establezca el intercambio obligatorio de información.[16] El ámbito de aplicación abarca todos los acuerdos intergubernamentales (vigentes, nuevos y provisionales) “con incidencia en el funcionamiento del mercado interior de la energía o en la seguridad del abastecimiento energético de la Unión”; es decir, aquellos “que tengan incidencia en el abastecimiento de gas, petróleo o electricidad a través de infraestructuras fijas (tales como gasoductos, oleoductos y redes) o en la cantidad global de energía importada en la UE”. En vez de un mecanismo de control previo obligatorio y exhaustivo, la propuesta opta por un “mecanismo de control de compatibilidad” más flexible que permita a la Comisión, por iniciativa propia o a petición del Estado miembro negociador, evaluar la compatibilidad de un acuerdo con el acervo comunitario antes de su firma. Este mecanismo no afectaría a los acuerdos entre operadores comerciales, salvo si un acuerdo intergubernamental se refiere a él de forma explícita.

La segunda iniciativa para fortalecer la dimensión exterior del mercado interior de la energía consiste en otorgar a la Comisión la posibilidad de negociar mandatos para que la UE pueda alcanzar acuerdos para la realización de infraestructuras relevantes que unan su red a la de terceros países. La propuesta entiende que sólo así se pueden reducir los riesgos que dificultan la construcción de infraestructuras consideradas estratégicas por la Comisión en países con inseguridad “de índole política, comercial o jurídica”. La propia Comunicación pone como ejemplo el mandato del Consejo para autorizar a la Comisión a negociar un acuerdo para establecer un marco jurídico con Azerbaiyán y Turkmenistán sobre un sistema de gasoductos transcaspianos. La Comisión apunta que un enfoque similar podría adoptarse para fijar un marco que ofrezca seguridad jurídica y política a la importación de electricidad renovable desde la ribera sur del Mediterráneo. Ambos proyectos son retomados también dentro de las prioridades en infraestructuras exteriores.

El tercer elemento destacable consiste precisamente en el elemento de europeización exterior de la Comunicación: la integración de los mercados energéticos de la vecindad europea sobre la base del acervo comunitario y la Carta de la Energía.[17] Esa integración, reconoce la Comisión, deberá ser diferenciada en función del interés de los socios por adoptar mayores o menores niveles de convergencia normativa energética con la UE. En la cúspide de la pirámide de integración energética se encuentran los países del Espacio Económico Europeo, que forman parte del mercado interior. Pese a ello, debe recordarse que, ante la incompatibilidad de su sistema de cuotas gasistas con los principios de competencia comunitarios, la Comisión tuvo que amenazar con llevar a Noruega ante el Tribunal de Justicia de la UE. También deben contemplarse las dificultades para integrar a Suiza en el mercado interior. Pero la referencia para los países vecinos que quieran incorporarse al sistema energético europeo es el Tratado de la Comunidad de la Energía,[18] que según la Comunicación podría ampliarse a aquellos países que han celebrado un acuerdo de libre comercio con la UE y manifestado su disposición y capacidad para aplicar el acervo comunitario en materia de energía.

La cuarta propuesta relevante apunta la posibilidad de una “Asociación en materia energética entre la UE y el Mediterráneo Meridional” centrada en las energías renovables. La Comisión reconoce la necesidad de mejorar las condiciones ofrecidas para proyectos conjuntos con terceros países por el artículo 9 de la Directiva de renovables,[19] que restringe la posibilidad de considerar las transferencias estadísticas en el cómputo de los objetivos de renovables de los Estados miembros para 2020 a los miembros de la UE o del Tratado de la Comunidad de la Energía, limitando así las posibilidades de integración de las energías renovables de esos países en el sistema energético europeo.[20] De esta forma, la Comisión asume que la indefinición que rodea al Plan Solar Mediterráneo no permite avanzar en lo que parece conformarse como segundo gran proyecto energético exterior de la Comisión (con o sin mandato) tras Nabucco.

Finalmente, otra de las novedades es la integración de la política de cooperación al desarrollo y la política energética exterior. La Comisión aborda la lucha contra la pobreza energética y el cambio climático a través de la cooperación al desarrollo en energías renovables y eficiencia energética. Este es un elemento importante de la agenda internacional de cooperación al desarrollo, con vistas a la Cumbre de Desarrollo Sostenible de Naciones Unidas de Río de Janeiro de junio de 2012 (Rio+20), en la que se abordarán las interrelaciones entre pobreza energética, desarrollo sostenible y cambio climático. Naciones Unidas ha declarado 2012 el “Año Internacional de la Energía Sostenible para Todos”, y Dinamarca incluye el papel económico de las energías renovables entre las prioridades de su Presidencia de la UE.

El resto del documento contiene otros aspectos habituales de la cooperación energética internacional de la UE, como las asociaciones estratégicas con países terceros, los diálogos con productores y consumidores, la promoción de un marco estable para la inversión basado en la Carta de la Energía, la cooperación multilateral en la financiación del desarrollo sostenible, así como la necesidad de que la UE actúe con una única voz en los organismos y foros internacionales que abordan temas energéticos (Agencia Internacional de Energía-AIE, Foro Internacional de la Energía-IEF, la Asociación Internacional de Cooperación para la Eficiencia Energética-IPEEC y la Agencia Internacional de Energías Renovables-IRENA).

Implicaciones para España

Las propuestas analizadas y su contexto suponen un vector importante de europeización de la política energética exterior. La nueva Comunicación se inscribe en la narrativa de los diferentes “libros”, verdes o blancos, “estrategias” y “prioridades” de la UE, pero introduce un lenguaje más exigente de “decisiones” sobre mecanismos de control y “mandatos” de negociación para la realización de infraestructuras. Como ya ha ocurrido anteriormente, este impulso se puede perder en el momento de plasmarse en normativa y en su posterior aplicación. Por un lado, las resistencias de los Estados miembros a perder elementos importantes de su soberanía como la libre firma de acuerdos con proveedores, pueden ser importantes. Por otro, el incentivo a aceptar el paquete en el actual contexto de crisis financiera estriba básicamente en el deseo de los gobiernos de beneficiarse de las inversiones en infraestructuras trasnacionales al recibir financiación directa y facilitarse su realización.

La dimensión financiera de las infraestructuras energéticas trans-europeas ha adquirido así una importancia como instrumento de recuperación económica que se añade a las consideraciones sobre la mejora de la competitividad que entraña su desarrollo. Se trata, sin duda, de una dimensión en la que España está muy interesada. Hasta la eclosión de la crisis financiera, la financiación otorgada por la UE a las infraestructuras energéticas de transporte consistía básicamente en cantidades modestas del programa TEN-E (Trans European Network Programme for Energy) para financiar estudios de viabilidad. Sin embargo, a partir de 2009 y en el marco del Programa Energético Europeo para la Recuperación las cantidades desembolsadas aumentaron considerablemente: 2.300 millones de euros para interconexiones de gas y electricidad, 1.050 millones para la captura y secuestro de carbón, y 565 millones de euros para la eólica offshore.

Respecto a la financiación, ésta se ha canalizado básicamente a través de préstamos del Banco Europeo de Inversiones (BEI), que incluye la energía entre sus objetivos prioritarios sólo desde 2007. A partir de esa fecha, en gran parte desde 2009 como medida de recuperación económica, los préstamos a la construcción de infraestructuras del sector se han más que doblado hasta superar los 6.000 millones de euros en 2009 y una cifra similar en 2010. En febrero de 2011, no obstante, creyendo que lo peor de la crisis había pasado el BEI anunció un descenso de la financiación a las infraestructuras energéticas, una medida que requiere ser repensada a la luz del deterioro de la situación económica en la UE.

En la medida en que las orientaciones geográficas de un eventual paquete financiero no contenten a todos los Estados miembros, tenderá a ser bloqueado; si lo hace, probablemente no podrá identificar prioridades claras ni mandar un mensaje contundente a los inversores, productores ni consumidores. Pero la agenda estará planteada y las referencias marcadas, generando una dependencia de la senda institucional bien conocida en la UE.

En cualquier caso, para España el momento de impulso de la política energética europea plantea retos importantes, también en la dimensión exterior de que se ocupa este Documento de Trabajo. De hecho, para España, las principales prioridades energéticas exteriores radican en la propia UE: interconexiones y profundización del mercado interior. Cualquier paso en esta dirección será provechoso para España y para el conjunto de la UE, en la medida en que provea bienes públicos europeos como la seguridad de abastecimiento o el buen funcionamiento del mercado interior. Pero además, las posiciones españolas deben procurar que la diferenciación geográfica y por fuentes energéticas de las iniciativas europeas responda a preferencias claras y justificadas, y que éstas reflejen la realidad plural de los sectores energéticos de los Estados miembros. El resto de este apartado ofrece una visión panorámica de los retos que suponen para España las novedades identificadas en la sección precedente.

La europeización de los acuerdos energéticos exteriores parece razonable si ello permite su sustitución o acompañamiento por parte de la UE. En caso contrario, pervivirán en su estado bilateral. Pongamos por caso la reciente decisión alemana de acelerar el cierre de sus centrales nucleares, que afecta de manera importante a otros Estados miembros que dependían de las importaciones de electricidad de Alemania para cubrir sus picos de demanda, caso de Francia. Aunque una parte de esa producción se sustituya por renovables o importaciones, una decisión así no podría haberse tomado sin la seguridad que proporciona el gas ruso y las relaciones privilegiadas con Rusia. Sobre la base de esa omisión original de la política energética europea, cualquier intento de subsanación es por definición un sub-óptimo.[21] Pero un mecanismo de ese tipo al menos revela las imperfecciones y en principio expone a los Estados miembros al escrutinio de sus pares. Parece importante participar desde el principio en el procedimiento y seguirlo con atención, además de contar con una valoración temprana de sus implicaciones para las relaciones energéticas españolas con sus suministradores clave.

El siguiente tema en que se espera una contribución española es en el debate acerca de los mandatos negociadores sobre construcción de infraestructuras extra-europeas, que se enmarca en el más amplio de las prioridades de la Comisión en materia de infraestructuras energéticas. La primera reflexión es que cualquier infraestructura extra-europea debiera ser secundaria ante la consecución de las interiores, y que solventar el problema de las interconexiones internas parece una condición necesaria para que las exteriores añadan valor a una red verdaderamente europea. En consecuencia, España debe insistir en la necesidad de avanzar rápidamente en el Corredor Norte-Sur occidental del gas y en las interconexiones eléctricas sudoccidentales y, en ese contexto, capitalizar sus interconexiones con el norte de África, su capacidad de GNL y sus ventajas comparativas en energías renovables.

Dicho esto, a la continuidad en los temas de interconexiones intra-europeas, España debe también añadir las cuestiones emergentes introducidas por la Comisión y analizadas en la sección anterior. La Comunicación de septiembre de 2011 propone básicamente dos mandatos. El primero, ya existente y que se corresponde con la vieja aspiración de la UE de abrir el Corredor Sur del gas, es el que el Consejo otorgó a la Comisión para negociar un acuerdo con Azerbaiyán y Turkmenistán que despejase las incertidumbres del gasoducto Nabucco. El segundo, al que la Comunicación se refiere como una posibilidad, es la creación de un marco comunitario para la importación de electricidad renovable desde la ribera sur del Mediterráneo.

El análisis de las complejidades geopolíticas y geo-económicas del Corredor Sur, siquiera de la más probable rama trans-caucásica, quedan fuera del objetivo de este análisis,[22] pero evidentemente para España se trata de un asunto que tiene a corto plazo tintes básicamente de seguridad energética europea. No obstante, en el medio y largo plazo una inclusión de países como Irán, Irak o Egipto en el Corredor Sur supondría una alineación de las preferencias europeas con las españolas. Una mayor interdependencia europea con una región clave para los suministros españoles ofrecería una mayor atención de la UE a la región del Golfo y del Mediterráneo Oriental.

Sin embargo, la opción más realista, que parece imponerse a medio plazo, es una minoración de las expectativas levantadas por el Corredor Sur para limitarlo a los abastecimientos de Azerbaiyán y, a más largo plazo, de Turkmenistán, con cantidades de gas probablemente inferiores a las proyectadas por la Comisión. Las dificultades de conectar Nabucco a productores como Irak o Egipto (a través de Siria), por no hablar de Irán, limita su factibilidad y su importancia estratégica a corto y medio plazo. Pese a ello, debe ser apoyado, si bien probablemente rebajando el nivel de las expectativas y redimensionando las infraestructuras planeadas, al menos mientras no se estabilice la situación geopolítica en los ramales destinados al Golfo y Egipto.

Además de su interés intrínseco por abrir un nuevo corredor de gas para Europa, el modelo del mandato tiene interés como precursor de otras posibles iniciativas similares, que necesariamente deberían reequilibrar las preferencias regionales entre Estados miembros. La Comisión ha argumentado que, en el caso del mandato negociador con Azerbaiyán y Turkmenistán, se ha limitado a responder a la petición de ambos países, que solicitaban una implicación directa de la UE. La Comisión propone como siguiente posible mandato fijar un marco que permita a largo plazo la integración de las energías renovables procedentes de la ribera sur del Mediterráneo en el mercado interior comunitario. Este es otro tema complejo y rodeado de mucha polémica, como muestra la accidentada existencia del Plan Solar Mediterráneo (que, por cierto, es también eólico), recibido con grandes expectativas como parte del paquete de proyectos de la Unión para el Mediterráneo (UpM) y que desde entonces ha sido incapaz de catalizar el despliegue de las renovables en la región y de proponer un calendario creíble.

Aparte de los sobresaltos aislados que ha proporcionado la UpM, lo cierto es que su Secretaría está teniendo una existencia bastante plana en la promoción de proyectos, en un contexto financiero ciertamente difícil. Cuando parecía que su nuevo secretario general empezaba a dinamizar el Plan Solar, su cambio de destino al Ministerio de Exteriores marroquí supone un cambio de efectos ambigüos: de un lado puede volver a ralentizar el Plan Solar, de otro al menos se contará con un conocedor de la carpeta en un país clave del Plan como Marruecos.

Pero los retos del Plan Solar Mediterráneo radican en una combinación de factores que incluyen falta de seguridad jurídica, ausencia de marcos regulatorios transnacionales, restrictividad de las condiciones de acceso de los países terceros a los mecanismos compensatorios comunitarios, falta de concreción sobre quién y cómo financia las inversiones y las primas, falta de claridad en qué tecnologías incluir y su respectivo grado de madurez tecnológica, o la inexistencia de un marco integrador de las capacidades y los impactos socio-económicos locales.[23]

Es posible que el Plan Solar Mediterráneo no tenga a corto plazo para España la relevancia estratégica en materia de seguridad de aprovisionamiento que puede tener Nabucco para otros los Estados miembros orientales. No obstante, en el medio y largo plazo sí puede tener implicaciones más serias de lo que algunos observadores descuentan, aunque no necesariamente bajo los escenarios previstos por la Comisión o los promotores del Plan. El primer interés vislumbrado por España era la realización de la vieja aspiración de conseguir la interconexión eléctrica con Francia, siquiera de manera indirecta. El segundo consistió en la apertura de un nuevo mercado potencial para las empresas españolas, bien posicionadas en diferentes ámbitos relacionados con las energías renovables. Cuando ambos elementos quedaron difuminados por las incertidumbres, las expectativas se enfriaron y los enfoques se tornaron más cautos.

Un mandato a la Comisión para negociar un acuerdo en la materia supondría un revulsivo que obligaría a todos los actores a reposicionarse en torno al Plan Solar y reevaluar sus opciones. La postura de “esperar y ver”’ puede no ser válida en un contexto de mejora de las condiciones del artículo 9 de la Directiva sobre renovables, o con la extensión del Tratado de la Comunidad de la Energía a países como Marruecos. Pero desde luego, si la Comisión se embarca en un mandato semejante al conseguido para las negociaciones con Azerbaiyán y Turkmenistán con países como Marruecos o Argelia para el despliegue de las renovables, España debe contribuir a la iniciativa de manera sustantiva y fijar posiciones consistentes. La propia Comunicación de septiembre de 2011 explicita que las conversaciones con ambos países eran, en esa fecha, muy prometedoras.[24]

Hay otro motivo, menos evidente pero tal vez relevante a más largo plazo, que justifica que España le preste atención. Si ese mandato incluye el diseño y aplicación de proyectos conjuntos con un componente de regulación que gestione el intercambio de electricidad renovable y su retribución, podrían dar lugar a un nuevo modelo de cooperación energética transnacional en el ámbito de las energías renovables. La política energética europea tiene una gran necesidad de este tipo de mecanismos si verdaderamente quiere superar la fragmentación de las regulaciones nacionales y avanzar hacia un modelo europeizado de despliegue de las energías renovables. La europeización de los apoyos a las energías renovables puede parecer políticamente inviable, pero empieza a reclamarse por parte de algunos observadores.[25] Su aplicación en un ámbito más limitado de manera diferenciada y gradual, como el Plan Solar, puede resultar más sencillo, pero marcar a la larga la frontera de posibilidades para una integración pan-europea más ambiciosa de las energías renovables. En todo caso, por motivos geográficos y empresariales, y desde una perspectiva estratégica, España debería acompañar el proceso desde su inicio.

Estas dos referencias a los mandatos precisos deben enmarcarse en el mapa global de preferencias expresadas tanto en la propia Comunicación de septiembre de 2011 como en el conjunto de documentos elaborados por la Comisión en los últimos años. Sin embargo, la geopolítica de la energía ha cambiado sustancialmente en los últimos meses y no parece que las formulaciones propuestas por la Comisión, algo vagas, estén a la altura de los desafíos. La prioridad otorgada a Rusia es comprensible, pero el trato relativamente secundario recibido por los proveedores norteafricanos y del Golfo no parece justificable.[26] El conjunto de la región supone el epicentro de la geopolítica mundial de la energía, y la UE no cuenta con instrumentos de actuación adecuados a su grado de interdependencia energética, especialmente con los productores del Golfo.

La agenda energética de la UE en el Mediterráneo y el Golfo Pérsico abarca desde el restablecimiento de la producción libia y la instauración en el país de un régimen de gobernanza de los hidrocarburos que prevenga futuros conflictos internos,[27] hasta la elaboración de planes de contingencia ante un embargo a Irán o incluso una interrupción temporal del tráfico marítimo por Ormuz. Las relaciones energéticas europeas con proveedores mediterráneos como Argelia, Libia o Egipto, cuyas políticas energéticas afrontan momentos de cambio también requieren de enfoques europeos renovados.[28] La iniciativa más avanzada parece ser la conclusión de una asociación estratégica con Argelia que el país norteafricano lleva largo tiempo demandando,[29] en la que pueden entrar en juego intereses cruciales para España y, en un sentido más amplio, para la interdependencia energética hispano-argelina.[30]

Además de esas posibles asociaciones estratégicas diferenciadas, hay otros elementos que pueden verse reforzados por un enfoque comunitario, como la convergencia regulatoria del sector energético en la vecindad europea, por ejemplo en países como Marruecos o Túnez, o el cierre del anillo energético mediterráneo. Este enfoque pretende alcanzar un espacio energético pan-euro-mediterráneo basado en el acervo comunitario y proyectando su mercado y las instituciones que lo regulan.[31]

Otras regiones preferentes para España, como América Latina o África Occidental, presentan límites más claros a la estrategia de europeización. En ambas parece más factible la europeización de los instrumentos de cooperación al desarrollo en materia energética, incluyendo la lucha contra el cambio climático, la pobreza energética y la promoción de las energías renovables. De hecho, la integración de la política de cooperación al desarrollo en la lucha contra el cambio climático y la pobreza energética, y el papel de las energías renovables en un desarrollo energético sostenible es otra de las tendencias que se van consolidando, esta vez desde la política energética exterior, en la política energética comunitaria. En el caso de la vecindad europea la UE cuenta con fondos regionales dedicados,[32] y para América Latina con el Latin American Investment Facility-LAIF, que incluye las energías renovables entre sus prioridades.

Esta tendencia y su impacto sobre la política española de cooperación tienen su próxima cita con la agenda mundial del clima en la Cumbre de Desarrollo Sostenible de Rio+20, donde debe desarrollarse el marco adoptado en Cancún sobre la movilización de recursos financieros para los planes nacionales de adaptación al cambio climático en países en desarrollo. La cooperación española ya reconoce el papel del desarrollo energético sostenible en el Plan Anual de Cooperación Internacional (PACI) de 2011. De hecho, la mayor parte de la ayuda oficial al desarrollo española al sector energético ya se destina a las energías renovables (el 80% de las ayudas concedidas al sector, según el seguimiento del PACI 2010). No obstante, históricamente se ha tratado en su mayor parte de ayuda ligada en el marco del extinto Fondo de Ayuda al Desarrollo (FAD), por lo que su sustitución por el FONPRODE exige replantear la convergencia hacia las preferencias expresadas por la política de cooperación europea.[33]

Esta nueva dimensión de la política energética exterior comunitaria puede parecer marginal en un primer análisis. Sin embargo, resulta interesante recordar cómo las preferencias en materia medioambiental y de lucha contra el cambio climático, que en su momento tampoco recibieron demasiada atención por parte del establishment energético europeo, han terminado pergeñando aspectos importantes de la política energética comunitaria, hasta el punto de constituir uno de sus pocos vectores claramente reconocibles de europeización. Su integración con la política de cooperación puede facilitar un ecosistema benigno para la maduración de una política europeizada, que suele consistir en una combinación de relevancia política relativa aparentemente baja, campo para la innovación normativa y los compromisos graduales y, en última ratio, aceptabilidad social y consistencia con las preferencias de los ciudadanos.

Las iniciativas de la Comisión plantean retos importantes para la política energética (exterior e interior) española. Además de las interconexiones con Francia, tema que sólo puede resolverse conjugando las actuaciones en el seno de la UE con las iniciativas bilaterales, la respuesta a toda una serie de interrogantes tiene una dimensión en gran parte europea.

Entre otros temas pendientes, se podrían mencionar los siguientes: dar salida a la capacidad excedentaria de gas (GNL y los nuevos suministros del Medgaz) en un momento de baja demanda; optimizar la utilización de la capacidad de generación renovable mediante la exportación de electricidad; proporcionar oportunidades y nuevos mercados a las empresas españolas (utilities e industria); responder a las necesidades de red que supondría una eventual importación de electricidad renovable del norte de África; adoptar una posición consistente en el proceso de construcción de infraestructuras europeas; plantear prioridades claras en las orientaciones geográficas de la política energética exterior comunitaria que contemplen las preferencias españolas, incluyendo instrumentos comunitarios (y bilaterales que sean compatibles con los comunitarios) que ayuden a gestionar la interdependencia española con sus suministradores clave, actuales y potenciales; desarrollar una estrategia diferenciada de empezando por los vecinos, no sólo Francia, teniendo claro el mapa de retos y oportunidades en Portugal, Marruecos y Argelia, y posicionarse para evitar perder esos mercados naturales; y desarrollar la dimensión energética de la Estrategia Española de Seguridad e integrarla con la política energética nacional de forma compatible con la europea.

Consideraciones finales

La principal incertidumbre que rodea a las últimas iniciativas de la Comisión por europeizar la política energética exterior se refiere al impulso político que pueden recibir sus propuestas. Las posibilidades de pérdida de impulso y apoyo son reales, y a las fuerzas centrípetas invocadas por la Comisión se opone la lógica de los intereses nacionales de los Estados miembros más influyentes. La agenda europea va a seguir concentrada en la crisis de la eurozona y la discusión de las medidas para luchar contra la recesión. Como ya se ha apuntado, una forma de dar visibilidad a las cuestiones energéticas podría ser ligarlas a las reformas estructurales necesarias para elevar la competitividad de la economía europea y a la financiación de infraestructuras energéticas como vector de recuperación económica. Sin embargo, eso no evitará el tradicional juego comunitario de negociaciones y coaliciones, pudiendo incluso enconarlo.

En general, se intuye que los Estados miembros más importantes (Alemania, Francia, Italia y el Reino Unido) tienden a recibir mejores condiciones contractuales que los demás, bien debido a la mayor dimensión de su mercado y por tanto de su poder de negociación, bien debido a que mantienen relaciones políticas privilegiadas con sus suministradores estratégicos, o porque cuentan con empresas y tecnología de interés para los países productores. Gazprom, por ejemplo, parece cargar precios del gas más altos a los Estados miembros del Este, que carecen de los atributos precedentes o simplemente de otras alternativas de suministro. La prueba es que la reacción de los Estados miembros a la europeización de los acuerdos energéticos propuesta por la Comisión ha variado entre países según su tamaño y grado de diversificación. Los Estados miembros pequeños o con menor poder de negociación han celebrado la propuesta de una conformidad previa de los acuerdos en negociación, mientras que los más grandes prefieren someterlos a dicha conformidad sólo después de ser firmados.[34]

Alemania y Francia mantienen estrategias nacionales basadas en los aprovisionamientos de gas ruso y la apuesta por las renovables, y la energía nuclear, respectivamente. También disfrutan de un grado elevado de interconexiones derivado de su renta de situación como países centrales de la UE, pese a la escasa receptividad de Francia. El Reino Unido y otros países del norte de la UE también tienen preferencias proclives a las energías renovables y las interconexiones eléctricas, pero estas últimas presentan un margen de convergencia limitado con las preferencias geográficas de España (aunque no de las empresas españolas presentes en esos mercados). Dinamarca, que ostenta la Presidencia de la UE durante los próximos seis meses, incluye entre sus prioridades el desarrollo de una economía verde, pero puede no estar especialmente concernida por los grandes retos geopolíticos de la energía en Europa meridional. Puede ser sensible a una mayor europeización de la política energética en materia de renovables, pero no padece las restricciones de interconexión de otros Estados miembros ni su dependencia exterior.

Los países del Este europeo y el Báltico presentan preferencias similares a las españolas en materia de interconexiones, pero su problemática difiere mucho de la española en las fuentes y geografía de su interdependencia energética exterior. España, uno de los países europeos con unos suministros más diversificados, no comparte su extrema dependencia de Rusia ni la falta de diversificación de su suministro, ni puede beneficiarse directamente de los esfuerzos comunitarios para paliarlos, más allá de un impulso genérico a las interconexiones cuyo valor dependería de una posterior concreción. No obstante, debe recordarse que la inclusión de la seguridad energética en el Tratado de Lisboa como una responsabilidad de la UE fue debida a la insistencia de este grupo de países.

Más aún, la europeización de los acuerdos energéticos bilaterales propuesta por la Comisión tiene su origen precisamente en las negociaciones que Polonia mantuvo en 2010 para renovar su contrato de gas con Gazprom. En primera instancia, la Comisión avisó a Polonia de que el borrador del contrato incumplía las reglas de competencia comunitarias. Polonia solicitó la ayuda de la Comisión y obtuvo concesiones importantes de Gazprom en una serie de asuntos, como el acceso a terceros y el derecho a reexportar y reimportar. Este éxito comunitario explica el impulso recibido para establecer el mecanismo de intercambio de información, así como la insistencia de la Comisión en su papel de apoyo a las negociaciones de aquellos Estados miembros que soliciten su ayuda.

Mientras que las preferencias por las renovables se encuentran probablemente en el norte de Europa, incluida Alemania, para encontrar perfiles de preferencias geográficas similares España debe mirar a la Europa mediterránea en busca de posibilidades de cooperación. Francia sigue siendo el actor clave para España al mediar geográficamente su integración en el mercado interior y compartir en parte sus preferencias geográficas. Italia y Grecia, pese a su mayor propensión oriental, tienen estructuras de importación más semejantes a la española, que en el caso de Portugal son todavía más claras. Aunque los países más afectados por la crisis estarán en los próximos meses, como la propia España, absorbidos por la agenda económica de la UE, tal vez podrían encontrar contenidos energéticos comunes a su salida.

En este contexto, España afronta la necesidad de contribuir a la formulación de esa nueva política energética exterior de la UE, establecer su interrelación con el funcionamiento del mercado interior, y conciliar sus preferencias con las del sector energético español. Cuenta para ello con ventajas comparativas importantes en el campo de la diversificación de abastecimiento, las capacidades de GNL, las interconexiones con el norte de África, un papel de liderazgo en energías renovables y gas natural, y un conjunto de empresas internacionalizadas y competitivas. Sus necesidades son además bien conocidas tanto por las autoridades españolas como por las europeas, y su satisfacción pasa sobre todo por la aplicación del acervo comunitario en materia de interconexiones y mercado interior.

Es probable que la política energética exterior nunca alcance el grado de europeización de otras políticas comunitarias, como la comercial. Los Estados miembros, al menos los que se benefician de un mayor poder de negociación, no parecen dispuestos a que la Comisión negocie acuerdos energéticos en su nombre como ocurre con los acuerdos comerciales. Es posible que su influencia se limite a negociar las normas que gestionen las infraestructuras energéticas, intra y extra-europeas. No obstante, en aquellos casos en que su implicación sea fruto de un mandato negociador, como la apertura del Corredor Sur del gas o la integración de las energías renovables de la ribera sur del Mediterráneo en el sistema energético europeo, las negociaciones pueden adentrarse en terrenos inexplorados hasta la fecha.

Un ejemplo puede ser la agrupación por parte de la Comisión de las compras de varios Estados miembros, por ahora desechada para el Corredor Sur por objeciones relacionadas con la política de competencia debido a una posible posición de monopsonio. En el caso de la integración de las renovables del norte de África, además de la financiación de infraestructuras pueden abordarse temas relacionados con la regulación, como su retribución en el marco de proyectos conjuntos, que pueden tener efectos de desbordamiento a largo plazo.

En todo caso, no debe caerse en el conformismo y obviar la necesidad de reflexionar sobre las novedades introducidas por las recientes iniciativas de la Comisión en materia de política energética exterior, la valoración de sus implicaciones para España, y la adopción de una postura cooperativa al respecto. La dinámica adquirida por la política energética comunitaria en los últimos años va a empezar a exigir decisiones importantes, no sólo y tal vez no principalmente en su dimensión exterior. Pero mientras que los grandes temas tradicionales del mercado interior son bien conocidos y las posiciones nacionales están bastante establecidas, la agenda de la política energética exterior puede resultar menos previsible. Para cualquier Estado miembro, y desde luego para España, parece importante contar con una ordenación clara de las preferencias nacionales a la hora de contribuir al proceso de toma de tales decisiones.

Notas:

[1]El autor quisiera agradecer los comentarios realizados por tres miembros del Grupo de Trabajo de Energía del Real Instituto Elcano a este Documento de Trabajo. No obstante, las opiniones expresadas y los errores que puedan subsistir son responsabilidad exclusiva de su autor.

[2] G. Oettinger (2011), “Towards an Integrated European Energy Market”, en K. Barysch (ed.), Green, Safe, Cheap. Where Next for EU Energy Policy?, Centre for European Reform, www.cer.org.uk.

[3] G. Escribano (2010), “Convergence towards Differentiation: The Case of Mediterranean Energy Corridors”, Mediterranean Politics, vol. 15, nº 2.

[4] G. Escribano (2011), “Markets or Geo-politics? The Europeanization of the EU’s Energy Corridors”, Journal of Energy Sector Management, vol. 5, nº 1. Véase también R. Youngs (2009), Energy Security. Europe’s New Foreign Policy Challenge, Routledge, Londres.

[5] Es decir, que la convergencia se produce primero mediante el agrupamiento de los perfiles más similares, generando “grupos” diferenciados en el seno de los cuales sí se produce convergencia. Véase J.M. Marín, J. García-Verdugo y G. Escribano (2011), Energy Security for the EU in the 21st Century. Markets, Geopolitics and Corridors, Routledge, Oxford y Nueva York, especialmente los capítulos 11 y 14.

[6] Sobre Rusia, véase P. Benavides (2010), “Las relaciones entre la Unión Europea y Rusia en el ámbito de la energía”, en J.M. Beneyto y C. Powel (eds.), Unión Europea y Rusia ¿Competencia o cooperación?, Biblioteca Nueva, Madrid, pp. 209-225; y más recientemente, id. (2011), “Infraestructuras energéticas en la Unión Europea. El gasoducto Nord Stream en marcha”, Cuadernos de Energía, nº 33, diciembre; y D. Finon y C. Locatelli (2008), “Russian and European Gas Interdependence: Could Contractual Trade Channel Geopolitics?”, Energy Policy, vol. 28, nº 1. Sobre Argelia, véase G. Escribano (2009), “La UE y la promoción de las reformas en Argelia”, Revista de Información Comercial Española, nº 846. En relación al Caspio, véase G. Bahgat (2007), “Prospects for Energy Cooperation in the Caspian Sea”, Communist and Post-Communist Studies, vol. 40, pp. 157-168.

[7] F. Umbach (2011), “Natural Gas – From Achilles Heel to Stabiliser?”, en K. Barysch (ed.), op. cit., nota al pie nº 1.

[8] R. de Miguel (2011), “El mercado interior de la electricidad”, Cuadernos de Energía, nº 33, ENERCLUB, diciembre.

[9] COM (2010) 2020 final.

[10] COM (2010) 639 final.

[11] COM(2010) 677 final.

[12] COM(2006) 105 final.

[13] COM (2006) 590 final.

[14] COM(2011) 539 final.

[15] La comparación es difícil y de ella no pueden extraerse consecuencias aplicables al gas o la electricidad. Euratom fue fruto de un acuerdo muy especial en el que, para conseguir imponer sus posiciones, los franceses tuvieron que hacer concesiones en materia de información. Paradójicamente, el tratado contempla la obligación de que sus miembros consulten con sus socios la apertura de nuevas centrales nucleares, pero no su cierre.

[16] COM(2011) 540 final.

[17] Sobre el papel de la Carta de la Energía en el tránsito de gas y las relaciones con Rusia, véase A. Konoplyanik (2009), “Gas Transit in Eurasia: Transit Issues between Russian and the European Union and the Role of the Energy Charter”, Journal of Energy & Natural Resources Law, vol. 27, nº 3.

[18] M. Simurdic (2009), “The Energy Community: EU Energy Enlargement?”, International Issues & Slovak Foreign Policy Affairs, nº 3; también S. Renner (2009), “The Energy Community of Southeast Europe: A Neo-Functionalist Project of Regional Integration”, European Integration online Papers, vol. 13.

[19] Directiva 2009/28/CE.

[20] J.M. Marín y G. Escribano (2010), “El Plan Solar Mediterráneo y la integración energética Euro-mediterránea”, Revista de Economía Industrial, nº 377.

[21] S.S. Haghighi (2007), Energy Security: The External Legal Relations of the European Union with Major Oil and Gas Supplying Countries, Hart Publishing, Oxford.

[22] Puede consultarse al respecto S. Yenikeyeff (2011), “Energy Interests of the ‘Great Powers’ in Central Asia: Cooperation or Conflict?”, International Spectator, vol. 46, nº 3; y M. Bilgin (2009), “Geopolitics of European Natural Gas Demand: Supplies from Russia, Caspian and the Middle East”, Energy Policy, vol. 37, nº 11.

[23] Marín y Escribano (2010), op. cit.

[24] En una visita a España el 24 y 25 de noviembre de 2011 para participar en un seminario organizado por ESADE, el comisario Oettinger insistió en lo prometedor de tales conversaciones sin entrar en más detalles.

[25] Por ejemplo, D. Buchan (2011), “Expanding the European Dimension in Energy Policy: The Commission’s Latest Initiatives”, SP nº 23, Oxford Institute for Energy Studies.

[26] A. Mañé y A. Lorca (2007), “África del Norte: su importancia geopolítica en el ámbito energético”, Documento de Trabajo nº 11/2007, Real Instituto Elcano.

[27] G. Escribano (2011), “Una agenda energética para Libia: seguridad, reconstrucción y gobernanza”,ARI nº 139/2011, Real Instituto Elcano.

[28] G. Escribano (2011), “Energía en el Norte de África: vectores de cambio “, Documento de Trabajo nº 13/2011, Real Instituto Elcano. Para un análisis más detallado sobre Argelia, véase H. Darbouche (2011), Algeria’s Shifting Gas Export Strategy: Between Policy and Market Constraints, Oxford Institute for Energy Studies, NG 48, marzo; y F. Ghilès (2011), “Ahead of Spring in Algeria: Tough Energy and Economic Challenges Await”, Notes Internacionals CIDOB, nº 32. Sobre Egipto, puede consultarse L. Guarera (2011), “Egypt Energy Challenges”, Global Energy for the Mediterranean, nº 7, marzo, OME; y P.H. Suding (2010), “Struggling between Resources-based and Sustainable Development Schemes – An Analysis of Egypt’s Recent Energy Policy”, Energy Policy, vol. 39, nº 8.

[29] H. Darbouche (2008), “Decoding Algeria’s ENP Policy: Differentiation by Other Means”, Mediterranean Politics, vol. 13, nº 3.

[30] G. Escribano (2011), “Conjugando diferenciar y diversificar: Una visión económica más ambiciosa de las relaciones hispano-argelinas”, Cahiers d’Algerie nº 4, Casa del Mediterráneo.

[31] Véase A. Correljé y C. Van der Linde (2006), “Energy Supply Security and Geopolitics: A European Perspective”, Energy Policy, vol. 34, nº 5; también A. Mañé (2006), “European Energy Security, Towards the Creation of the Geo-energy Space”, Energy Policy, vol. 34, nº 18.

[32] Sobre el papel de la cooperación energética hispano-argelina véase G. Escribano (2008), “Las relaciones económicas hispano-argelinas y el desarrollo de Argelia”, en I. Olivié (ed.), ¿Somos coherentes? España como agente de desarrollo internacional, Marcial Pons y Real Instituto Elcano, Madrid, capítulo 3.

[33] G. Escribano (2012), “Desarrollo energético sostenible y energías renovables”,Información Comercial Española. Revista de Economía, nº 864, enero-febrero, en prensa.

[34] D. Buchan (2011), “Expanding the European Dimension in Energy Policy: The Commission’s Latest Initiatives”, SP nº 23, Oxford Institute for Energy Studies.

Malgré les avancées enregistrées ces dernières années, la politique de l’Union européenne en matière énergétique n’a pas réussi à atteindre ses principaux objectifs, qui sont d’assurer un accès à une énergie d’un prix raisonnable et stable, de préserver la compétitivité de l’industrie européenne, de garantir la sécurité de l’approvisionnement énergétique de tous les Européens, où qu’ils habitent, et de promouvoir un modèle durable de production, de transport, de distribution, de stockage et de consommation de l’énergie qui nous fasse franchir un pas décisif vers une société à faibles émissions de carbone.

Si ces objectifs recueillent une adhésion générale, chez les hommes politiques comme auprès de la société civile, des fournisseurs d’énergie et des entreprises jusqu’aux syndicats, aux consommateurs et aux défenseurs de l’environnement, c’est sur la manière de les réaliser que les avis diffèrent.

Les politiques énergétiques nationales ont montré leurs limites; or, il n’y a pas encore de politique européenne commune de l’énergie pour les surmonter. En dépit des promesses faites par nombre de gouvernements, les prix de l’énergie ont flambé ces dernières années et, par voie de conséquence, la précarité énergétique s’est faite plus pressante que jamais. L’hiver dernier, entre 50 et 125 millions d’Européens ont été placés en situation de détresse à cause du renchérissement des combustibles, qu’ils aient eu à subir des coupures de chauffage, en aient été menacés ou aient été incapables d’acquitter leurs factures. Les pays de l’UE n’ont pas su réagir à cette situation comme il eût été nécessaire.

Les Etats membres de l’UE ont tissé des liens d’interdépendance si serrés que faire cavalier seul est pour eux désormais un choix impraticable. Comme on a pu le voir récemment, par exemple avec la sortie de l’énergie nucléaire décidée par certains d’entre eux, ils peuvent certes appuyer souverainement certains choix en matière d’approvisionnement énergétique, mais à quel prix! De telles décisions unilatérales augmentent le risque de divergences et peuvent entraîner les tarifs dans des mouvements de hausse ou dans des turbulences, comme dans le domaine de la production et de la consommation d’énergie à l’échelle régionale, pour ne considérer que ces deux aspects. Aujourd’hui, aucun pays européen n’est en mesure d’assurer par ses seuls moyens un approvisionnement énergétique fiable et abordable à ses citoyens.

Il faut en finir avec cette myopie politique. Présenter un front uni constitue la seule manière pour les pays européens de répondre aux préoccupations des citoyens et de garantir la prévalence des intérêts de l’Europe. Si la volonté politique représente, bien entendu, une des données du problème, elle n’en est pas le seul paramètre. Premièrement, nous n’avons pas entièrement tiré parti des possibilités que recèle le marché unique pour renforcer la sécurité énergétique et apporter une valeur ajoutée aux citoyens. Deuxièmement, la solidarité entre les Etats membres est expressément prévue par le Traité de Lisbonne mais est restée lettre morte dans le cadre institutionnel actuel. Troisièmement, l’Union européenne ne dispose pas des moyens requis pour financer des actions de grande envergure ou imposer des choix touchant aux sources d’énergie. En comparaison des montants consacrés à l’énergie par les Etats membres, le budget annuel dont l’UE dispose pour ce secteur apparaît dérisoire et limite sérieusement les financements alloués aux actions communes d’interconnexion des réseaux électriques et gaziers ou aux recherches conjointes sur la production énergétique à faibles émissions de carbone. Aussi est-il capital de doter l’Union de ressources financières indépendantes et autonomes pour financer des projets d’intérêt européen, en particulier ceux qui touchent aux énergies renouvelables. Quatrièmement, il devrait aller de soi que les citoyens soient pleinement associés à une problématique comme l’énergie, qui est d’une telle d’actualité et si lourde de conséquences pour la société. Il est profondément inquiétant de constater qu’en la matière aucun dialogue structuré n’a été noué entre les auteurs des politiques et décisions énergétiques et la société civile européenne.

Une nouvelle approche s’impose, qui visera à approfondir l’intégration et la solidarité. La voie la plus ambitieuse – et la plus prometteuse – est de mettre en place une Communauté européenne de l’énergie en bonne et due forme, qui couvrirait tous les aspects de la question, économiques, politiques et stratégiques. Cela impliquerait notamment que l’Europe intègre ses marchés de l’énergie, coordonne les politiques de recherche, les décisions d’investissement et les mécanismes de solidarité et s’oblige à parler d’une seule voix sur la scène mondiale. Toute cette entreprise requiert une vigoureuse approche supranationale.

Il est dès à présent possible de poser en ce sens de solides jalons, qui vont d’une intégration plus poussée des marchés nationaux de l’énergie jusqu’à une planification commune des réseaux axant la politique énergétique sur les consommateurs, pour ne citer que ces deux exemples. C’est ainsi que nous lançons un appel pour que la composition du bouquet énergétique soit progressivement soumise à une «européanisation» indispensable pour accroître la part des énergies renouvelables dans le bouquet de chaque pays. En matière de choix et d’investissements énergétiques, l’Europe ne peut se permettre d’attendre encore: les grandes décisions que nous prenons au­jour­d’hui induisent des enga­gements étalés sur plusieurs ­décennies. Le développement progressif d’une Communauté européenne de l’énergie est susceptible de remobiliser les Européens autour d’un projet qui, à leurs yeux, présente une valeur ajoutée tout à fait claire et, surtout, qui répondra à leurs attentes et inquiétudes, telles qu’elles se dégagent de récentes enquêtes d’opinion.

Dans la mesure où les choix arrêtés en matière d’énergie ont des répercussions dans tous les domaines de la société, le grand public ne peut être tenu à l’écart du débat sur les mutations structurelles qui nous attendent. Le Comité économique et social européen et le think tank Notre Europe militent pour que cet échange se déroule au niveau de l’UE et ils proposent la création d’un forum de la société civile européenne qui serait chargé de suivre les questions énergétiques. Nous appelons la Commission européenne à jouer un rôle bien plus étendu pour tracer les contours d’une politique énergétique cohérente, crédible et efficace, qui jette les bases d’une Communauté européenne de l’énergie. En matière d’énergie, l’action purement nationale n’a plus de pertinence et c’est au niveau européen que nous pourrons le mieux réussir à façonner un système énergétique qui soit durable, capable de rebondir et tourné vers l’avenir.

South Sudan was born as an independent nation on July 9, 2011, with good will and a bounty. Three hundred and fifty thousand barrels of oil per day provided the government with $1,000 per year for each of its 8 million citizens.

But the only pipeline to market runs through northern Sudan, giving the government in Khartoum control over South Sudan’s economic artery. And on independence day there was no agreement on the terms of pipeline use.

When Sudan was still one country, 50 percent of the revenue from southern oil went to the central treasury, comprising 40 percent of its budget. After July 9, Khartoum received nothing — not even a transit fee. International promises of debt relief and lifting economic sanctions, to fill a part of the budget gap, came to nothing. Continued negotiations — convened by the African Union High-Level Implementation Panel on Sudan, which is headed by former President Thabo Mbeki of South Africa and to which I am an adviser — have failed to resolve the issue.

On Jan. 20, South Sudan announced the dramatic step of shutting down oil production, with immediate effect. As oil money comprises 97 percent of the South’s budget, it seems a suicidal step. The rationale is that for the last month, Khartoum has been diverting the oil to its own refinery and filling three tankers.

A year ago, President Omar al-Bashir congratulated his southern counterpart, President Salva Kiir, on independence and promised a new and peaceable chapter in the troubled history of north-south relations. This quickly turned sour, particularly with the outbreak of war in two areas of northern Sudan — Southern Kordofan and Blue Nile — where about half of the population is loyal to the former rebels of the Sudan People’s Liberation Movement, who are now the government in the South. Although the northern branch of the party supposedly split off, the South does not disguise its solidarity with its former comrades in arms.

Khartoum’s delegates to the just-concluding talks in Addis Ababa complain bitterly. “Why should we allow Southern oil to go free to market, when the money from its sales is used to arm rebels who want to destroy us?” They follow it up with a promise — we will reconcile our respective claims after we agree on a transit fee that matches a third of the budget gap.

The South counters, “Why do we allow our oil to be stolen and the money used to buy weapons to kill our comrades in arms? Khartoum has always wanted to control the South and its readiness to strangle us financially shows that they will never allow us to be truly free.” The Southern government in Juba has floated plans for a new pipeline through Kenya. Optimistically, this may cost $3 billion to $4 billion and take three years to build, but many Southern leaders would rather leave their oil in the ground than submit to Sudan’s coercion.

So South Sudan has set off its economic doomsday machine. The shutdown of wells is already beginning and within a week the oil companies will begin flushing the pipeline with water, so that the oil it contains doesn’t jam and turn into a 600-mile asphalt tube. After that, the best case would be six months’ work to reopen exports.

The South’s lead negotiator, Pagan Amum, said he was at peace with himself when he explained: “This is a matter of respect. We may be poor but we will be free.”

But South Sudan is a fragile state, as the recent interethnic killings in the Jonglei area show, and it will need massive foreign aid to compensate for the lost $650 million per month.

A northern general remarked, “The shutdown will hurt us but it will kill them.” But Sudan cannot be stable if its southern neighbor is in crisis.

Based on its principle that Sudan and South Sudan should be two viable states, at peace and mutually supportive, the African Union panel has proposed an agreement. This will keep the oil flowing, stop the unilateral diversion of southern oil by the north, and provide enough funds to cushion the economic crisis in the north. China — the main buyer of Sudanese oil — the United States and the United Nations have endorsed the African Union’s plan.

President Bashir and President Kiir are due to meet in Addis Ababa on Friday. This is the last chance, not only for the two to snatch a deal on oil, but also to stop an escalation into a wider north-south war. The two must step back from the brink.

Tema: La amenaza del cierre del Estrecho de Ormuz al tráfico de petróleo es la respuesta iraní a las sanciones que preparan EEUU y sus aliados para impedir que Irán se convierta en una potencia nuclear.

Resumen: EEUU y sus aliados están preparando nuevas sanciones que se añadan a las existentes para forzar al régimen de los ayatolás a abandonar su programa nuclear. En respuesta, los Guardianes de la Revolución aprovecharon sus maniobras de enero de 2012 para amenazar con cerrar el Estrecho si se aplican esas sanciones. Este ARI estudia los riesgos militares y los energéticos en una aproximación basada en las fuentes abiertas disponibles hasta el momento y que integra en dos escenarios. En un primer escenario, de tensión, Irán mantendría esa amenaza de corte como instrumento de presión en su enfrentamiento con las potencias occidentales y regionales. La inestabilidad duraría todo el tiempo –años– que queda para completarse o cancelarse el programa nuclear iraní y se podría traducir en demostraciones de fuerza o acciones encubiertas que no reducirían la oferta de crudo procedente del Golfo pero que elevarían su precio por encima del precio normal de mercado. En el segundo escenario, de enfrentamiento armado, cualquier intento de cerrar el Estrecho o perturbar el derecho de paso de los buques daría lugar a una rápida escalada militar para controlar el espacio naval y aéreo y restablecer el tránsito de petroleros. La duración de este escenario dependería de la magnitud del intento de cierre, desde unos días en caso de un bloqueo limitado seguido de una reacción rápida hasta semanas en caso que la reacción fuera tardía y el bloqueo total. El cierre y el enfrentamiento provocarían un salto inmediato en el precio del petróleo que se reduciría o se incrementaría en función de la evolución de las expectativas sobre el tiempo necesario para reabrir el Estrecho.

Análisis: EEUU y sus aliados sostienen un pulso con Irán para que desista de su intención de disponer de armas nucleares. Para evitarlo, se han ido sucediendo medidas de disuasión y de distensión que no han conseguido el efecto deseado. A las medidas diplomáticas siguieron los embargos de tecnología para evitar o retrasar el acceso a medios nucleares y tecnología de misiles y, también, aunque se desconoce su autoría, se han sucedido acciones encubiertas en los dos últimos años en suelo iraní que han causado la muerte de científicos o militares asociados al programa de enriquecimiento del uranio o al desarrollo de los misiles balísticos. En reciprocidad, Irán le ha puesto las cosas difíciles a EEUU y a sus vecinos del Golfo estos últimos años utilizando a los movimientos terroristas a los que subvenciona, a sus fuerzas especiales (quds) o a sus seguidores étnicos o religiosos, tal y como lo ha venido haciendo en Irak, Afganistán, Líbano, Arabia Saudí, Yemen y Bahrein, entre otros países. Viendo que el programa nuclear avanza de forma inexorable, el presidente Obama firmó a finales de 2011 nuevas medidas que penalizan la colaboración con empresas y bancos iraníes, incluido su Banco Central, y la UE está ultimando sanciones sobre sus exportaciones de petróleo. En respuesta, los Guardianes de la Revolución pusieron en marcha unas maniobras destinadas a preparar el cierre del Estrecho de Ormuz y amenazaron con bloquearlo en cualquier momento.

Las nuevas sanciones estadounidenses y la inminencia de las europeas, previstas primero para el 30 de enero y luego adelantadas al 23 para no hacerlas coincidir con un Consejo Europeo que quiere centrarse en la crisis de la eurozona, tensionaron inmediatamente el mercado del crudo. El precio del petróleo tipo Brent de referencia en Europa pasó de moverse en el nivel de los 108 dólares por barril a finales de diciembre de 2011 a tantear los 114 dólares en las primeras semanas de 2012 (a 16 de enero se situaba en el entorno de los 111 dólares), lejos de los máximos alcanzados por el conflicto libio a principios de abril de 2011 (casi 130 dólares) pero cerca de los existentes en septiembre tras la caída de Gadafi. El West Texas Intermediate (WTI), de referencia en EEUU, se situó a principios de enero en 104 dólares por barril, en máximos desde mayo de 2011, para luego descender hasta el entorno de los 100 dólares. Además, el descenso de las importaciones chinas de crudo iraní, que en enero se redujeron casi a la mitad –y que se prevé que sigan disminuyendo el próximo mes– ha provocado que algunas refinerías chinas se hayan empezado a abastecer de crudo del Mar del Norte, volviendo a hacer rentable el arbitraje entre Europa y Asia, con el probable aumento de los precios del crudo en los mercados asiáticos.

EEUU mantiene un enfrentamiento con el régimen de los ayatolás desde su nacimiento y en los últimos años se ha impuesto entre los dirigentes iraníes la percepción de que EEUU no desea normalizar sus relaciones con Irán sino cambiar un régimen teocrático e islamista por uno democrático y secular. Esta percepción se ha consolidado tras constatar que EEUU ha cambiado mediante la fuerza los regímenes de los talibán y de Sadam Hussein, así como el de Gadafi –tras renunciar éste a desarrollar su capacidad nuclear– mientras no ha podido hacerlo con el de Corea del Norte porque sí dispone de capacidad nuclear. Por otro lado, Irán sostiene un pulso geopolítico por la hegemonía regional con los gobiernos y comunidades suníes de la zona, pretende acabar con Israel y no ha conseguido erradicar el riesgo latente de los separatismos kurdos y baluchis. Por eso, el desarrollo del programa nuclear es vital para la supervivencia del régimen iraní, para que sus dirigentes puedan demostrar a su población que han sido capaces de convertir a Irán en una potencia nuclear contra todo y contra todos y para disuadir a sus rivales de cualquier tentación de cambio de régimen por la fuerza.

El creciente impacto de las sanciones comerciales y, sobre todo, su mala gestión económica, obligaron al régimen iraní a reducir abruptamente los subsidios a los combustibles y los alimentos en diciembre de 2010 para evitar una crisis fiscal. Los precios aumentaron de manera fuerte e inmediata, y el régimen hubo de silenciar a los medios de comunicación y realizar un despliegue importante de sus fuerzas de seguridad para controlar el descontento popular. Estas medidas acabaron con el último mecanismo de distribución de rentas del petróleo a la población iraní y, por tanto, con su ya escasa legitimación económica. Como resultado, se ha registrado un empobrecimiento social debido al desvío de recursos económicos a fines nucleares y militares, los problemas de suministro y la carestía de bienes y servicios básicos –que se agravarán aun más con las próximas sanciones–. No obstante, el régimen iraní se las ha arreglado bien para sobrellevar las sanciones comerciales y sacar adelante su programa nuclear, aunque todavía no se sabe cuál es el efecto real sobre el mismo de las sanciones comerciales ni el de las acciones encubiertas. También ha sabido suprimir cualquier oposición que pueda avivar los rescoldos de las movilizaciones del Movimiento Verde en 2009 o articular una versión chií de la “primavera árabe”, hasta el punto de que podría encontrarse sin oposición que concurra a las próximas elecciones de marzo.

En el bando contrario, EEUU y sus aliados europeos, las monarquías del Golfo e Israel se ven contra las cuerdas frente a un Irán camino de la bomba nuclear y han optado por decidido ampliar las sanciones a los flujos financieros y a las importaciones de petróleo, un tipo de sanciones mucho más efectivas pero que pueden conducir a situaciones indeseadas como un cierre del Estrecho que obligue a usar la fuerza contra Irán. Este riesgo, en un contexto de crisis económica y financiera internacional, y con los riesgos de recesión que afrontan los países europeos, causaría un choque de oferta difícil de asumir a corto plazo. La recuperación europea se ve dificultada por un nivel de precios actual por encima de los 100 dólares por barril, y aunque la crisis y los altos precios tienden a destruir la demanda occidental de energía, el precio no baja porque la demanda asiática sigue al alza (según la última previsión de la US Energy Information Administration, el consumo mundial de petróleo aumentará en 1,3 millones de barriles/día durante 2012 y en 1,5 millones en 2013 debido sobre todo al aumento de la demanda asiática). Con los fundamentales del mercado –demanda y oferta– ajustados, cualquier escalada de la tensión geopolítica en la zona puede tener efectos muy negativos sobre el precio del crudo y la economía mundial.

Además de la importante caída causada en su capacidad de producción y de exportación, las futuras sanciones podrían causar la paralización de buena parte de sus proyectos de exploración y producción de hidrocarburos, por ejemplo en el campo gasista de South Pars donde –hasta ahora– participan empresas europeas. También pondrán en riesgo el estatus de los Guardianes de la Revolución y su capacidad de influencia, ya que quienes más guardan la revolución son también quienes acaparan la mayor parte de sus beneficios económicos e industriales (su conglomerado económico incluye construcción, ingeniería, telecomunicaciones, energía, automoción y construcción naval, entre otras que la sitúan en influencia económica sólo por detrás de la Compañía Nacional de Petróleo y el Legado del Imán Reza) y quienes menos se han visto hasta ahora afectados por las sanciones. La amenaza iraní tiene que enmarcarse en un contexto donde los gobiernos llamados a aplicar nuevas sanciones están sopesando sus riesgos y oportunidades y parece más orientada a sembrar dudas y divisiones entre quienes piensan aplicar las sanciones que a materializarla. Sin embargo, una vez que las sanciones se adopten y, sobre todo, según cómo se adopten, los dirigentes iraníes podrían tomar en serio la opción de cierre del Estrecho.

Ormuz y el mercado mundial del petróleo

El estrecho de Ormuz es el principal cuello de botella (choke point) del comercio mundial de crudo. En 2011, cerca del 35% del petróleo transportado por rutas marítimas pasó por Ormuz, lo que constituye aproximadamente el 20% del comercio mundial de crudo. El tránsito ha aumentado con fuerza desde los 16 millones de barriles/día (mbd) en 2010 hasta alcanzar los 17 mbd en 2011. Este aumento es debido en su práctica totalidad al aumento de producción de Arabia Saudí y, en menor medida, de otros emiratos del Golfo para compensar la pérdida de producción libia en los mercados internacionales. Eso supone un tránsito medio por Ormuz de 14 petroleros cargados al día, y un número similar de buques vacíos en busca de carga. De ellos, unas dos terceras partes son superpetroleros de más de 150.000 toneladas, que por su estructura compartimentada y medidas de seguridad debidas al tipo de carga que transportan constituyen objetivos más resistentes y difíciles de dañar de lo que se suele pensar.

Mapa 1

Como se puede ver en el Mapa 1, la parte más estrecha tiene 45 km y por ella existen dos canales de tránsito de 3,2 km de ancho con una zona de separación de igual medida entre ellos. El grueso de ese tránsito, más de un 85%, tiene como destino los mercados asiáticos, básicamente Japón, la India, China y Corea del Sur. Sin embargo, varios países europeos reciben una parte significativa de sus importaciones de crudo –y en el caso español, de gas– a través de rutas que transitan por Ormuz. En 2010, aproximadamente el 15% de las importaciones de crudo de la UE-27 y el 4% de las de gas transitaron por Ormuz. Para España, el papel estratégico del Estrecho es mayor que para el conjunto de la UE porque con datos de la Corporación de Reservas Estratégicas (CORES), España importó entre septiembre de 2010 y octubre de 2011 más del 35% de sus importaciones de crudo de los principales productores del Golfo (14,7% de Irán, 14% de Arabia Saudí y 6,4% de Irak). Las importaciones españolas de gas de Qatar representaron el 13% de las totales en ese mismo período y un 0,5% adicional provino de Omán.

Mapa 2

El problema del cierre radica en que no existen rutas alternativas con capacidad suficiente para mantener abastecidos a los mercados (véase el Mapa 2). Arabia Saudí tiene un oleoducto que atraviesa el país de este a oeste (Petroline) que está operando casi al límite de su capacidad de unos 5 mbd. El crudo iraquí podría transportarse a través del oleoducto que une Kirkuk con el puerto mediterráneo de Ceyhan en Turquía, pero el oleoducto norte-sur iraquí está cerrado por las diferencias entre el gobierno kurdo y el gobierno central iraquí y es objeto de atentados insurgentes. Los otros tres oleoductos existentes están cerrados: el Tapline que une Arabia Saudí con Líbano (0,5 mbd), el Iraqi Pipeline across Saudi Arabia (IPSA) y el que conectaba el oleoducto norte-sur iraquí con Siria.

A corto plazo, no sería posible desviar el flujo energético a través de dichos oleoductos y sólo podrían liberarse las reservas estratégicas de los países miembros de la Agencia Internacional de la Energía, como ya ocurrió el verano de 2011 para reducir las tensiones del mercado del petróleo a causa de la interrupción de suministros libios. No obstante, ello sólo supondría una ayuda –limitada– si el bloqueo resultase parcial o la interrupción se limitara en el tiempo. Los países consumidores podían buscar suministradores alternativos, pero dada la fungibilidad del mercado del crudo y la importancia de los productores de la región, ello implicaría irremediablemente un fuerte aumento de precios, además de considerables problemas logísticos para la industria. A medio plazo se podría intentar reactivar el oleoducto IPSA y transportar algunas cantidades de crudo adicionales por el Petroline, aun cuando sólo representarían una fracción mínima de los 17 mbd en tránsito naval por el Estrecho, pero para reactivar o reparar algunas de las infraestructuras existentes o acelerar otros proyectos en curso habría que esperar a un plazo más largo (está prevista la apertura en mayo de 2012 de un nuevo oleoducto, el Abu Dhabi Crude Oil Pipeline, que llevaría el petróleo hasta el puerto omaní de Fujariah).

Quienes no creen que Irán llegue a cerrar el Estrecho lo argumentan en el elevado coste que le representaría, tanto por los ingresos que dejaría de recibir como por el desabastecimiento marítimo o el coste económico asociado a la destrucción de infraestructuras en una confrontación militar. Sin embargo, las nuevas sanciones pueden alterar drásticamente esa lógica porque si se aplican de forma inmediata, inflexible y completa, Irán tampoco podría realizar sus exportaciones e importaciones como hasta ahora, por lo que las sanciones pueden reducir los incentivos para mantener abierto el Estrecho. Parece que las sanciones aprobadas por EEUU incorporan cierta flexibilidad, dando seis meses a los países y empresas afectadas para reajustar su cadena de suministros. También contemplan excepciones cuando éstas se argumenten en términos de seguridad energética, además del waiver con que cuenta el presidente por razones de seguridad nacional. La discusión en Europa parece reflejar también preferencias disímiles por parte de los Estados miembros en función del peso de sus importaciones de crudo iraní. Resulta difícil pensar que el embargo petrolero decretado por la UE vaya a ser inmediato y total en su aplicación, y ya se manejan plazos de seis meses para aplicarlo. Tampoco parece que los importadores asiáticos vayan a prescindir totalmente de Irán como fuente de suministros. El margen de actuación entre el statu quo previo, con unas sanciones que hasta hace poco apenas han afectado económicamente al país en comparación con los errores de política económica del régimen y su mala gestión, y un embargo y bloqueo completos es suficientemente amplio como para calibrar y modular bien los incentivos, evitando errores de cálculo difíciles de revertir. Una aplicación gradual y flexible de las sanciones, que aumente su coste progresivamente sin llegar a impedir la obtención por parte de Irán de unos ingresos mínimos, reduce el incentivo de un bloqueo de Ormuz al ser su coste relativo mayor que el de unas sanciones menos restrictivas.

Preparando el cierre: la apuesta iraní por la estrategia de combate asimétrica

La amenaza de cerrar el Estrecho es una práctica habitual del régimen iraní desde la época de los años 80 y ha recurrido a ella cada vez que ha sido objeto de presión internacional, tanto por su apoyo al terrorismo internacional en los 90 como por su programa nuclear en la última década. A diferencia de entonces, Irán cuenta ahora con capacidad militar para denegar el tránsito por el canal, al menos temporalmente. La configuración actual de la estructura de fuerzas navales iraníes obedece a las lecciones aprendidas del pasado cuando EEUU se hizo cargo de la protección de los petroleros kuwaitíes durante el conflicto irano-iraquí (la tankers war de 1987-1988). Su enfoque simétrico, tratando de combatir como los estadounidenses, demostró ser un fracaso cuando EEUU puso en marcha la operación “Mantis Religiosa” en abril de 1988 como represalia por la colocación de minas iraníes en el estrecho. La operación tuvo una fase anfibia de asalto sobre las instalaciones militares iraníes costeras e insulares y una fase de combate aeronaval que acabó con la destrucción de varios buques iraníes sin que las fuerzas estadounidenses se vieran afectadas por los misiles y torpedos lanzados contra ellas. Por el contrario, el enfoque asimétrico ensayado entonces –emplear unidades ligeras y minas contra las fuerzas convencionales estadounidenses– dio mejores resultados (las minas empleadas ralentizaron el tránsito naval, dañaron a petroleros e, incluso, a la fragata USS Samuel B. Roberts) aunque no fue suficiente para garantizar el cierre del Estrecho. La evidencia de la inferioridad iraní llevó a sus dirigentes a poner en marcha un programa de reestructuración asimétrica destinado a reforzar las capacidades contra buques, reforzar las defensas costeras y multiplicar las plataformas de actuación sobre el Estrecho para infligir el mayor daño posible a la Armada estadounidense en lugar de pretender combatir con ella.

Irán ha sustituido los misiles anti-buque Harpoon de origen estadounidense por los Yingyi-82 (C-802) chinos, menos vulnerables que aquellos a las medidas electrónicas y a la interceptación, además de producir sus propios misiles cuya cantidad o calidad no se conoce exactamente pero que respaldan sus amenazas (las últimas maniobras en el Estrecho en enero de 2012 sirvieron para presentar a varios tipos de misiles y equipos de tecnología propia o bajo licencia). También ha multiplicado el número de lanchas rápidas y de plataformas desde las que se puede sembrar minas o atacar a las unidades navales aprovechándose de su cantidad para aumentar sus posibilidades de éxito. Finalmente, las fuerzas se han desplegado sobre las bases y plataformas más próximas al Estrecho, incluyendo la ocupación de algunos islotes sobre el canal (Irán ocupó en 1992 las tres pequeñas islas de Abu Musa, Tung as Sughra y Tunb al Kubra, estratégicamente situadas a ambos lados de los canales de acceso, una ocupación a la que los Emiratos Árabes Unidos –EAU– sólo han reaccionado por vías diplomática y jurídicas) y se han reforzado las guarniciones, fortificado y artillado las instalaciones y mejorado la coordinación de las operaciones de ambas marinas con un nuevo sistema de mando y control.

Irán cuenta con dos marinas unidas bajo el control de los Guardianes de la Revolución: la tradicional Marina de la República Árabe Islámica (MRAI) y el Cuerpo de Marina de la Guardia Revolucionaria Islámica (CMGRI). La primera cuenta con unos 20.000 miembros, incluidos 5.000 marines, y equipo poco avanzado distribuido en mueve bases. Disponen de corbetas anticuadas y un centenar de buques rápidos de distinta configuración armados con misiles chinos anti-buque (CSS-N-4) de una generación anterior a los Yingji-82 (C-802) de los que disponen la CMGRI y otros tipos de misiles anti-buque más antiguos. Operan los submarinos iraníes: tres convencionales de origen ruso, 12 submarinos de bolsillo de patente norcoreana y ocho capaces de colocar minas y fuerzas de operaciones especiales.

Por su parte, el CMGRI cuenta con unos 20.000 miembros, de ellos 5.000 marines, y dispone de unos 40 patrulleros rápidos de armados con misiles anti-buque de distintos tipos incluidos los más avanzado (C-802), junto a otras 50 lanchas rápidas de fabricación nacional, china y norcoreana armadas con gran diversidad de sistemas anti-buque, así como varios centenares de embarcaciones ligeras. El CMGRI dispone de mayor capacidad de fuego y medios más avanzados que la MRAI, incluidas sus propias baterías de misiles (unas 12-18 con unos 200-300 misiles CSS-C-3 de 100 km de alcance) y su despliegue está centrado en el Estrecho, donde operan desde la base de Band-e-Abass y las islas de Abu Musa, Sirri y Larak, lo que les coloca en primera línea de cualquier operación de bloqueo del Estrecho, tanto para colocar minas sobre los canales de paso, incluidas minas de proximidad y acústicas, como para atacar los buques petroleros, a sus escoltas o a los que participen en la limpieza de minas.

Irán dispone de la suficiente variedad y cantidad de medios para denegar el tránsito –al menos temporalmente– para lo que sólo tiene que colocar minas sobre los canales de paso del Estrecho o frente a los puertos de carga del Golfo. Puede hacerlo desde prácticamente cualquier tipo de buques a submarinos pasando por buceadores, con lo que sería difícil evitar su colocación inicial y posterior. Tampoco necesita bloquear el tránsito completamente, porque le bastaría colocar algunas minas para perturbarlo, obligando a operaciones de limpieza y ralentizar el tránsito de buques. También podría disparar algún misil sobre cualquier buque en tránsito o provocar un incidente que afectara a la seguridad marítima. Lo anterior sería suficiente para disparar los precios del petróleo y subir el coste de seguros y transportes al menos hasta que se volviera a reabrir con garantías. No obstante, para causar efectos similares le bastaría amenazar con hacerlo, lo que genera dos escenarios de desestabilización y de enfrentamiento según exista una amenaza creíble o la constatación del cierre, respectivamente.

Escenario de desestabilización y tensión

En el primero escenario, de desestabilización, Irán mantendría la amenaza de corte, realizaría acciones o gestos destinados a reforzar la credibilidad de su amenaza para evitar las sanciones o para castigar a quienes las apoyaran. En función de la evolución de las sanciones o de la situación interna y regional, Irán podría recurrir a maniobras, demostraciones de fuerza, sabotajes, acciones irregulares o encubiertas, actuar directamente o mediante terceros y manejar la escalada de la tensión de forma ambigua para dificultar la respuesta a la misma de los afectados. Este tipo de actuaciones se prolongaría en el tiempo mientras dure el pulso entre la consecución del programa nuclear y las sanciones para evitarlo, un escenario que duraría años y que terminaría cuando las sanciones colocaran al régimen de los ayatolás en una situación insostenible o fracasaran en su aplicación. En el primer caso –y teniendo poco que perder– Irán podría aventurarse a materializar su amenaza, mientras que en el segundo se desmovilizaría la presión internacional sobre Teherán. Para desestabilizar el mercado de petróleo y la economía internacional, Irán puede articular una estrategia de propaganda y de actuación que le permita mantener la credibilidad de su amenaza y la ambigüedad sobre sus intenciones.

En el plano militar, la respuesta no puede ser otra que reforzar el despliegue militar en la zona para prevenir el cierre y preposicionar los medios necesarios para su limpieza y reapertura. De momento, EEUU ha duplicado el número de grupos de combate en la zona y contará con cuatro para esas funciones, pero deberá completar el poder aeronaval con la incorporación de unidades navales contra minas que están ubicadas a semanas de navegación tanto de las costas estadounidenses como de las de sus aliados con esos medios. El despliegue demostraría a Irán la credibilidad de una respuesta militar y reduciría las posibilidades de éxito de un cierre anunciado pero su presencia multiplicaría las posibilidades de un enfrentamiento o accidente que pudiera poner en marcha la escalada. Sin embargo, las unidades navales deben preservarse a distancia para evitar convertirse en blancos fáciles (siguiendo la suerte de la corbeta israelí hundida por Hezbolá en 2006 frente a las costas de Líbano).

En el plano energético, este escenario mantendría el patrón creado en enero de 2012, situando el precio del petróleo por encima del precio normal de mercado y la variación de la oferta dependería de la eficacia y alcance de las sanciones sobre la exportación iraní y de la capacidad de los países del Golfo para compensar la disminución iraní. Unas sanciones flexibles y graduales como las que se manejan podrían gestionarse por el sector petrolero con cierta facilidad, pero a condición de que la capacidad ociosa de Arabia Saudí se llevase a límites inexplorados hasta la fecha. Los más de 2 mbd exportados por Irán son en su mayoría crudo pesado, de sustitución relativamente fácil por petróleo saudí, a diferencia de lo ocurrido con el crudo ligero libio, pero sería complicado que Arabia Saudí compensase íntegramente la salida del mercado del tercer mayor exportador mundial de crudo. Los mercados permanecerían tensionados por el aumento de la prima de riesgo geopolítico, pero los precios podrían no ir mucho más allá de lo visto en 2011.

Anunciar la disposición a liberar reservas estratégicas por parte de la Agencia Internacional de la Energía y, en su caso, llevarla a cabo como se hizo en el verano de 2011 para mitigar el impacto de la crisis libia, podría ayudar a relajar los mercados. En paralelo, se podrían adoptar medidas a medio plazo para diversificar la ruta de Ormuz y presionar a Irán. Probablemente, la opción de menor coste y tiempo sería complementar la capacidad del oleoducto en construcción a través de Emiratos que, además, optimiza la diversificación de las rutas destinadas a Asia. Lo mismo se podría hacer con el oleoducto Petroline aunque su rendimiento depende de la capacidad del canal de Suez y del oleoducto Suez-Mediterráneo (Sumed), en el caso de los corredores destinados a Europa, o de los costes de reconducir el cargamento hacia los mercados asiáticos del Mar Rojo al Golfo de Adén a través de otro choke point: Bab el Mandeb.

Escenario de enfrentamiento y escalada

Si se produce un intento deliberado de cierre, el escenario cambiaría a uno de enfrentamiento armado cuya intensidad y duración dependería de varios factores que se analizan a continuación, pero que representarían un salto cualitativo en las repercusiones militares y energéticas. En líneas generales, cualquier intento de cerrar el Estrecho o perturbar el derecho de paso de los buques daría lugar a una rápida escalada militar para controlar el espacio naval y aéreo y restablecer el tránsito de petroleros. La duración de este escenario dependería de la magnitud del cierre, desde unos días en caso de un bloqueo limitado seguido de una reacción rápida hasta semanas en caso que la reacción fuera tardía y el bloqueo total. El cierre y el enfrentamiento provocarían un salto inmediato en el precio del petróleo que se reduciría o se incrementaría en función del tiempo necesario para reabrir el Estrecho.

En el plano militar hay que resaltar la rapidez en la escalada militar motivada tanto por la necesidad de evitar el cierre como por la tensión acumulada en el escenario anterior (por no añadir la posibilidad de que Israel o EEUU aprovechen la ocasión para atacar instalaciones nucleares iraníes). Cualquier acción iraní encaminada al cierre desencadenaría la respuesta de las fuerzas estadounidenses desplegadas y vigilantes para evitar que Irán pudiera realizar un minado intensivo y prolongado y porque su inhibición se interpretaría por los dirigentes iraníes como un signo de debilidad –una debilidad que han visto en su retirada iraquí y afgana– por lo que se verían incentivados para subir el nivel de sus provocaciones.

EEUU corre ahora mayores riesgos para desplegar sus grandes unidades, ya que los Guardianes de la Revolución (el CMGRI) pueden llevar a cabo ataques simultáneos de muchas unidades navales pequeñas y veloces o disparar misiles anti-buque, por lo que tendría que atacar las bases e instalaciones militares, los sistema de mando y control y los radares, algo para lo que ahora cuentan con más inteligencia, fuerzas especiales y medios no tripulados que en el pasado. Las acciones aeronavales sobre esas instalaciones son necesarias tanto para evitar nuevos minados como para proceder al desminado, sin que se pueda descartar la ocupación de algunos de los de los islotes estratégicos sobre el Estrecho. Para ello han estado conduciendo juegos de guerra durante los últimos años y han realizado ejercicios –las maniobras Arabian Gauntlet–con sus aliados árabes en la zona y con potencias occidentales como el Reino Unido, Francia y Australia según los años, destinadas a mejorar la capacidad de prevención y respuesta frente a acciones de cierre de estrecho dentro de operaciones de seguridad marítima.

EEUU también podría anticiparse a cualquier minado una vez que sus medios de inteligencia detectaran los preparativos iraníes al efecto. EEUU podría actuar sobre instalaciones portuarias en la zona, evitando que salieran sus buques o destruyéndoles junto con las instalaciones de radar para evitar el minado del canal o el lanzamiento de misiles. Sin embargo, parece poco probable que EEUU vaya a realizar este tipo de ataque anticipatorio porque aunque existiera la amenaza de cierre inminente, usar la fuerza primero reforzaría el victimismo y la propaganda iraníes, debilitaría la oposición interna y generaría simpatías externas al discurso iraní de resistencia contra una agresión imperialista, además de indisponer a China, la India y Rusia, entre otros, contra EEUU. En este escenario sin escalada, donde el enfrentamiento no pasa de la provocación y su respuesta, el período comprendido entre la detección del inicio del minado y la anulación de las capacidades de defensa anti-buque podría durar –según las estimaciones disponibles en fuentes abiertas– días, si el minado es limitado y el desminado selectivo (abriendo un canal de paso o Q-route), y hasta un mes si el minado es significativo y el desminado exhaustivo (eliminando todas las minas).

Si las dos partes reproducen el patrón de comportamiento del pasado, su comportamiento será contenido y progresivo para evitar la escalada. Pero en un contexto de tensión como el actual, la escalada se puede producir deliberadamente, siguiendo una estrategia controlada, o de forma involuntaria, por un error de cálculo, una imprudencia (dado el nivel de fanatismo y animosidad de los pasdaran del CGRMI) o por una concatenación de sucesos. El escenario de escalada comprende tanto la reiteración del escenario anterior en un ciclo continuado de provocaciones y respuestas como el salto a nuevas medidas y contramedidas de mayor intensidad militar. Irán podría escalar recurriendo a una estrategia de cierre intermitente, retrocediendo cada vez que se le opongan medios militares, para volver a intentarlo apenas se hayan retirado del escenario esas capacidades. Pero esa estrategia justificaría una escalada de EEUU hacia objetivos más estratégicos y menos tácticos para mantener su credibilidad, incluso imponiendo un embargo naval a Irán y una zona de exclusión aérea para proteger el tránsito por el Estrecho.

Como se ha visto en Libia, EEUU tiene capacidad para iniciar una escalada pero si se prolonga necesitaría organizar una coalición sobre la marcha que le apoyara y buscar la legitimación internacional de la escalada. En ella podría participar los países árabes del Golfo si son atacados directamente por Irán pero es poco probable que lo hagan sin una provocación mayor aquellos países que, como Arabia Saudí, son vulnerables a la subversión iraní en sus territorios. Otros socios potenciales son el Reino Unido y Francia, que tienen presencia en la zona y acuerdos de colaboración bilateral con algunos países del Golfo pero no parece que pudieran justificar una intervención militar para defender la seguridad energética del Estrecho salvo que fueran objeto de un grave ataque o que el coste del cierre movilizara a sus gobiernos y opiniones públicas. Ese ataque, otros o un agravamiento de la crisis económica podrían llevar a esos aliados y a EEUU a utilizar a la OTAN en “modo libio”para una intervención internacional amparada en la ilegalidad del cierre de los estrechos. La participación de los países europeos sería más probable en la medida que se participara en las sanciones, ya que tendrían que asumir su cuota de solidaridad en el coste militar de sus decisiones.

En esta situación, y anulada la capacidad iraní para cerrar el estrecho por la fuerza, el régimen de los ayatolás podría –también en “modo libio”– intentar atrapar a las fuerzas de la coalición en una guerra de desgaste o en una operación aeronaval de exclusión prolongada en el tiempo. También podría movilizar su influencia sobre Hezbolá o Hamás para abrir un conflicto con Israel o a sus seguidores chiíes para desestabilizar gobiernos como los de Yemen, Bahrein o Arabia Saudí, pero al igual que las sanciones económicas, las acciones subversivas tardan en producir resultados y, mientras tanto, sirven para legitimar a quienes las padecen. Por el contrario, parece que no va a poder seguir presionando directamente a EEUU con su apoyo a las insurgencias iraquí y afgana como hasta ahora, una vez que se ha producido la salida americana de Irak y está anunciada la retirada de Afganistán.

No resulta fácil predecir el impacto energético de un escenario con tantas combinaciones posibles de escalada militar. Una escalada de ese tipo provocaría, sin duda, una gran convulsión en los mercados internacionales de crudo, proporcional a su alcance, intensidad, duración y, sobre todo, a sus resultados. Pero si se produjese un intento de cierre creíble, o si se produjese una perturbación del tránsito, la prima de riesgo geopolítico aumentaría con fuerza. Por no hablar del impacto sobre los precios que tendría una escalada que afectara a la estabilidad interna de Arabia Saudí o Irak.

Un cierre efectivo dispararía los precios y todas las predicciones aportadas por los gurús del sector: 150, 175 o 200 dólares no son más que especulaciones porque el precio real del barril dependería del tiempo necesario para reabrir el Estrecho y de la evolución de las acciones militares. La liberación rápida y en cantidad de reservas estratégicas por la Agencia Internacional de la Energía debería ser acompañada de medidas similares concertadas previamente con otros consumidores como China y la India. En el supuesto de que la reapertura fuera rápida, el impacto del shock de oferta sería temporal y podría gestionarse por el conjunto del sector y el recurso a las reservas estratégicas. Si tras la reapertura persistiera el riesgo de cierre, entonces se volvería a la situación descrita en el escenario de tensión, con un sobreprecio debido a esa probabilidad y al aumento del coste del tránsito en seguros y fletes.

Conclusiones: El cierre del Estrecho puede mantenerse dentro del escenario actual –más factible– de tensión aunque también puede derivar en otro más peligroso –pero menos probable– de enfrentamiento. Ambos tienen efectos militares y energéticos de importancia, pero los actores disponen también de instrumentos para modular su evolución. En ambos escenarios pierden todas las partes enfrentadas, por lo que se debería sopesar bien los riesgos de una escalada hacia el escenario de enfrentamiento armado.

Si Irán fuera un actor simétrico a los occidentales tendría en cuenta el coste económico de sus iniciativas, pero el régimen iraní se enfrenta a su propia supervivencia y manejará la escalada según evolucionen sus posibilidades de sobrevivir. Sus cálculos se establecerán sobre la repercusión interna y externa de sus iniciativas, por lo que hará todo lo posible por preservar su narrativa victimista de conspiración imperialista-sionista-suní y su discurso nacionalista de soberanía y orgullo frente a los agresores. Controlando los medios de comunicación, puede reforzar esa narrativa hacia dentro, pero sus acciones pueden acelerar una conjunción de todos los enemigos a los que se está enfrentando por separado que podría ser fatal para el régimen de los ayatolás.

Hasta ahora, los mercados parecen confiar en que las probabilidades de cierre del Estrecho de Ormuz son limitadas, en que Irán se comportará como un actor racional y en que EEUU y sus aliados serán capaces de mantener el Estrecho abierto. Han acusado la inestabilidad creada por las amenazas de cierre pero se preocupan más por las posibles reducciones de las exportaciones de crudo iraní debido a las sanciones. Por eso resulta crucial la forma en la que se aplican las mismas, ya que una modulación y secuencia inapropiadas privarían a Irán de los incentivos necesarios para mantener abierto el Estrecho y facilitarían su paso de una estrategia de tensión a una de enfrentamiento armado. Los márgenes de cálculo se están estrechando para el régimen de los ayatolás y resulta difícil conocer cuando se producirá el punto de ruptura con el escenario actual, por lo que es necesario evaluar con atención cómo se deben aplicar las sanciones y prever los mecanismos energéticos necesarios para minimizar el impacto de una perturbación del tráfico por el Estrecho de Ormuz.

As Asia’s rising powers seek to sustain growth and ensure stability, energy security has moved to the forefront of Asian geopolitics. The recent visit by China’s Prime Minister Wen Jiabao to Saudi Arabia, the United Arab Emirates, and Qatar was as much about ensuring energy security for China as it was about China playing a role in maintaining political stability in the Middle East.

The visit came against the backdrop of the growing threat of United States-led oil-export sanctions against Iran and China’s need to secure alternative sources of oil and gas. But its unstated purpose was to bolster China’s rising profile in the Persian Gulf and the Muslim world.

Having faced a pushback in East and Southeast Asia after the US enunciated a new strategic framework for the “Indo-Pacific” region, and given the growing profile of energy in the geopolitics of the South China Sea, the Chinese are moving to secure their western flank. Indeed, in the six years since Saudi King Abdullah’s visit to China in January 2006, China has emerged as the most important Asian power in the Gulf, establishing extensive business and strategic links.

At a conference on “Gulf and Asia,” organized by the Geo-Economics and Strategy Program of the International Institute of Strategic Studies in Bahrain last October, Yang Guang of the Chinese Academy of Social Sciences pointed out that China had overtaken the US as the biggest importer of oil from the Gulf Cooperation Council (GCC) countries.

While China is investing in pipelines in Central Asia and Russia, and in oil equities in Africa and elsewhere, according to Yang, for China, “the Gulf region’s abundance of resources, its geographic position, and good transport links make it the primary option on the list of international oil suppliers.” Even as the US and Europe reduce their dependence on Gulf oil, China will remain strategically dependent on the Gulf for their energy.

So will India. Indeed, Indian National Security Adviser Shiv Shankar Menon also toured the Gulf recently, visiting Saudi Arabia, Qatar, and Kuwait. Though his foray into the region attracted much less attention than Wen’s, the focus of his visits was, likewise, energy security (as well as securing Arab investment in India).

Both China and India buy oil from Iran (with China accounting for 22% of Iran’s oil exports), and thus would be adversely impacted by US-led sanctions. But both countries have interests in the region that go far beyond oil.

For China, the GCC countries have emerged as a major market for Chinese manufactured goods and food exports. For India, the region is home to six million expatriates who remit annually close to $20-30 billion – almost half of the $60 billion in total yearly remittances by Indian workers abroad.

Concerns about the fallout of Gulf instability for India’s energy security have risen alongside deepening ties with Israel. Indeed, when Indian Foreign Minister S. M. Krishna visited Tel Aviv this month to explore possibilities for diplomacy in alleviating regional tensions, he was received with the honors accorded only to Israel’s closest allies.

Such diplomatic activism by China and India clearly reflects their shared concern about energy supplies. Both countries have so far gone along with United Nations-authorized sanctions against Iran, and have publicly demanded that Iran adhere to its commitments as a signatory to the Nuclear Non-Proliferation Treaty (NPT). But the bottom line for both countries is energy security.

Both China and India will seek to impress upon the US that any action against Iran aimed at preventing it from developing nuclear weapons should not be at the expense of economic growth and energy security in Asia. Given the stake that both the US and Europe have in stabilizing and sustaining global growth, their policies should be aimed at ensuring that China, India, and other newly industrializing Asian economies can take up the slack created by the slowdown in OECD economies.

So, even as Wen travels west, the West must travel east. A trilateral initiative by the US, China, and India in the Gulf, aimed at facilitating a resolution of historic problems in the region, would benefit global growth and stability. As the region’s biggest and most influential country, Saudi Arabia could play a positive role by inviting the US and Asia’s two giants to work jointly towards a peaceful resolution of the Iran problem.

While Russia has its interests in the region, it has little or no stake in arresting the rise in oil prices that instability in the Gulf would trigger. China and India, on the other hand, would be badly affected by another surge in oil prices.

India can ill afford a further economic slowdown, with GDP growth this year forecast to fall to 7.5%, compared to the five-year average of 9% in 2003-08, while inflation remains high, partly owing to rising energy prices. Deepening malaise there and in China would disrupt global growth at a time when Europe remains mired in crisis.

The US, too, cannot afford military conflict in the Gulf, given its need to shore up the domestic foundations of its economic power. As a result, the time is ripe for fresh ideas and innovative initiatives aimed at addressing Asia’s energy-security concerns in the Middle East. Increasingly, those ideas and initiatives will come from Asia itself.

La escalada de tensión suscitada en torno al desarrollo del programa nuclear iraní, sospechoso de ocultar finalidades militares, crece por momentos. Frente a las sanciones comerciales impuestas por Estados Unidos, que podrían endurecerse en breve, y al inminente embargo petrolero acordado por la Unión Europea, Irán amenaza con bloquear el estrecho de Ormuz, un paso vital para el transporte mundial de crudo, combinando su habitual agresividad verbal con maniobras militares intimidatorias.

El “arma del petróleo” vuelve a ser esgrimida y, en consecuencia, la cotización del crudo está experimentando una tendencia alcista que, de mantenerse, podría lastrar el crecimiento económico global, amén de suponer una dificultad añadida para todos aquellos países que, como el nuestro, pugnan por salir de una coyuntura de grave crisis económica y financiera.

Hoy por hoy, crecimiento económico y bienestar son prácticamente sinónimos de petróleo y gas. No en vano, en 2008, el 60,9% de todo el consumo de energía primaria de los países industrializados de la OCDE fue cubierto por ambos hidrocarburos, con un 37,5% para el petróleo y un 23,4% para el gas. Con este telón de fondo, resulta evidente que Irán juega un papel estratégico de primer orden en el tablero internacional.

A finales de 2010, este país ocupaba el tercer lugar en el ranking mundial de reservas probadas de petróleo, con unos 137.000 millones de barriles (el 9,9% del planeta), mientras que su producción alcanzaba los 4.245.000 barriles diarios (un 5,2% del total), lo que le convertía en el cuarto productor mundial y en el segundo de la OPEP, tras Arabia Saudí. Por lo que respecta al gas natural, las cifras resultan aún más impresionantes. Con unas reservas de 29,6 billones de metros cúbicos (el 15,8% mundial), Irán solo era superada en el ranking global por Rusia, mientras que en términos de producción ocupaba la cuarta posición con 138.500 millones de metros cúbicos anuales (un 4,3% del total). La práctica totalidad del gas natural extraído por Irán fue utilizado para el consumo interno. Algo muy diferente a lo que sucede con el petróleo.

Irán es el tercer exportador mundial de crudo, tras Arabia Saudí y Rusia. La venta de cerca de 2,2 millones de barriles diarios supuso en 2010 unos beneficios netos de 73.000 millones de dólares, lo que equivale prácticamente a la mitad de los ingresos del Gobierno de Teherán. Según datos del Departamento de Energía de Estados Unidos, de enero a junio de 2011 el principal cliente de Irán fue China (22% del total de las exportaciones iraníes), seguido por la UE (18%), Japón (14%), India (13%), Corea del Sur (10%) y Turquía (7%), entre otros. Según la misma fuente, del 18% exportado a la UE, el principal destinatario fue Italia (7% del total de las exportaciones de Irán), seguido por España (6%), Francia (2%), Grecia (1%), Alemania (1%) y Holanda (1%). Dentro de la UE, el grado de dependencia de las importaciones de crudo iraní está encabezado por Grecia (14%), seguida por Italia y España (13%) y, a mucha más distancia, por Francia (4%), Alemania (1%), Reino Unido (1%) y Holanda (1%).

Sin duda, el embargo a las exportaciones iraníes recientemente acordado por la UE podría suponer un grave contratiempo económico para el Gobierno de Teherán, aunque este se ha apresurado a declarar que no tendría problemas en encontrar nuevos clientes en el mercado internacional. Por otra parte, también resulta evidente que el embargo no comporta los mismos inconvenientes para todos los países miembros de la UE. Y más si tenemos en cuenta que en el caso de Grecia, Italia y España, el peso porcentual del petróleo en su mix energético es muy superior al de la media comunitaria.

La importancia estratégica de Irán para el suministro global de hidrocarburos no reside solo en la magnitud de sus reservas, su capacidad de producción y su potencial exportador. A todo esto debe sumársele su control del margen oriental del golfo Pérsico y, más concretamente, del estrecho de Ormuz.

Los países consumidores de petróleo estamos cada vez más expuestos a sufrir interrupciones del suministro, ya que gran parte de las importaciones provienen de Oriente Próximo y en su camino hacia los mercados estas deben transitar por algunos pasos o estrechos, verdaderos cuellos de botella, especialmente vulnerables a acontecimientos de naturaleza diversa (accidentes, piratería, ataques terroristas o conflictos bélicos) que pueden acarrear su cierre o bloqueo temporal. Los puntos estratégicos de Oriente Próximo y norte de África por los cuales circula buena parte de las exportaciones de hidrocarburos son los estrechos de Ormuz y de Bab el-Mandeb, así como el canal de Suez. El flujo a través del primero fue en 2009 de 15,5 millones de barriles de petróleo diarios (lo que en promedio equivale a unos 13 petroleros), representando el 33% de todo el crudo transportado por vía marítima en el mundo y el 17% del comercializado globalmente. El 75% de todo el petróleo canalizado a través del estrecho de Ormuz, que en su punto más angosto tiene 21 kilómetros de ancho, se dirige a los mercados asiáticos.

La historia muestra que las interrupciones temporales de suministro no son una mera hipótesis sino una realidad. Desde 1970, el mundo ha experimentado 18 interrupciones de una magnitud igual o superior a los 0,5 millones de barriles diarios (mbd). Todas ellas, salvo tres, estuvieron relacionadas con acontecimientos en países de Oriente Próximo y norte de África, con la particularidad de que cinco de las principales crisis (la guerra árabe-israelí de 1973, la revolución iraní de 1978-1979, la guerra entre Irán e Irak de 1980-1988, la guerra del Golfo de 1990-1991 y la guerra de Irak en 1993) provocaron cortes de suministro de entre 2,5 y 5,6 mbd que se vieron acompañados de bruscos e importantes repuntes en el precio del barril.

Para hacer frente a posibles interrupciones temporales del suministro, los países de la OCDE, España entre ellos, tienen establecido un sistema de respuesta coordinado por la Agencia Internacional de la Energía que, entre otras medidas, exige a cada uno de sus miembros la obligatoriedad de unas reservas estratégicas que deben alcanzar un volumen mínimo equivalente a 90 días de sus importaciones netas. Este tipo de reservas estratégicas también existen en otros grandes países consumidores ajenos a la OCDE, como es el caso, por ejemplo, de China.

El cierre del estrecho de Ormuz haría necesario el uso de rutas alternativas. Una de ellas es un oleoducto, con una capacidad de 4,8 millones de barriles diarios (mbd), que atraviesa de este a oeste Arabia Saudí, hasta Yanbu, en la ribera del mar Rojo. Otro oleoducto, con una capacidad de 1,5 mbd y que será inaugurado en breve, discurre por Abu Dhabi hasta el puerto de Fujairah, al sur del estrecho de Ormuz. En cualquier caso, la utilización de estas rutas no compensaría en su totalidad la interrupción del flujo petrolero a través de Ormuz.

Las monarquías del Golfo han dedicados grandes esfuerzos a construir rutas alternativas como las mencionadas, con el propósito de minar la posición estratégica de Irán en Ormuz. A fin de cuentas, ellas se cuentan entre las primeras interesadas en evitar la emergencia de Irán como una potencia atómica. Entre otras razones, por la influencia que ello podría suponer sobre la población del Golfo, chií en su mayoría. Irán, Irak, Kuwait, Omán, Catar, Arabia Saudí y la Unión de Emiratos Árabes albergan conjuntamente cerca de 81 millones de chiíes que representan el 61% de la población del Golfo. Pero es que, además, los chiíes totalizan el 62% de la población de Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y la Unión de Emiratos Árabes, cinco Estados que suman el 58% de las reservas mundiales de petróleo. Y eso sin olvidar que la mayoría de los campos y las instalaciones petroleras se encuentran en zona de mayoría chií. Una realidad que quizás explique por qué la represión de la primavera árabe en Bahréin ha sido vista con otros ojos en Occidente.

As a child growing up during the Korean War, I studied by candlelight. Electric conveniences such as refrigerators and fans were largely unknown. Yet within my lifetime, that reality changed utterly. Easy access to energy opened abundant new possibilities for my family and my nation.

Energy transforms lives, businesses and economies. And it transforms our planet — its climate, natural resources and ecosystems. There can be no development without energy. Today we have an opportunity to turn on the heat and lights for every household in the world, however poor, even as we turn down the global thermostat. The key is to provide sustainable energy for all.

To succeed, we need everyone at the table — governments, the private sector and civil society — all working together to accomplish what none can do alone. The United Nations is well-placed to convene this broad swathe of actors and forge common cause between them. That is why I have established our new initiative, Sustainable Energy for All. Our mission: to galvanize immediate action that can deliver real results for people and the planet.

This is the message I will bring to the World Future Energy Summit in Abu Dhabi starting Monday. As I see it, we face two urgent energy challenges.

The first is that one in five people on the planet lacks access to electricity. Twice as many, almost 3 billion, use wood, coal, charcoal or animal waste to cook meals and heat homes, exposing themselves and their families to harmful smoke and fumes. This energy poverty is devastating to human development.

The second challenge is climate change. Greenhouse gases emitted from burning fossil fuels contribute directly to the warming of the earth’s atmosphere, with all the attendant consequences: a rising incidence of extreme weather and natural disasters that jeopardize lives, livelihoods and our children’s future.

Sustainable energy for all by 2030 is an enormous challenge. But it is achievable. My vision is for a world with universal energy access coupled with significantly improved rates of energy efficiency and a doubling of renewable energy in our mix of fuel sources. The obstacles are not so much technical as human. We need to raise sustainable energy to the top of the global agenda and focus our attention, ingenuity, resources, and investments to make it a reality.

Consider the precedent of cellular phones. Twenty years ago, universal access to mobile communications seemed preposterous. Yet as governments put proper frameworks in place and the private sector invested resources and pioneered business models, the communications revolution exploded.

A similar paradigm can emerge in sustainable energy. Developing countries can leapfrog conventional options in favor of cleaner energy solutions, just as they leapfrogged land-line based phone technologies in favor of mobile networks. Industrialized countries can and should support this transition to low-emission technologies, not least through their own example.

This is the right thing to do to reduce poverty and protect our planet. It also happens to be the smart thing to do for expanding business opportunities in the world’s fastest growing marketplaces. Mobilizing private capital is essential, particularly at a time when public budgets are under strain.

With the right policy frameworks in place, the return on investment can be enormous: increased productivity and growth, job generation, included for grass-roots entrepreneurs, improved public health, enhanced energy security and a more stable climate.

Over the past five years the renewable energy industry has experienced tremendous growth. Capacity is expanding. Performance is improving. Prices are declining. New products are emerging that require less energy. This is a solid foundation upon which to build the next great energy transition.

At least 118 countries have set policy targets or created supportive renewable energy policies. Yet we can, and must, do more. In the lead up to Rio conference on sustainable development, I am urging governments, the private sector and other stakeholders to make concrete commitments that drive action on the ground.

Governments can advance more ambitious national energy plans and targets, provide financial support, and moderate perverse tariffs. Companies can make operations and supply chains more energy-efficient and form public-private partnerships that expand sustainable energy products. Investors can provide seed money for clean technologies. Governments, industry and academia can all contribute new research.

Some argue that in times of economic uncertainty, sustainability is a luxury we cannot afford. I say that we cannot afford to wait. Science and economics reach the same conclusion: advancing economic growth, lifting people out of poverty and protecting our planet are all part of the same agenda: the sustainable development agenda. What connects them is energy. Sustainable energy for all is an idea whose time has come. Turning ideas into action depends on us all.

En los cuatro últimos años, el Banco Europeo de Inversiones, el banco institucional de la Unión Europea, ha prestado 48.000 millones de euros (62.000 millones de dólares) para proyectos energéticos en todo el mundo. De hecho, el BEI presta más al sector de la energía que a ningún otro, exceptuado el del transporte (y con sus 72.000 millones de euros de cartera total de préstamos en 2010 fue un mayor prestador que el Banco Mundial).

Unas inversiones en esa escala pueden ayudar a países de todo el mundo a lograr avances decisivos en la reducción de las emisiones de gases que producen el efecto de invernadero en un momento en el que las soluciones políticas basadas en el acuerdo internacional siguen siendo esquivas. Lamentablemente, las prioridades del BEI en materia de préstamos y de cartera de inversiones están agravando el problema.

En 2007, el BEI adoptó su primera política energética: “Energía limpia para Europa. Una contribución reforzada del BEI”. Desde entonces, el Banco ha aumentado en gran medida sus préstamos para proyectos de energía renovable, cuyo total ascendió a 13.000 millones de euros en el período 2007-2010.

Sin embargo, en el mismo período el banco comprometió esa actuación al prestar 16.000 millones de euros (21.000 millones de dólares) para proyectos relativos a combustibles fósiles, una tercera parte del total de préstamos de la institución relativos a la energía. De hecho, los préstamos del BEI para proyectos relativos a combustibles fósiles aumentaron de 2.800 millones de euros en 2007 a 5.000 millones de euros en 2010, incluidas nuevas centrales de carbón en Alemania y Eslovenia.

En los nuevos Estados miembros de la UE, el BEI ha apoyado más que nada la energía que entraña grandes emisiones de carbono, lo que mantiene atrapados a esos países en sistemas energéticos insostenibles. El BEI prestó también a África del Norte y a Siria 1.600 millones de euros para proyectos relativos a combustibles fósiles entre 2007 y 2010, lo que constituyó el 30 por ciento del total de préstamos para esa región.

Debe quedar claro que se trata de inversiones a largo plazo. La infraestructura energética construida en la actualidad será utilizada durante al menos 40 años, con lo que mantendrá a esos países en vías dependientes del carbono. En Eslovenia, por ejemplo, si el Gobierno aplica las metas relativas al clima fijadas a escala de la UE, la nueva central de lignito de Sostanj financiada por el BEI consumirá la mayor parte del cupo de emisiones de CO2 correspondiente a ese país antes de 2050. Entretanto, el BEI invierte sólo el cinco por ciento de su cartera de proyectos energéticos en programas de eficiencia energética.

El BEI sostiene que los préstamos para proyectos de combustibles fósiles apoyan proyectos estratégicos que salvaguardan la seguridad energética europea. Eso es cierto en parte: los intereses políticos de los miembros de la UE impulsan, en efecto, algunos de esos préstamos, en particular inversiones en infraestructura para la importación de petróleo y gas. Así, pues, los objetivos de la UE entrañan una contradicción inherente –la seguridad energética frente a la prevención del cambio climático– y que dificulta la tarea del BEI encaminada a limpiar ecológicamente su cartera de proyectos energéticos.

Sin embargo, una observación más detenida muestra que 6.700 millones de los 16.000 millones de euros que el BEI prestó para proyectos relativos a combustibles fósiles fueron para instalaciones de carbón, gas y aceite pesado, tanto dentro de la UE como fuera de ella, no para proyectos relativos a la seguridad energética de la UE. Esas cifras indican que al BEI pueden resultarle sencillamente más familiares, de acceso más fácil y más rentables los proyectos relativos a energía sucia.

Pero el BEI, que es a un tiempo un banco de inversión y el banco público de la UE, está en condiciones excepcionales para influir en los mercados y no debería limitarse simplemente a seguirlos. Como banco público, sus operaciones financieras están garantizadas por el dinero de los contribuyentes europeos y su capital es inmenso. Además, se beneficia de la información y los conocimientos técnicos de las instituciones de la UE.

Si el BEI ejerciera su influencia en pro de la energía renovable y la eficiencia energética, podría contribuir a conciliar la seguridad energética y la lucha contra el cambio climático y, si Europa explotara plenamente su potencial en materia de energía renovable y eficiencia energética, podría encabezar dicha lucha. Entonces la UE apenas tendría por qué depender de las importaciones de energía sucia procedentes de zonas del mundo políticamente inestables.

El BEI debe actuar más valerosamente a fin de limpiar su cartera de préstamos para proyectos energéticos. Se deberían interrumpir inmediatamente las inversiones relativas al carbón y se debería preparar y aplicar lo antes posible un plan para abandonar progresivamente todos los préstamos relativos a combustibles fósiles. Así se podría reorientar el capital correspondiente a las inversiones relativas a combustibles fósiles hacia proyectos ecológicos.

En el caso de regiones como, por ejemplo, la Europa central y oriental, donde, según sostiene el BEI, es más difícil encontrar oportunidades de inversión, el banco debe crear instrumentos y asistencia técnica específicos que apoyen proyectos de energía renovable en pequeña escala. También debería alentar a los gobiernos a construir redes eléctricas flexibles.

Quitar a Europa su adicción a los combustibles fósiles no será fácil, pero, si el banco de la UE no acepta ese imperativo, resulta difícil imaginar quién lo hará.

Tema

Este Documento de Trabajo analiza las posibles repercusiones del accidente de Fuskushima de marzo de 2011 y de la desnuclearización progresiva de Japón en la seguridad energética de un país con una muy elevada dependencia externa.

Introducción

Japón es un actor muy importante en los mercados energéticos mundiales: cuarto mayor consumidor de energía, primer importador de gas natural, carbón y derivados del petróleo y tercer mayor importador de crudo. La razón principal es que no posee apenas recursos propios, por lo que debe importar más del 80% de la energía que consume[1].

Otra característica destacada del país es su alto grado de eficiencia energética. Con el 12% del producto bruto mundial, realiza sólo el 4% del consumo global de energía primaria. Su intensidad energética (consumo de energía primaria por 1.000 dólares de PIB) es de 0,10 toneladas de equivalente de petróleo (tep), la más baja del mundo, con la única excepción de Suiza (0,09 tep). Otro rasgo más es la importancia que ha tenido, hasta fechas muy recientes, la energía nuclear: Japón ha sido el tercer mayor productor y consumidor mundial de energía nuclear, superado sólo por EEUU y Francia. En 2010, la energía nuclear representó el 26% de la electricidad generada.

El grave accidente registrado en marzo de 2011 en la central nuclear de Fukushima Daiichi ha tenido importantes repercusiones nacionales e internacionales. En palabras de un informe reciente de la Energy Information Agency, de EEUU, “las explosiones en la planta nuclear japonesa de Fukushima Daiichi tras el terremoto y el tsunami de marzo de 2011 pueden tener implicaciones a largo plazo para el futuro del desarrollo de la energía nuclear mundial en general. Incluso China –donde se han anunciado grandes aumentos en la capacidad nuclear…– ha indicado que paralizará la aprobación de los nuevos reactores hasta que el regulador nuclear del país complete una amplia revisión de seguridad, un proceso que podría durar tanto como un año entero. Alemania, Suiza e Italia ya han anunciado planes para eliminar progresivamente o cancelar todos sus reactores existentes y futuros, lo que indica que cabría esperar alguna desaceleración en el crecimiento de la industria nuclear global” (EIA, 2011, p. 88).

Pero no es sólo la industria nuclear global la que se ha visto afectada por el accidente de Fukushima. Los cambios previsibles en la estrategia energética de Japón, que seguramente consistirán en el abandono de la decidida opción nuclear anterior, tendrán repercusiones internacionales: “el tamaño de la economía japonesa y su escasez de fuentes internas de energía significan que los cambios en el consumo de energía de Japón tendrán que hacerse en los mercados mundiales y que tendrán implicaciones para la disponibilidad y el precio de esas fuentes de energía en otros países” (Meltzer, 2011, p. 1).

Este texto es una actualización de la primera parte de un documento de trabajo publicado por el autor en 2008 sobre las estrategias de seguridad energética en Japón y Corea del Sur (Bustelo, 2008). Se divide en cuatro secciones. En la primera se resalta el peso de Japón en los mercados energéticos internacionales. En la segunda parte se resumen las estrategias energéticas pre- y post-Fukushima, en el entendimiento de que la nueva estrategia del país no estará disponible hasta bien entrado el año 2012, por lo que sólo cabe hacer, por el momento, previsiones sobre la base de las declaraciones gubernamentales. En la tercera parte del texto se exponen las implicaciones principales del accidente de Fukushima y de la nueva estrategia energética del país para su seguridad energética, en aspectos como el acceso a los recursos, el coste del abastecimiento, las emisiones de gases de efecto invernadero o la seguridad pública. Finalmente, en la cuarte parte se comentan las posibles enseñanzas para países en condiciones similares.

(1) La importancia de Japón en el escenario energético internacional

Japón es el cuarto mayor consumidor mundial de energía primaria, detrás de China, EEUU y Rusia. Es un país particularmente eficiente (Stewart, 2009; Tanabe, 2011), pues con un PIB que suponía, en 2009, el 12% del total mundial, realizó sólo el 4% del consumo mundial de energía primaria. Su intensidad energética (CEP/PIB) fue en ese año de 0,10, frente al 0,18 de media en la OCDE, al 0,19 de EEUU, al 0,30 de Corea del Sur o al 0,77 de China (véase la Tabla 1).

El país apenas dispone de recursos energéticos locales. Efectúa apenas el 0,8% de la producción mundial de energía, de manera que sus importaciones netas fueron en 2009 de 384 millones de toneladas de equivalente de petróleo (mtep), el 81,4% de su consumo de energía primaria.

Así, Japón, según datos de la AIE (2011a), fue el tercer mayor importador mundial de petróleo, detrás de EEUU y China, con 179 millones de toneladas (mt), y el primer importador mundial de gas natural (99.000 millones de metros cúbicos o mmc), por delante de Alemania, de carbón (187 mtep), por delante de China, y de derivados del petróleo (23 mt), por delante de China.

Además, Japón fue en 2009, siempre según datos de la AIE, el tercer mayor productor mundial de energía nuclear, con 280 terawatios hora (TWh), que suponían el 26,9% de la electricidad generada. En la Tabla 2 se observa que Francia superó ampliamente a Japón tanto en producción como en peso de la energía nuclear en la generación de electricidad y que EEUU lo hizo sólo en producción.

Es de destacar igualmente que Japón fue en 2009 el 9º mayor productor mundial de energía hidroeléctrica (82 TWh, el 2,5% del total mundial), que contribuyó el 7,8% de la electricidad generada.

El consumo de energía primaria descansa principalmente en los combustibles minerales fósiles (el 84% tiene su origen en petróleo, carbón y gas natural), según se desprende de la Tabla 3. En la Tabla 4 se observa que en el año fiscal de 2009 (abril de 2009-marzo de 2010) las principales fuentes de la electricidad generada fueron la térmica (64,3%) y la nuclear (25,1%).

En suma, el mix energético de Japón es en extremo dependiente de los combustibles fósiles, por lo que el país debe importar más del 80% de la energía que consume, pese al desarrollo de la energía nuclear (es el tercer mayor productor y consumidor mundial). En particular, Japón importa el 99% del petróleo que consume (especialmente de Oriente Medio), el 98% del carbón que necesita (de diversas fuentes: Australia, Indonesia, China, Rusia, etc.) y el 96% del gas natural que precisa (en forma de gas natural licuado o GNL desde Indonesia, Malasia, Australia, Qatar, etc.).[2]

(2) La estrategia energética de Japón antes y después de Fukushima

(2.1) La estrategia energética nacional de 2010 y la prioridad nuclear

El Plan Energético Estratégico de 2003 descansaba en tres ideas principales: (1) seguridad energética; (2) respeto del medio ambiente; y (3) crecimiento económico. En inglés, en ocasiones se ha mencionado ese trío como el de las tres “Es”: energy security, environment y efficiency.

En 2006 se elaboró una nueva estrategia, que planteó los siguientes objetivos para 2030:

• Aumento de la eficiencia energética en al menos el 30%.
• Crecimiento de la proporción de la energía nuclear en la generación de electricidad hasta el 30%-40%.
• Reducción del peso del petróleo en el consumo del sector transporte al 80%.
• Incremento de la inversión en exploración y desarrollo de petróleo.
• Disminución de la dependencia respecto del petróleo a menos del 40%.

La nueva estrategia de 2006 se completó con una revisión del Plan de 2003 que se realizó, por parte del Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) en 2010, tras el cambio de gobierno de 2009, que supuso la llegada al poder del Partido Democrático de Japón (DPJ) con un programa electoral muy orientado a la reducción de emisiones (Valentine et al., 2011). Esa revisión, que expuso la política energética de Japón vigente en el momento del accidente de la central de Fukushima Daiichi en marzo de 2011, consistió, en términos generales, en añadir dos principios más a los tres de 2003. Los dos nuevos principios eran: (1) el desarrollo del sector energético; y (2) la reforma (desregulación) del sector.

Más en particular, tal y como se detalla en METI (2010), el gobierno se fijó los siguientes objetivos para 2030:

• Duplicar la autosuficiencia energética del 38% al 70%, pasando la autosuficiencia en producción nacional del 18% al 36% y la autosuficiencia en producción en el extranjero (pero controlada por empresas nacionales) del 26% al 52%.
• Duplicar la energía con emisiones cero del 34% al 70%.
• Reducir a la mitad las emisiones del sector residencial.
• Mantener la mayor eficiencia energética mundial en el sector industrial.

El incremento de las energías con emisiones cero y la reducción de las emisiones del sector residencial permitirían recortar las emisiones de CO2 en el 30% en 2030 respecto de 1990 y en el 80% en 2030 respecto de 1990.[3]

El consumo de energía primaria se reduciría el 13% entre 2007 y 2030 (años fiscales). Se procedería a la construcción de nueve nuevas plantas nucleares para 2020 y a un total de 14 para 2030, con una tasa de operatividad de las centrales que pasaría del 60% al 90%. La producción de energías renovables se multiplicaría por un factor de 2,4.

Así, el resultado sería una fuerte reducción, en el consumo de energía primaria, de las proporciones del petróleo y del carbón, una ligera caída del gas natural y un fuerte aumento del peso relativo de la energía nuclear y de las energías renovables (Tabla 5).

Más llamativa aún es la evolución prevista en la capacidad de generación de electricidad y en la electricidad generada (Tabla 6). En esta última, la parte del petróleo, carbón y gas natural se reduciría del 66% al 26%, mientras que la proporción de la energía nuclear pasaría del 26% al 53% y el peso relativo de las energías renovables aumentaría del 9% al 21%.

Cabe concluir, por tanto, que la estrategia energética de 2010 consistía básicamente en una apuesta decidida por la energía nuclear y, secundariamente, por las energías renovables, si bien éstas sólo llegarían a suponer el 13% del consumo de energía primaria en 2030, menos que el gas natural (16%) o el carbón (17%).

Los argumentos que se daban entonces en favor de la energía nuclear eran muy diversos: estabilidad de suministros, protección del medio ambiente, eficiencia económica,[4] y autosuficiencia (por el reciclaje del combustible usado). Para un país tan dependiente de los abastecimientos exteriores, ese último motivo era considerado de extrema importancia.[5] Se consideraba además que dicha energía era bastante segura.

La opción nuclear, claro está, no suscitaba el acuerdo de toda la opinión pública y de todos los especialistas, pese a su amplio desarrollo en Japón y en muchos países de su entorno geográfico.[6] Por ejemplo, para Valentine (2011), en un artículo redactado en 2009, la estrategia energética de Japón era “una estrategia de alto riesgo que genera rendimientos a corto plazo a costa de la sostenibilidad a largo plazo” y la apuesta por la energía nuclear era cuestionable en un país proclive a los terremotos, además de por los residuos radiactivos y los efectos inflacionistas sobre el uranio a nivel mundial.

(2.2) El accidente de Fukushima Daiichi y la desnuclearización progresiva

El terremoto de 9.0 grados en la escala de Richter y el posterior tsunami del 11 de marzo de 2011 en el región nororiental de Tohoku provocaron daños muy graves en la central de Fukushima Daiichi (o Fukushima I), de seis reactores.

El accidente de Fukushima se originó en la parada de los sistemas de refrigeración y de los generadores de emergencia provocada por el terremoto y el tsunami. Tal parada desembocó en una fusión parcial del núcleo de los reactores 1, 2 y 3 de la central, en explosiones de hidrógeno que destruyeron parte de los edificios de contención y en el sobrecalentamiento de las barras de combustible situadas en las piscinas de enfriamiento. El efecto general fue la emisión de partículas radiactivas a la atmósfera y al mar. Las autoridades evacuaron las zonas adyacentes, en un radio de 30 km a partir del 25 de marzo (lo que afectó a más de 170.000 personas), y suministraron yodo a la población. Los intentos iniciales de controlar los reactores dañados, mediante la inyección de agua marina y de ácido bórico, fracasaron, alargando durante semanas la crisis. La situación se complicó por el uso, en el reactor 3, de MOX, un combustible especialmente peligroso formado por una mezcla de uranio y plutonio. Algunos trabajadores de la central fueron expuestos a altas dosis de radiación y evacuados en varias ocasiones.

En las semanas siguientes, se detectaron niveles inusualmente altos de radiación en el agua corriente y algunos alimentos, como leche y espinacas, de las prefecturas vecinas. También se detectaron yodo radiactivo y cesio en el agua del mar del entorno de la central. El accidente nuclear de Fukushima Daiichi ha sido calificado como el más grave desde el de Chernóbil en 1986.

Como consecuencia del accidente, está en curso un replanteamiento profundo de la estrategia energética de Japón. Los detalles se conocerán en el transcurso de 2012. El libro blanco de 2010 (Energy White Paper 2010), que debería haberse publicado en mayo o junio de 2011, se publicó finalmente a finales de octubre de 2011. En él figura una clara marcha atrás, explícita y oficial, de la opción nuclear defendida hasta entonces. En dicho libro blanco se señala textualmente que el gobierno “se arrepiente de su política energética anterior y la revisará sin vaca sagrada alguna” y se menciona la reducción de la dependencia con respecto a la energía nuclear, el fomento del ahorro y la conservación de energía, el desarrollo más rápido de las energías renovables y la creación de una infraestructura energética menos vulnerable, esto es, menos proclive a los accidentes y a las interrupciones de suministro.

La nueva estrategia energética de Japón consistirá, según todos los indicios, en una revisión de la política nuclear, en un mayor énfasis en la conservación de energía, en otorgar más importancia a las energías renovables y en fomentar la captura y el almacenamiento de carbono (véase un apretado resumen en Toyoda, 2011a).

(2.3) La nueva política nuclear

Los efectos adversos del accidente de Fukushima, especialmente a causa de su prolongación en el tiempo, han modificado sustancialmente la opinión pública sobre la energía nuclear. Un sondeo, de junio de 2011, del periódico Asahi Shimbun llegaba a la conclusión de que el 74% de los japoneses estaba a favor de una eliminación gradual de la energía nuclear (frente al 14% en contra) y que el 65% se mostraba a favor de aumentar las energías renovables y las tarifas eléctricas. Otra encuesta, de principios de noviembre de 2011, de la cadena NHK, mostraba un 70% de la población deseoso de una menor dependencia o incluso de la desaparición de la energía nuclear y un 86% preocupado por los eventuales problemas de seguridad tras el reinicio de los 43 reactores parados en esa fecha (de un total de 55).

La divergencia entre la opinión pública y la estrategia energética de 2010 se hizo cada vez más amplia en los meses posteriores a marzo de 2011. Recordemos que la política nuclear oficial elaborada en 2010 consistía en elevar la energía nuclear al 53% de la generación de electricidad en 2030 (y al 24% del consumo de energía primaria) en ese año. Los medios principales para alcanzar ese objetivo eran la construcción de 14 nuevas plantas, el incremento de la tasa de operatividad, el fomento del reciclaje del combustible nuclear y la expansión de los recursos humanos de la industria.

Después de Fukushima, las ventajas de la energía nuclear (estabilidad de suministros, protección del medio ambiente, eficiencia económica y alto grado de autosuficiencia, por el reciclaje del combustible) se han visto contrarrestadas por sus inconvenientes, entre los que destacan claramente los problemas de seguridad colectiva. Es más, algunos especialistas consideran incluso que la energía nuclear ha dejado de ser “estable, barata y limpia” (Iida, 2011), como resultado de los apagones y la inestabilidad del suministro eléctrico que siguieron al accidente de Fukushima (muchas centrales siguen paradas y se interrumpió el suministro en áreas importantes), del aumento del riesgo para los inversores y de la emisión de material radioactivo al agua, el suelo y la atmósfera.

Así, un buen número de especialistas, con el apoyo, al menos hasta el momento, de la opinión pública, defiende una reducción progresiva del peso de la energía nuclear en la generación de electricidad. Por ejemplo, Iida (2011) sostiene que, a raíz del parón de varias centrales como consecuencia del terremoto y de las nuevas medidas de seguridad, el porcentaje de la energía nuclear en la electricidad generada habría bajado ya del 27% en 2010 al 20% en 2011 y 2012 y que no sería descartable una reducción adicional hasta el 10% en 2020.

Dada la importancia de la energía nuclear en el consumo de energía primaria (12%) y, sobre todo, en la generación de electricidad, de cumplirse esa previsión serían necesarias alternativas a corto y medio plazo. A corto plazo, habría que reemplazar energía nuclear por carbón, petróleo y, sobre todo, gas natural, que podría ser el combustible de transición o bien convertirse en una fuente esencial de energía. Tal cosa tendría un coste importante para la balanza comercial (más del 98% de esos combustibles son importados) y para el medio ambiente, por las emisiones de CO2. A medio plazo, Iida (2011) defiende una cuarta transición energética, tras las de los años 60 del siglo XX (paso del carbón al petróleo), de los años 70 (del petróleo al gas natural y a la energía nuclear) y de los años 90 (fomento de la energía nuclear, por razones asociadas al calentamiento global, y desregulación del sector). La cuarta transición consistiría en reducir el peso de la energía nuclear, aumentar la importancia de las energías renovables, reestructurar el mercado de la energía eléctrica y hacer mayor esfuerzos de eficiencia y conservación de energía. El ejemplo a seguir, según Iida (2011), sería Alemania, que se ha propuesto aumentar el peso relativo de las energías renovables en la generación de electricidad del 17% en 2010 al 40% en 2020. Japón, según el autor, podría llegar al 30% en 2020, desde el 10% en 2010.

(2.4) Un mayor esfuerzo de conservación

Japón es, como se señaló previamente, el país más eficiente del mundo. La intensidad energética (medida en por 1.000 dólares de PIB de 2000) fue en 2009, según datos de la AIE (2011c), de 0,10 toneladas en Japón, frente a 0,18 de media en la OCDE, 0,11 en Dinamarca e Irlanda, 0,14 en Austria, 0,15 en Italia, 0,16 en Alemania, 0,17 en Francia, 0,18 en España y los Países Bajos, 0,19 en EEUU, 0,30 en Corea del Sur y 0,77 en China. Japón, según esos datos, sólo fue superado por Suiza (0,09).

Según los especialistas (Toyoda, 2011a; Tanabe, 2011), hay margen para aumentar la eficiencia en hogares y lugares de trabajo, mediante la introducción de nuevos materiales y productos con mayor rendimiento energético. La tarea no es sencilla, pues exige una modificación de los estilos de vida y de trabajo de la población. En cuanto a la industria, el margen, por el contrario, es escaso, a causa del avance ya conseguido. Con todo, una alteración de la estructura industrial hacia sectores menos consumidores de energía permitiría aumentar la eficiencia del sector, aunque fuese marginalmente.

Toyoda (2011a) estima que un ahorro del 10% en el consumo de electricidad equivaldría a 13.500 MW de energía nuclear o a 95.000 MW de energía fotovoltaica.

Una de las medidas más eficaces para reducir el consumo de electricidad sería la sustitución de lámparas LED por las tradicionales incandescentes o fluorescentes. La iluminación LED, a decir de los especialistas, permitiría reducir a una octava parte el consumo de electricidad asociado a la iluminación. El reemplazo de las lámparas incandescentes y fluorescentes por lámparas LED tendría el potencial para reducir el consumo eléctrico bruto en un 9%. Conviene recordar que la generación de electricidad ya se ha reducido en Japón, desde 1.153,1 TWh en 2005 a 1.145,3 TWh en 2010. Esa disminución podría continuar e incluso acentuarse con un cambio en los métodos de iluminación.

(2.5) La mayor importancia de las energías renovables

Pese al alto grado de desarrollo económico y de sofisticación técnica de Japón, las energías renovables suponen una parte pequeña de consumo de energía primaria (6% en el año fiscal de 2007), de la capacidad de generación eléctrica (21%) y de la electricidad generada (9%).

En 2010 las energías renovables representaron el 10,3% de la generación de electricidad, correspondiendo el 7,5% a la hidroelectricidad y el 2,8% al resto.

Es preciso destacar que Japón presenta un peso bastante menor de las energías renovables que otros países de la OCDE (véase la comparación con la media de la OCDE y con España en la Tabla 7) y que, además, su peso se ha reducido con el paso del tiempo (Tabla 8).

Algunos especialistas, con el aparente apoyo de la opinión pública tras el desastre de Fukushima, han propuesto que el gobierno apueste decididamente por las energías renovables, especialmente por las que no están todavía muy desarrolladas. En el año fiscal de 2009, como puede verse en la Tabla 9, la única energía renovable de cierta importancia era la hidroeléctrica (sobre todo la grande), mientras que la fotovoltaica y la eólica apenas llegaron, cada una, al 0,3% de la electricidad generada. Excluyendo la energía hidroeléctrica grande, el peso del resto de energías renovables apenas ha aumentado del 2,5% en 2000 al 3,5% en 2009.

Algunas propuestas son muy ambiciosas. Por ejemplo, el Institute for Sustainable Energy Policies (ISEP) propone aumentar la parte de las energías renovables en la generación de electricidad del 10% en la actualidad al 30%-37% en 2020 y al 100% en 2050. El objetivo del ISEP para 2020 es mucho más alto que el fijado por el gobierno, antes de Fukushima, que era del 20%. El argumento principal del ISEP es que Japón debería hacer algo similar a los países de la UE, que se han propuesto aumentar la proporción de energías renovables hasta niveles relativamente altos en 2020 (40% en España, 37% en Alemania, 27% en Francia, 26% en Italia, etc.). El objetivo para 2050 supondría un abandono completo no sólo de la energía nuclear sino también de los combustibles minerales fósiles, mediante un incremento de la parte de las energías renovables, que se combinaría con un aumento del ahorro y la eficiencia energéticos (Gráfico 1). Un informe de Deutsche Bank Climate Change Advisors, publicado en agosto de 2011 (Fulton et al., 2011) prevé dos escenarios para 2030 (Gráfico 2). En el primero, habría un fuerte aumento, respecto de la previsión pre-Fukushima del gobierno, de las proporciones del gas natural y de las energías renovables, que pasarían, respectivamente, al 37% y al 44% de la electricidad generada. La energía nuclear supondría el 17%, un peso relativo apreciable, aunque muy inferior al previsto por el gobierno (53%). En el segundo escenario, la parte del gas natural aumentaría muy ligeramente (al 19%) y la proporción de las energías renovables alcanzaría un nivel muy alto (71%).

Gráfico A. Propuesta del ISEP para 2020 y 2030

Fuente: ISEP, 2011.

Gráfico B. Escenarios de DBCCA en 2030 (peso en la electricidad generada)

Fuente: Fulton et al., 2011.

Para Meltzer (2011), el escenario más probable a corto y medio plazo es que la energía nuclear vuelva a tener el peso que tenía antes del accidente de Fukushima, esto es, alrededor del 25% de la electricidad generada. Según ese autor, lo que provocará el accidente es que el gobierno tendrá que abandonar su pretensión de aumentar hasta el 53% en 2030 el peso relativo de la energía nuclear. Si suponemos que se mantiene en el 25% y que los combustibles fósiles se reducen a otro 25%, el resto debería ser cubierto por las energías renovables. Esa misma tesis es defendida por otros autores: por ejemplo, “a pesar del cambio en la opinión pública, la energía nuclear parece destinada a seguir siendo un elemento importante del mix energético de Japón. No obstante, la creciente preocupación sobre la seguridad de las plantas, la eliminación de los residuos radiactivos, la proliferación de material nuclear y los sentimientos anti-nucleares probablemente provocarán que Japón vaya abandonando progresivamente la energía nuclear o, al menos, mantenga el statu quo” (Mroczkowski, 2011, pp. 2 y 3).

En suma, los diferentes escenarios otorgan a las energías renovables una función preeminente que podría variar entre el 44% y el 75% de la generación de electricidad en 2030 frente al 10% actual.

(2.6) Captura y almacenamiento de carbono

La captura y el almacenamiento de carbono (carbon capture and storage, CCS) puede suponer una quinta parte de la reducción prevista de las emisiones de gases de efectos invernadero para el año 2050. En el caso de Japón, la AIE estimó en su informe anual de 2010 que la CCS podría representar tanto como el 26% de la disminución esperada de las emisiones de CO2 hasta 2035. Se trata, por tanto, de una técnica que reviste gran importancia a escala mundial y, sobre todo, en Japón.

La razón principal es que se prevé que seguirá siendo importante el uso de los combustibles fósiles, especialmente si se abandona o se reduce gradualmente la energía nuclear (salvo naturalmente en los escenarios en los que se prevé una gran importancia de las energías renovables, aunque tales previsiones, en el mejor de los casos, se plantean para mediados del siglo en curso). Conviene recordar que en las previsiones pre-Fukushima, el gas natural, el carbón y el petróleo supondrían en 2030 todavía el 26% de la generación de electricidad (y el 39% de la capacidad de generación eléctrica). A la espera de la nueva estrategia post-Fukushima, varios escenarios son posibles: (1) una mayor dependencia, al menos en el corto y medio plazo, de los combustibles fósiles, para tomar el relevo de la energía nuclear; (2) un mantenimiento de las previsiones sobre esos combustibles, reemplazando energía nuclear por renovables; o (3), como propone el ISEP, una apuesta por las energías renovables al 100% en 2050.

En cualquier caso, los combustibles fósiles seguirán teniendo importancia a corto y medio plazo (50% en 2020 en el escenario del ISEP), de manera que se hace imprescindible un uso más eficiente y ecológico de esos recursos. Es indispensable el desarrollo de técnicas innovadoras como la CCS. Con arreglo a las resoluciones de la cumbre del G8 celebrada en Japón en 2008, los países miembros se comprometieron a poner en marcha proyectos de demostración para 2010 y preparar un amplio despliegue de la CCS para 2020.

Japón tiene el inconveniente de que existen pocos sitios apropiados para el almacenamiento del carbono, de manera que es preciso su transporte por tubería o barco, lo que encarece el procedimiento. En 2008 se constituyó la compañía Japan CSS Co. (JCSS), formada en la actualidad por más de una treintena de empresas del sector eléctrico, y petrolero, ingenierías, etc., y que tiene ya cerca de 80 empleados. El primer proyecto importante de JCSS fue el transporte de carbono desde la planta de gasificación de Nakoso (al norte de Tokio), a través de gasoducto submarino, al depósito agotado de gas de Iwaki-oki, a 80 km al noreste de Nakoso.

El alto coste de la CCS, junto con la dificultad para encontrar depósitos apropiados y la inseguridad sobre una eventual filtración del carbono, son algunas de las razones por las que se ha propuesto combinar e incluso reemplazarla por la captura y uso del carbono (carbon capture and use, CCU), un procedimiento más avanzado para reciclar el carbono y convertirlo en aceites biológicos, productos químicos fertilizantes y combustibles. A juicio de sus defensores, Japón estaría bien situado para desarrollar la CCU por el amplio desarrollo de su I+D y por la existencia de inversores potenciales importantes en la comercialización de esa nueva técnica.

(3) Implicaciones para la seguridad energética de Japón

Si se utiliza un concepto amplio y multidimensional de la seguridad energética, como sugieren Hippel et al. (2011), lo señalado en las páginas precedentes tiene profundas implicaciones para Japón y, por extensión, para el resto del mundo.

(3.1) Acceso a los recursos

La práctica ausencia de recursos energéticos en Japón y el carácter de archipiélago del país hacen que el acceso a las fuentes de energía sea un asunto de la mayor importancia.

Japón dispone de cuantiosas reservas estratégicas de petróleo (en 2010, equivalentes a 70 días de importaciones netas o a 168 días de consumo, según Feldhoff, 2011), gestionadas por compañías privadas o por la empresa pública JOGMEC (Japan Oil, Gas and Metals National Corporation), que se ocupa de crudo, LPG y metales especiales. JOGMEC tiene 10 depósitos en el noreste y sudoeste del país.

Por otra parte, Japón está empezando a otorgar gran importancia a la explotación offshore de recursos, especialmente de gas, en la que ha entrado en conflicto, por ejemplo, con China, en las inmediaciones de las islas Senkaku (Diaoyu para los chinos). El creciente nacionalismo energético en Asia Oriental es un elemento más de preocupación para Tokio, como se detalla en Collins et al. (2011).

El cambio post-Fukushima en la estrategia energética, que supondrá un aumento a corto plazo del consumo de gas natural y un incremento a medio y largo plazo de las energías renovables, tendrá consecuencias importantes en las relaciones de Japón con sus abastecedores. Por ejemplo, es de esperar que aumenten las importaciones de GNL desde Indonesia, Malasia, Australia, Qatar y Brunei, que son los cinco principales proveedores. Pero no hay que descartar la posibilidad de que Rusia, por sus yacimientos en Sajalín, se convierta en un importante proveedor de Japón: “JOGMEC ha adquirido derechos de exploración significativos en Siberia oriental. Japón dispone igualmente de intereses significativos, a través de Mitsui y Mitsubishi, en el enorme proyecto de GNL de Sajalín-2, que inició Shell pero que ahora está controlado por Gazprom” (Herberg, 2010, p. 130). No hay que olvidar que Rusia es el primer exportador mundial de gas natural. A medio plazo, el proyecto de tubería desde Sajalín hacia Corea del Sur no sólo podría servir para mejorar la suerte económica de Corea del Norte sino que podría enlazar, vía gasoducto submarino, con Japón.

(3.2) Costes de obtención

En cuanto a los costes, el abandono progresivo de la energía nuclear, cuyos precios se han tendido a considerar tradicionalmente bajos y estables, en comparación con los del petróleo (especialmente en 2003-2008 y de nuevo desde 2010), podría suponer un aumento de los precios de la electricidad. Los defensores de la energía nuclear usan ese argumento, junto con el de eventuales apagones, aumento de las emisiones de CO2, incremento de los costes de conservación de energía, etc., para criticar a los proponentes del aumento importante de la proporción de las energías renovables. Así, por ejemplo, Toyoda (2011b) ha estimado que si los reactores parados en septiembre de 2011 (43 de 55) no vuelven a operar, la reducción en la oferta de electricidad tendría que ser compensada con un aumento de 3,5 billones de yenes de gasto adicional en combustibles fósiles. Si tal incremento del coste se trasladase a los consumidores finales, el precio medio de la electricidad aumentaría en 3,7 yenes por KWh. La factura eléctrica para un hogar medio aumentaría el 18% al mes mientras que lo haría en el 36% en el sector industrial.

Para Spence (2011), el abandono completo de la energía nuclear supondría una merma en la oferta de electricidad del 10% y generaría un incremento de la factura eléctrica del 20%. Tal cosa prolongaría la crisis económica del país y, dada su importancia en el marco internacional, tendría importantes repercusiones negativas en el resto del mundo.

(3.3) Emisiones de CO2

La desnuclearización progresiva supondría un incremento de las emisiones de CO2, según los defensores de la energía nuclear, que presuponen que deberá ser sustituida por consumo de carbón, petróleo y gas natural. Seguramente eso ocurrirá a corto plazo. Toyoda (2011b) estima que, de no reabrirse la actividad de los reactores parados, en 2012 las emisiones de CO2 aumentarían 1.260 millones de toneladas, hasta un nivel 18,7% superior al de 1990, lo que pondría en peligro (de hecho, haría imposible) cumplir los objetivos de Kioto y dificultaría mucho la reducción prevista del 30% de las emisiones en 2030 respecto de 1990. No obstante, la reducción del consumo de energía nuclear podría, al menos en teoría, contrarrestarse con un incremento del consumo de energías renovables, como proponen el ISEP y estudian Fulton et al. (2011), con lo que no habría un impacto en las emisiones de gases de efecto invernadero.

(3.4) Seguridad pública

Finalmente, es preciso hacer referencia al debate en la opinión pública y la clase política sobre las ventajas y desventajas de la energía nuclear.

Los defensores de la energía nuclear están agrupados en lo que se ha venido a llamar la “aldea nuclear”, formada por las empresas eléctricas, las asociaciones de empresarios, el Partido Liberal Democrático (actualmente en la oposición), el METI y parte de la prensa y del mundo académico (Satoh, 2011). Argumentan que la energía nuclear es segura, ya que las centrales superarán las pruebas de resistencia a las que están actualmente sometidas, por lo que podrán reactivarse a partir de la primavera o el verano de 2012. Además, señalan que Japón carece de una alternativa viable a una energía que garantiza seguridad de suministro, emisiones cero, bajos costes y amplias reservas. En la Tabla 10 se comparan las ventajas e inconvenientes de las diferentes fuentes de energía en distintos aspectos.

Frente a la “aldea nuclear”, se sitúa una constelación de fuerzas políticas y sociales que se ha unido en los últimos meses en diversas iniciativas: una campaña ciudadana, dirgida por el Premio Nobel de Literatura Oé Kenzaburo, para recoger 10 millones de firmas en contra de la energía nuclear; una manifestación de 60.000 personas en Tokio el pasado 19 de septiembre; la campaña de Son Masayoshi, presidente de la empresa de telecomunicaciones Softbank, que ha financiado el desarrollo de la energía solar, etc.

Entre esos dos extremos se han situado los dos primeros ministros que ha tenido Japón desde el accidente de Fukushima. Kan Naoto, que dimitió el 26 de agosto de 2011, adoptó un perfil moderadamente contrario a la energía nuclear, ya que se manifestó en contra de la construcción de los 14 nuevos reactores previstos para 2030, a favor de una eliminación progresiva de la energía nuclear y partidario de una reapertura selectiva y escalonada, en su caso, de los reactores parados. Su sucesor, Noda Yoshihiko, sin ser partidario de la “aldea nuclear”, es más ambiguo. Se ha manifestado a favor de completar los reactores que ya están en fase de construcción, ha señalado que la energía nuclear no tiene realmente alternativa viable en Japón y desea permitir la reapertura de los reactores parados, como muy tarde, en primavera o verano de 2012, siempre que haya garantías de seguridad y acuerdo con los gobiernos locales (véanse más detalles en De Wit, 2011, y Kingston, 2011).

De hecho, algunos analistas consideran que la sustitución de Kan por Noda se debió a que el primero se hizo inaceptable para la “aldea nuclear”, por ejemplo, al obligar, en mayo de 2011, al cierre de la central de Hamaoka (en un lugar sísmico peligroso), al forzar en julio a las centrales a realizar pruebas de resistencia y al manifestarse partidario del abandono gradual de la energía nuclear en el país. Otra medida que tomó Kan fue la de desvincular la NISA (Nuclear and Industrial Safety Agency) del METI, para crear, junto con la NSC (Nuclear Safety Commission), una nueva agencia dependiente del Ministerio de Medio Ambiente.

(4) Posibles enseñanzas para países en condiciones similares

Como es sabido, algunos países europeos decidieron, tras el accidente de Fukushima, congelar o suspender sus programas nucleares. Este ha sido el caso, hasta la fecha, de Alemania, Suiza e Italia.

En junio de 2011 Alemania decidió cerrar sus 17 reactores nucleares en 2022, en una decisión en la que seguramente influyeron los partidarios de las energías renovables y el gran peso del lobby gasista. Suiza, por su parte, decidió prescindir de sus plantas nucleares cuando acaben su vida útil (año 2029). En Italia, en un referéndum, el 95% de los votantes rechazó reabrir las plantas cerradas desde el accidente de Chernóbil en 1986.

La experiencia de Japón desde el accidente de Fuskushima parece demostrar, en primer lugar, que cualquier precaución es poca en lo relativo a la seguridad de las plantas nucleares. Así, la industria debe ser objeto no sólo de las pruebas de resistencia para identificar eventuales vulnerabilidades que ya se han puesto en marcha sino también de regulaciones más estrictas y de un seguimiento más cuidadoso de un código de buenas prácticas. Hay que tener en cuenta que 15 de los 17 países que operaban plantas nucleares en marzo de 2011 han decidido mantener su apuesta por la energía nuclear. Francia y el Reino Unido han decidido incluso aumentar sus inversiones en el sector y otros países (como Polonia) han iniciado programas nucleares.

En segundo lugar, cualquier decisión sobre el futuro de la energía nuclear en los países de la UE debe meditarse con extremo cuidado. Al fin y al cabo, el 28% de la electricidad generada en la UE procede de esa energía y el porcentaje es mucho mayor en países como Francia, Eslovaquia, Bélgica, Ucrania, Hungría y Suecia. Teniendo en cuenta que la dependencia de los abastecimientos externos ha aumentado del 45% en 1999 al 54% en 2009 y que es particularmente alta en petróleo y gas natural, y a la vista de que las importaciones de crudo y de gas se realizan principalmente desde unos pocos países (Rusia, Noruega y Libia, en el primer caso, y Rusia, Noruega y Argelia, en el segundo), cualquier decisión sobre una eventual desnuclearización en la UE, por muy progresiva que fuese, tendría efectos importantes sobre la seguridad energética de la Unión.

En tercer lugar, los países de la UE que tienen dudas sobre el futuro de la energía nuclear en su territorio deben sopesar detenidamente si las ventajas de tal energía (baja huella de carbono, alto valor de la producción, elevada independencia energética, etc.) superan o no a sus inconvenientes (riesgos para la salud y seguridad públicas). En algunos casos, da la impresión de que algunos países europeos han decidido mantener la opción nuclear por razones distintas, como las grandes inversiones ya realizadas en infraestructuras, el alto coste financiero de la suspensión o el carácter políticamente inaceptable, en algunos casos, del abandono de la opción nuclear.

Finalmente, la continuidad de la energía nuclear no es razón para no apostar, con decisión renovada, por las energías renovables. La estrategia 2020 consiste, como es bien conocido, por reducir en un 20% las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a 1990 (y quizá en 80%-95% para 2050), en aumentar la parte de las energías renovables hasta el 20% del consumo de energía primaria y en incrementar la eficiencia energética en un 20%. Cabe preguntarse si las pretensiones de Japón de otorgar a las energías renovables una función más preeminente (quizá el 30% del consumo de energía primaria en 2020) podría servir de ejemplo a la UE para que ésta se fijase un objetivo más ambicioso.

Conclusiones

Si, como parece probable, Japón renuncia finalmente a su estrategia energética pre-Fukushima (que, en otros objetivos, se proponía elevar la proporción de la energía nuclear en la generación de electricidad del 26% en 2010 al 53% en 2030), las implicaciones nacionales e internacionales pueden ser importantes.

Desde el punto de vista interno, el país parece abocado a:

• Obtener ganancias adicionales de eficiencia energética, especialmente en los hogares y lugares de trabajo y no tanto en la industria, donde el margen de mejora es ya muy escaso.
• El abandono definitivo de la construcción de los 14 nuevos reactores para 2030 previstos en la estrategia anterior al accidente de Fukushima.
• Una reducción de la dependencia del 84% de los combustibles minerales fósiles, que es una proporción muy alta, especialmente en un contexto de precios elevados, especialmente del petróleo y, en menor medida, del carbón, y para un país tan tributario de las importaciones.
• Un aumento significativo del peso de las energías renovables, que podrían pasar del 10% en la actualidad al 30%, 40% o 70% en los próximos decenios (algunos especialistas abogan incluso por alcanzar el 100% a mediados de siglo).

El gas natural puede convertirse en el combustible de transición mientras se ponen en marcha las inversiones necesarias para el desarrollo de las energías renovables.

A nivel internacional, conviene recordar que Japón, cuarto consumidor mundial de energía, es el primer importador mundial de gas natural, carbón y derivados del petróleo y el tercero de crudo. Así, cualquier cambio notable –y especialmente si se trata de una modificación sustancial– de sus pautas de consumo de energía tendrá efectos notable en la disponibilidad y el precio de los recursos. A corto y medio plazo, uno de los efectos esperados del cambio del consumo japonés puede ser un aumento de las importaciones de GNL desde el sudeste asiático, Australia y, lo que sería un fenómeno trascendente, Rusia, así como un aumento de los precios del gas natural y, en menor medida, del petróleo y, quizá también, del carbón (aunque Japón dispone de reservas de cierta importancia).

En cualquier caso, el accidente de Fukushima y el cambio de la estrategia energética en Japón van a contribuir en gran medida a fortalecer las perspectivas de desarrollo de las energías renovables a nivel internacional. En el propio Japón, los estudios mencionados en este trabajo sugieren que la parte de las energías renovables en la generación de electricidad podría aumentar del 10% actual al 30% o 40% en 2020 y al 50% o 70% en 2030. Esa perspectiva, que, antes del accidente de Fukushima, hubiese parecido imposible, es hoy factible. Al fin y al cabo, un país similar a Japón, como Alemania, aprobó en julio de 2011 una ley que obliga al país a generar entre el 35% y el 40% de la electricidad con energías renovables en 2020, porcentaje que tendrá que ser de al menos el 50% en 2030, el 65% en 2040 y el 80% en 2050.

Referencias bibliográficas

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Notas:

[1] El autor agradece los comentarios, a un primer borrador de este trabajo, del profesor Gonzalo Escribano, director del programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano. Los errores y omisiones que hayan subsistido son, claro está, responsabilidad exclusiva del autor.

[2] Para más detalles sobre el sector energético de Japón, véanse las estadísticas y los informes de la AIE (2011a, b, c y d) y del APERC (2011a y b), así como la visión panorámica de Takase y Suzuki, 2011.

[3] Komiyama (2011) señala, acertadamente, que Japón tiene que tomar medidas internas ambiciosas para alcanzar esos objetivos en 2030 y más allá y que, además, debe promover la transferencia internacional de conocimientos y la asistencia técnica y financiera, en campos como el ahorro y la conservación o la energía nuclear o solar, especialmente con los grandes países asiáticos en desarrollo, como China y la India.

[4] Como señalan Jupesta y Suwa (2011), el coste por KWh de la energía nuclear, es, según la industria, muy inferior, al del carbón y el gas y, sobre todo, al del petróleo, aunque las cifras habituales no suelen tener en cuenta las externalidades y los subsidios del gobierno. Así, el coste normalizado de electricidad (LCOE) es de 5,9 céntimos de euro por KWh en la energía nuclear, frente a 6,0 en carbón y 6,6 en gas natural. Por ejemplo, algunas estimaciones cifran el coste del accidente de Fukushima en 600.000 millones de dólares, el 7% del PIB de Japón.

[5] De hecho, la capacidad de reciclaje de combustible nuclear de Japón es considerada, según diversos expertos, excesiva para las necesidades del país. Véase, por ejemplo, Katsuka y Suzuki (2010), quienes consideran que no habría necesidad de reprocesamiento hasta mediados de los años 20.

[6] Para un análisis del desarrollo de la industria nuclear en Asia-Pacífico en los últimos años, es útil consultar el trabajo de Ferguson, 2010

El diseño de un modelo energético seguro, sostenible y competitivo ocupa un lugar prioritario en la agenda política europea y española. Compartimos unos retos comunes con los países de nuestro entorno que tienen su origen en la necesidad de suministrar de forma eficiente y segura una demanda energética creciente en un escenario de precios al alza, derivados de la evolución de las materias primas y de las restricciones ambientales, que impactan en la competitividad de todos los sectores productivos. Pero, además, confluyen en nuestro país factores diferenciales agravantes; unos de carácter estructural, como la elevada dependencia energética del exterior y el escaso nivel de interconexiones eléctricas y gasistas existente; otros, derivados de decisiones estrictamente administrativas que han fomentado la producción con tecnologías poco eficientes, poco maduras y no siempre respetuosas con el medio ambiente.

Como consecuencia de estas decisiones han crecido exponencialmente las primas a las energías renovables y la cogeneración (el llamado régimen especial) que han elevado significativamente los costes eléctricos. Este aspecto, unido al mantenimiento de las tarifas de suministro oficiales sin reconocimiento de dichos incrementos de costes, ha generado un déficit de tarifa que es equivalente ya al 2% del PIB de nuestro país y que, por contar con el aval del Estado en su titulización, puede afectar directamente a la consideración de la deuda pública.

La necesidad acuciante de abordar los retos energéticos pendientes se produce, además, en un escenario de crisis económica sin precedentes, a cuya solución puede contribuir decisivamente el sector dado su carácter dinamizador del desarrollo económico, industrial y social. Se trata de un sector que invierte en España alrededor de 15.000 millones de euros anuales, destinados al desarrollo de infraestructuras determinantes para la competitividad del país y sin recurrir a los fondos de los Presupuestos Generales del Estado, y da empleo directo e indirecto a 400.000 personas. Además, realiza compras anuales por valor de 40.000 millones de euros a fabricantes y suministradores, con el consiguiente efecto tractor para el conjunto del tejido industrial.

Es urgente diseñar una estrategia para el sector clara y estable, que haga de la política energética una cuestión de Estado y en la que trabajen de forma conjunta todas las fuerzas políticas, para alcanzar un consenso que transmita estabilidad y seguridad al sector. Además, es fundamental establecer un marco jurídico y regulatorio predecible, que dé certidumbre a las inversiones energéticas y confianza para acometer nuevos proyectos.

Para llevar a cabo los cambios necesarios es esencial que se realice una planificación completa y detallada, que dote de visión de largo plazo y que permita adoptar decisiones sobre las distintas opciones que se plantean.

Esta planificación debe ser la base de un nuevo modelo energético que, a mi juicio, debe tener cinco objetivos principales: en primer lugar, la garantía de suministro, con el fin de asegurar la cobertura de la demanda; en segundo lugar, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, según los compromisos de nuestro país en materia de cambio climático; el tercer objetivo es la eficiencia económica, tanto en inversión como en costes, que mejore la competitividad de la economía; el cuarto, la reducción de la dependencia exterior, disminuyendo la vulnerabilidad en términos de riesgos de precio y geopolíticos; y finalmente, garantizar la contribución al crecimiento de la economía española, ya que el modelo energético puede y debe tener un impacto positivo sobre la balanza comercial, así como sobre el desarrollo industrial y la creación de empleo.

El balance eléctrico para 2020 se realizaría partiendo de una demanda nacional estimada en 300 TWh en 2020 (en lugar de los 350 TWh previstos en el PER 2011-2020), con una potencia punta de 55.000 megavatios y un índice de cobertura del 1,1, valor comúnmente aceptado como límite para garantizar la cobertura de la demanda. Además, tendría que cumplirse estrictamente el objetivo de renovables planteado por la Unión Europea para España, cifrado en el 20% sobre el consumo final, en lugar del 20,8% propuesto en el mencionado plan energético oficial, lo que implicaría rebajar la producción renovable de 146 TWh a 126 TWh, priorizando aquellas tecnologías más eficientes en función de su coste de producción e inversión.

El mix de producción resultante sería equilibrado, con una contribución similar de las tecnologías térmica (24%), eólica (21%) y nuclear (18%), y una aportación del 12% de la hidroeléctrica y del 5% de la solar, quedando el 20% restante cubierto básicamente por cogeneración y biomasa. Las inversiones necesarias para alcanzar esos objetivos de nueva capacidad ascenderían a 36.000 millones de euros, es decir, 20.000 millones menos que la cifra prevista en la planificación oficial.

Esta estructura de producción tendría un triple efecto positivo en términos de sostenibilidad ambiental (20% menos de emisiones con respecto al PER); menores costes de suministro (20% inferiores) y menores necesidades de inversión (-20%), un factor especialmente importante en estos momentos de escasez de recursos financieros y del que se podrían beneficiar otros sectores de nuestra economía.

A este notable incremento de eficiencia en el suministro de energía, habría que añadir los beneficios derivados del hecho de que la mayor parte del esfuerzo inversor se destinaría a industrias españolas, al apostar por tecnologías con un fuerte componente de contribución nacional. Ello permitiría el mantenimiento o la creación de cientos de miles de puestos de trabajo estables.

Además, sería necesario destinar más de 19.000 millones de euros a las redes de distribución, tanto para llevar a cabo las inversiones recurrentes como para desarrollar las llamadas redes inteligentes, y cerca de 11.000 millones de euros para las redes de transporte de electricidad, las interconexiones con nuestros vecinos y la evacuación de la energía de las nuevas centrales renovables que se construyan.

Esta propuesta de planificación debe ir acompañada de algunas reflexiones y, en su caso, decisiones regulatorias, dado que, a día de hoy, más de la mitad de los costes incluidos en la factura eléctrica no están relacionados con el suministro de electricidad, sino con decisiones políticas tales como el suministro eléctrico a las islas, la financiación de los déficit de años anteriores, los costes sociales de la minería del carbón o la tarifa social, además de un sinfín de tasas e impuestos de ámbito local, autonómico o estatal.

En definitiva, las reformas estructurales que necesita nuestro país en el ámbito energético deben ser abordadas desde una visión de Estado que vele por la solidez y la estabilidad del modelo, sin el dictado cortoplacista de las coyunturas económicas y políticas. Como recientemente decía el también Doctor Honoris Causa por la Universidad de Salamanca, Luiz Inácio Lula da Silva, a propósito de la perspectiva con la que los gobiernos deberían afrontar la crisis: «el político no puede decidir pensando en las próximas elecciones. Tiene que pensar en las próximas generaciones».

La locura de China por construir represas se topó con una pared recientemente en Birmania (Myanmar), donde la decisión audaz del gobierno de frenar un polémico proyecto de represa liderado por China ayudó a facilitar el camino a la primera visita de un secretario de Estado norteamericano a ese país en más de medio siglo.

La represa de 3.600 millones de dólares de Myitsone, hoy interrumpida, está situada en la cabecera del río más grande de Birmania, el Irrawaddy, y estaba destinada a bombear electricidad exclusivamente a la grilla eléctrica de China, a pesar de que Birmania sufre diariamente cortes de energía. La Comisión de Supervisión y Administración de Activos del Estado del Consejo de Estado de China calificó a Myitsone como un proyecto modelo en el exterior que servía a los intereses chinos. La decisión de Birmania, en consecuencia, sorprendió al gobierno de China, que había empezado a tratar a Birmania como un estado cliente confiable (donde todavía tiene intereses importantes que incluyen la construcción en marcha de un multimillonario oleoducto y gasoducto de gas natural).

A pesar de ese revés, China sigue siendo el mayor constructor de represas del mundo fronteras adentro y en el exterior. De hecho, ningún país en la historia ha construido más represas que China, que se jacta de tener más represas que el resto del mundo en su conjunto.

Antes de que los comunistas llegaran al poder en 1949, China sólo tenía 22 represas de tamaño significativo. Hoy el país cuenta con más de la mitad de las aproximadamente 50.000 represas grandes del mundo -aquellas que tienen una altura de por lo menos 15 metros o una capacidad de almacenamiento de más de tres millones de metros cúbicos-. Por lo tanto, China concretó, en promedio, al menos una represa grande por día desde 1949. Si se cuentan las represas de todos los tamaños, el total de China supera las 85.000.

Según la Organización de las Naciones Unidas para la Alimentación y la Agricultura, las represas de China tenían una capacidad para almacenar 562,4 kilómetros cúbicos de agua en 2005, o el 20% de los recursos de agua renovables totales del país. Desde entonces, China construyó decenas de nuevas represas, incluida la más grande del mundo: la Represa de las Tres Gargantas en el río Yangtze.

China también es el líder global en exportación de represas. Sus compañías estatales están construyendo más represas en el exterior que todos los constructores de represas internacionales juntos. Treinta y siete entidades financieras y corporativas chinas están involucradas en más de 100 proyectos de represas importantes en el mundo en desarrollo. Algunas de estas entidades son muy grandes y tienen múltiples subsidiarias. Por ejemplo, Sinohydro Corporation -la compañía hidroeléctrica más grande del mundo- se jacta de tener 59 filiales en el exterior.

Detrás de los esfuerzos de China por construir represas en el exterior está no sólo el interés de China de generar ganancias sino un esfuerzo diplomático por demostrar sus proezas en materia de ingeniería. La política declarada de China de “no interferencia en los asuntos internos” en realidad sirve como una licencia virtual para llevar a la práctica proyectos de represas que inundan tierras y obligadamente desarraigan a poblaciones -inclusive, como en el caso de Myitsone, minorías étnicas- en otros países. Pero está haciendo lo mismo en el país al desviar su foco de los ríos internos saturados de represas a los ríos internacionales que originan la meseta tibetana, Xinjiang, Mongolia Interior y Manchuria.

China sostiene que su papel como líder global en exportación de represas ha creado una situación “en la que todos ganan” para los países donde se construyen las represas y sus propias compañías. Pero la evidencia de una cantidad de proyectos revela que las represas les están generando un costo ambiental muy alto a esos países.
En consecuencia, los proyectos en el exterior suelen encender el sentimiento anti-chino, reflejado en protestas populares en varios lugares de Asia, África y América Latina. Es más, al usar una fuerza de trabajo china para construir las represas y otros proyectos en el exterior -una práctica que va en contra de sus propios requisitos de “localización”, adoptados en 2006- China refuerza la percepción de que está ejerciendo prácticas de explotación.

Por ser el país con más represas del mundo, China ya es el mayor productor de energía hidráulica a nivel global, con una capacidad generadora de más de 170 gigavatios. Sin embargo, planes ambiciosos de fomentar su capacidad de generación de energía hidráulica de manera significativa al construir represas en ríos internacionales han enredado al país en disputas por aguas con la mayoría de sus vecinos, incluso con Corea del Norte.

En términos más amplios, la pasión de China por construir represas ha generado dos desenlaces esenciales. Primero, las compañías chinas hoy dominan el mercado global de exportación de equipos de energía hidráulica. Sólo Sinohydro, tras eclipsar a proveedores de equipos occidentales como ABB, Alstom, General Electric y Siemens, dice controlar la mitad del mercado.

Segundo, la creciente influencia de la industria de energía hidroeléctrica estatal dentro de China ha llevado al gobierno a fomentar de manera agresiva proyectos de represas en el exterior ofreciendo préstamos a bajo interés a otros gobiernos. Fronteras adentro, recientemente dio a conocer un nuevo programa gigantesco de inversión de 635.000 millones de dólares en infraestructura hidráulica en la próxima década, más de un tercio del cual será canalizado a la construcción de represas, reservorios y otras estructuras de suministro.
La construcción excesiva de represas por parte de China en ríos y sus transferencias de agua entre ríos y entre cuencas ya han causado estragos en los ecosistemas naturales, generando la fragmentación y la extinción de ríos y promoviendo la explotación de aguas subterráneas más allá de la capacidad de reabastecimiento natural.

Los costos sociales han sido incluso más altos, algo que se refleja en la sorprendente admisión por parte del primer ministro chino, Wen Jiabao, en 2007 de que, desde 1949, China ha trasladado un total de 22,9 millones de chinos para trabajar en proyectos hidráulicos -una cifra mucho mayor que las poblaciones de Australia, Rumania o Chile. Desde entonces, otros 350.000 residentes -principalmente habitantes de poblaciones pobres- han sido desarraigados.

En consecuencia, sólo teniendo en cuenta las cifras oficiales, 1.035 ciudadanos en promedio por día han sido desalojados por la fuerza y enviados a proyectos hidráulicos durante más de seis décadas. En vistas de que China hoy construye cada vez más represas en ríos transnacionales como Mekong, Salween, Brahmaputra, Irtysh, Illy y Amur, los nuevos proyectos amenazan con “exportar” a esos ríos la grave degradación que acecha a los ríos internos de China. Llegó la hora de ejercer una presión externa concertada sobre China para que frene su locura por las represas y abrace los estándares ambientales internacionales.

Hoy, 9 de noviembre, el organismo Internacional de la Energía publica su informe anual –World Energy Outlook, el informe energético de referencia mundial– el cual confirma que no vamos por el buen camino para reducir el calentamiento global. Con la actual tendencia de producción de energía, la temperatura media de la tierra en 2100 superará en más de 2ºc la de 1990, por lo que se dañará irreversiblemente el planeta, empeorando las condiciones de vida de la humanidad.

Es preocupante como la crisis –tan larga y virulenta– está absorbiendo casi toda la atención del mundo, detrayéndola de los retos energéticos que seguimos teniendo ante nosotros. Sorprende la ausencia de iniciativas medioambientales: en Estados Unidos, a nivel federal, es un debate inexistente desde hace tiempo; la Unión Europea se encuentra en el epicentro de un huracán financiero; y los emergentes siguen tenaces en su crecimiento económico para sacar a millones de personas de la pobreza. En este contexto, la próxima cita de la Convención sobre el Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC) prevista para finales de noviembre en Durban (Sudáfrica) está pasando absolutamente inadvertida.

Pero la energía es fundamental para la humanidad no sólo por sus potenciales externalidades negativas, sino también por su relevancia económica: los países occidentales gastamos entre un 8 y 12% del PIB en energía –los países en vías de desarrollo el doble o el triple–. Por ello, es necesario un sistema que gobierne la energía.

Principalmente debido a sus externalidades medioambientales negativas, el mercado desregulado no es un mecanismo de gobernanza útil, ya que es incapaz de interiorizar los costes medioambientales. Se calcula que las fuentes más contaminantes (carbón, petróleo…) deberían soportar una tasa del 70% para reflejar sus externalidades negativas. El mercado libre tampoco funciona debido a la falta de información consustancial a este sector, pues la información es técnicamente difícil de obtener –por ejemplo, las propiedades de una reserva de gas–. Además, los estados consideran los recursos naturales como estratégicos y no facilitan información. Y los marcos temporales relacionados con la energía suelen ser largos –como son los efectos medioambientales (siglos) o la amortización de las inversiones (decenios)–. Por lo tanto, toca gobernar la energía vía la cooperación y la regulación, aunque ello sea sumamente complejo. Veamos por qué.

Gobernar la energía requiere considerar diversas dimensiones a la vez: la técnica, la política (y los fuertes grupos de interés) y la económica. La dimensión técnica de la energía engloba a muchas disciplinas y tecnologías distintas –eólica, fotovoltaica, nuclear, carbón–, por lo que el conocimiento está fragmentado en distintos silos epistémicos. Algo parecido existe en lo político, donde los sectores industriales y económicos están organizados pero divididos. Por si la conjunción de estas dimensiones no fuera suficiente complicación, existe una dificultad adicional: su dimensión internacional.

El sector energético ejemplifica las inadecuadas instituciones que tenemos para gobernar el mundo. Los estados son nacionales, las externalidades energéticas globales. Una fuga radiactiva, la ruptura de un pozo de petróleo en alta mar y, sobre todo, las emisiones de CO no se ciernen a un solo estado. En cambio, los beneficios de la energía si se pueden circunscribir a un agente concreto, ya sea como consumidor, productor o vendedor. Esta asimetría crea un claro incentivo al freerider: me beneficio yo y pagamos todos. Además, la gobernanza global se hace necesaria porque la demanda y oferta de energía están desacopladas a escala mundial. Muy pocos países tienen una balanza energética neutral. El caso del petróleo (la principal fuente de energía del mundo) es indicativo en este sentido: Medio Oriente tiene un superávit comercial de petróleo del 266% y Estados Unidos un déficit del 65%. Este desajuste geográfico requiere de un sistema de intercambio ordenado, de reglas de juego claras, un mercado bien regulado. En cambio, a día de hoy, en el mundo proliferan los acuerdos bilaterales opacos, existen requisitos medioambientales muy dispares, y conviven subvenciones contradictorias.

Las instituciones globales dedicadas a la energía de las que disponemos actualmente son insatisfactorias. El Organismo Internacional de la Energía solamente incorpora a países de la OCDE, por lo que no incluye al mayor consumidor energético del mundo, China. El Energy Charter Treaty, un tratado intergubernamental que obliga a los firmantes a aplicar reglas de mercado imparciales a los productos y servicios energéticos, no está firmado por Estados Unidos (el segundo consumidor energético del mundo) ni ratificado por Rusia (el primer productor de petróleo del mundo). Los acuerdos comerciales auspiciados por la Organización Mundial del Comercio se aplican muy tangencialmente a la energía, que al considerarse en muchos casos un recurso natural agotable, queda exento de las normas.

¿Pero cómo es posible que ninguna de las instituciones mencionadas haya sido capaz de convertirse en un mecanismo efectivo de gobernanza energética? Fundamentalmente, porque los países no occidentales –ese grupo variopinto que incluye, entre otros, a grandes consumidores (China, India…) y productores (Oriente Medio, Rusia…)– desconfían de este sistema institucional creado principalmente por Occidente. Los países emergentes y grandes consumidores consideran, y con razón, que Occidente es responsable del problema actual del cambio climático. El desarrollo de Occidente, desde la revolución industrial hasta hace muy poco, ha estado libre de cualquier restricción medioambiental. Ellos creen que no deben cargar con los costes del cambio climático. En cambio, los países productores se oponen a ceder una de las pocas bases de poder que poseen.

La solución debe pasar por una negociación en una institución distinta a las mencionadas. Quizá, inicialmente, sería conveniente negociar entre los grandes emisores del mundo –el propio G-20 o algo parecido a un G-20 energético–. Posteriormente, se podría abrir la negociación a todos los estados –por ejemplo, situándola en la Convención sobre el Cambio Climático de las Naciones Unidas (UNFCCC)–. El foco de las negociaciones tiene que ser amplio y contener limitaciones a las emisiones y apoyo financiero y tecnológico para invertir en tecnologías menos dañinas con el medio ambiente. Las limitaciones a las emisiones hacen recaer desmesuradamente los costes sobre los países exportadores de petróleo y los países emergentes consumidores (con tecnología menos sofisticada).

En Durban, todos los países –desarrollados, emergentes, con y sin recursos naturales– debemos sumar para que el cese de la crisis no nos coja distraídos.

Alemania acaba de cruzar el umbral del 20% de energía renovable; honrando ocho años antes de lo previsto el compromiso que contrajo con la Unión Europea y que debía cumplir hasta el año 2020. Como beneficio adicional, hasta el final de esta década, el mundo también agradecerá a Alemania por la obtención de energía solar asequible, no porque dicha tecnología hubiese sido inventada allí, sino porque los ciudadanos alemanes han pagado por la crítica fase de reducción de costos al ofrecer un amplio mercado para dicha energía.

La década de apoyo a la implantación de la tecnología solar fotovoltaica (PV) ha empujado a ritmo acelerado a esta tecnología hacia posiciones más bajas en la curva de costos. Antes del año 2015, será esta tecnología será totalmente comercial para países soleados como ser Sudáfrica, Grecia o México, y un poco después para la propia Alemania. Sin la política energética de Alemania, esta reducción en costos hubiese sido lograda en un tiempo mucho mayor.

Pero, la política alemana no es simplemente una cuestión de altruismo: es una combinación de una buena política industrial y de la aceptación de la responsabilidad en cuanto a asumir la parte que toca a Alemania en las metas de reducción de emisiones de carbono de la hoja de ruta UE 2050.

La historia, a veces, se narra de la siguiente manera: “Alemania ha subsidiado la energía solar fotovoltaica (PV) durante años mediante tarifas de alimentación artificialmente altas. El resultado ha sido una gran cantidad de paneles solares –muchos de ellos importados desde China – en un país con poco sol, y 100.000 puestos de trabajo caros”.

Los costos son sin duda importantes, incluso son mayores que la cifra estimada de €4000 millones en subvenciones anuales que, al presente, Alemania reparte a su industria nuclear, y sin tomar en cuenta la subvención de € 2000 millones para carbón. Sin embargo, las historias reflejan a menudo el marco contextual del narrador, así que aquí se presenta una versión alternativa: “Reconociendo que las nuevas tecnologías requieren de apoyo para ser competitivas, Alemania, ideó un sistema de tarifas de alimentación decrecientes. Y cuando la energía solar alcance la paridad de costos, Alemania tendrá un clúster industrial bien posicionado. También habrá realizado una contribución sustancial al bien común mundial al pagar la cuenta por todos los demás”.

Algunos argumentan que los gobiernos no tienen un papel en la selección de quienes son los ganadores y quiénes son los perdedores en la economía, y  que el mercado debe decidir qué tecnologías salen primero en la carrera por eliminar el carbono del sistema energético. Sin embargo, el mercado puede hacer funcionar su magia sólo cuando las empresas individuales son lo suficientemente grandes como para financiar la curva de aprendizaje temprano de una nueva tecnología hasta que se convierta en competitiva (y por lo tanto sea rentable).

La escala del sistema energético y los periodos prolongados necesarios para desarrollar una nueva tecnología hacen que el cambio radical sea incompatible con los intereses de corto plazo de los accionistas de las empresas. Como mínimo, un enfoque basado en el mercado requeriría que se establezca un precio para el carbono y que se detengan los subsidios a algunas de las antiguas fuentes de energía; al presente, ambas de estas acciones políticamente se encuentran fuera del alcance. Pero, incluso con un precio del carbono bastante alto, es poco probable que el mercado por sí solo ofrezca energía baja en carbono.

La razón es que el costo de los bienes y servicios, incluyendo el costo de la energía baja en carbono, se reduce de dos maneras: mediante la investigación, como por ejemplo a través de la tecnología de película delgada para sustituir a los paneles solares basados en silicio, y las mejoras incrementales en el diseño, logística, u operaciones a medida de que se implementen nuevas tecnologías. El costo de los paneles solares se ha reducido en 10 a 20% por cada duplicación del volumen de fabricación. Sólo se ha logrado que la tecnología sea más barata cuando, en los hechos, se fabrica más.

Esto es lo que las autoridades ignoran cuando indican, como por ejemplo en palabras del primer ministro holandés Mark Rutte, que “las turbinas de viento son impulsadas ​​por los subsidios”. Como Alemania lo ha demostrado, se necesitan subsidios decrecientes y con plazos determinados para lograr que cualquier nueva fuente de energía sea competitiva frente a la antigua. No obstante, debido a que los beneficios se acumulan a nivel mundial, pude ser difícil vender esta idea dentro de una agenda doméstica estrecha, sobre todo porque se podría necesitar una década de apoyo.

Alemania, en los hechos, no es el único país que actúa como partera de una nueva tecnología energética. Brasil ha conseguido apostar en una industria de etanol de caña de azúcar, y Dinamarca ha tomado el liderazgo en la energía eólica en tierra. El empuje a gran escala del Reino Unido en cuanto a la energía eólica marina toma un significado distinto cuando se lo ve como una contribución equilibrada al bien común mundial.

Según las cifras de la Agencia Internacional de Energía, la energía eólica marina no sería competitiva hasta los inicios de la década del 2020; sin embargo, la escala de los planes del Reino Unido podría cambiar esta situación, al lograr que dicha energía sea competitiva mucho antes, como también que la industria de dicho país tome una ventaja inicial de importancia crítica. Y los beneficios van mucho más allá de Gran Bretaña: de la misma forma en la que el Reino Unido se beneficiará de empuje de Alemania en el ámbito de energía solar, Alemania cosecharía los beneficios del esfuerzo británico.

Esto no siempre funciona de la forma antes descrita: el denominado plan Messmer del año 1973 de Francia bien podría haber conducido hacia energía nuclear segura y barata para todos. Pero, las cosas salieron de otra manera, y la energía nuclear se ha convertido en una opción cada vez menos atractiva. Este es el corazón del aprendizaje: a veces funciona y a veces no. El verdadero fracaso es no realizar ningún intento y aprovechar de forma parásita los esfuerzos de los demás.

Una vez que alguien se compromete a financiar la primera fase del despliegue de una nueva tecnología energética, lo que viene a continuación es elegir un área donde se tenga ya establecido algún conocimiento especializado. Gran Bretaña ha sido capaz de utilizar como base sus conocimientos sobre astilleros e ingeniería para capitalizar las oportunidades de la energía eólica marina. Del mismo modo, fueron los amplios conocimientos que Brasil tiene en el ámbito de agricultura y su clima favorable, y no únicamente sus políticas visionarias, los que convirtieron a este país en el líder de los combustibles de etanol.

Muchas otras tecnologías energéticas están a la espera de similares paladines para poder alcanzar su máximo potencial. Estas incluyen la energía solar concentrada, el secuestro y almacenamiento de carbono, los automóviles eléctricos sin conductor, las redes troncales de corriente continua, los edificios de energía cero, y los biocombustibles de segunda generación.

Los gobiernos deben investigar los méritos y las posibles dificultades de cada una de estas tecnologías, evaluar sus propias fortalezas domésticas, y tomar decisiones estratégicas a largo plazo acerca de si se desea tomar la vanguardia de una o más de dichas tecnologías. En una época de dificultades económicas, tomar tales riesgos no sólo proporcionaría puestos de trabajo, sino que también podría ofrecer enormes beneficios económicos.

Tema: Desde el inicio del conflicto libio se ha especulado mucho sobre las incertidumbres energéticas que plantea una Libia sin Gaddafi. Los retos priorizados hasta la fecha, seguridad de las instalaciones y su reconstrucción, no pueden superarse sin una mejora de la seguridad general y el restablecimiento de los servicios energéticos básicos a la población. Además, una agenda energética comprensiva debe incluir también como prioridad mejorar la gobernanza del sector energético libio, elemento crucial para la propia evolución económica y política del país.[1]

Resumen: La caída de Gaddafi ha despejado en parte las incertidumbres referidas a la duración e intensidad del conflicto libio y los temores a una posible partición inmediata del país. No obstante, persisten las dudas sobre la capacidad del CNT para asegurar el territorio, formar un gobierno capaz de gestionar la reconstrucción física e institucional del país y proporcionar un marco político y económico estable y unificado. Dado el dominio casi absoluto de los hidrocarburos sobre la economía libia, la agenda energética del post-gaddafismo resulta un vector clave para la evolución del país. Entre los elementos de esa agenda se encuentran la necesidad de asegurar gradualmente las instalaciones de refino, almacenaje, transporte y extracción; llevar a cabo una evaluación de daños y proceder a la reconstrucción priorizando los servicios energéticos básicos a la población; y, finalmente pero de la mayor importancia, establecer mecanismos transparentes de gobernanza de los hidrocarburos del país. Una mejora de la transparencia en su gestión y distribución puede constituir una contribución fundamental a la estabilidad de Libia. Ello supone además para la UE una oportunidad de alinear valores e intereses en una región que demanda que los compromisos europeos se materialicen con la misma transparencia.

Análisis: Desde los primeros descubrimientos de petróleo en 1959, los hidrocarburos han dominado la economía libia. En los últimos años han representado alrededor del 95% de sus exportaciones, el 80% de los ingresos públicos y más de la cuarta parte del PIB en un país en que las tres cuartas partes de la población activa está empleada en el sector público. A pesar de ser descubrimientos relativamente tardíos (en la vecina Argelia se remontan a 1948), la magnitud de las reservas de petróleo libias, su calidad, bajo coste de extracción y la cercanía a los mercados europeos convirtieron en poco tiempo a Libia en un actor importante del escenario energético internacional. En 1962 se adhirió a la OPEP y en 1967 ya era el cuarto exportador mundial de crudo, con una producción de 3,5 millones de barriles/día (mbd). En 2010 Libia fue el 12º exportador mundial de crudo (unos 1,5 mbd), contando con las mayores reservas de petróleo de África y abundantes reservas de gas natural. Aunque algunos de los campos más grandes han mostrado tendencia al declive, en parte por los efectos del embargo que impidió introducir mejoras tecnológicas, buena parte del país permanece poco explorado y se cree que el potencial para nuevos descubrimientos sigue siendo importante.

Esos recursos convirtieron a Libia, que en 1959 era uno de los países más pobres del mundo, en el país de mayor renta per cápita (14.000 dólares) y mayor índice de desarrollo humano de África y del Mundo Árabe (sólo por detrás de los emiratos del Golfo y en 2010 por delante de Arabia Saudí) y el más próspero del Magreb. Pero también permitieron a Gaddafi comprar voluntades en el exterior, especialmente en África Subsahariana, y financiar una guerra con Chad, revueltas tuaregs en varios países vecinos y conocidas actividades de apoyo al terrorismo internacional que terminaron por costarle un bombardeo y un doble embargo por parte de Naciones Unidas y EEUU. El triple reto que se plantea la Libia post-Gaddafi desde la perspectiva energética (que como se ha indicado representa buena parte de la realidad del país) consiste en restablecer, siquiera gradualmente, las condiciones de seguridad, reconstruir sus infraestructuras y, finalmente, optimizar las rentas procedentes de sus hidrocarburos y establecer mecanismos contractuales y de distribución transparentes de dichas rentas.

Seguridad

El primer elemento a considerar es, sin duda, restablecer la seguridad en el país, sin la cual no podrá tener lugar una reconstrucción de las infraestructuras ni resultará operativo marco institucional alguno. Las instalaciones energéticas puedan securizarse de manera puntual, pero sin una mejora de la seguridad general no llegarán las inversiones ni el personal de las compañías. Se trata del factor que, en el momento actual, genera mayor incertidumbre y sobre el que pocas proyecciones fiables pueden realizarse. Aunque Gaddafi haya caído y su régimen se haya desmoronado con él, sus tropas y aliados siguen contando con la capacidad de desestabilizar el país manteniendo abierto un conflicto de baja intensidad, mediante ataques y sabotajes a las infraestructuras energéticas, y disputando partes de su territorio. En el momento de escribir estas líneas los frentes de Sirte y Bani Walid seguían presentando una fuerte resistencia por parte de las fuerzas de Gaddafi, todavía en paradero desconocido. Salvo acciones aisladas de sabotaje, hasta la fecha las fuerzas leales a Gaddafi no han aplicado una estrategia de tierra quemada similar a la emprendida por Sadam Hussein en su retirada de Kuwait, pero no puede descartarse una intensificación de acciones de este tipo en el futuro. Los sabotajes podrían aumentar una vez resulta evidente que los gaddafistas no van a retomar el poder, como ocurrió en Irak.

A las incertidumbres asociadas a la resistencia que todavía puedan oponer las fuerzas pro-Gaddafi, y que podría permanecer latente durante largo tiempo, deben añadirse las relacionadas con la preocupación sobre la heterogeneidad de las fuerzas rebeldes y la unidad del CNT. Su incapacidad para formar un gobierno, cuya composición se ha pospuesto hasta la conquista de Sirte y Bani Walid, levanta muchas dudas sobre la operatividad del CNT para asegurar el territorio, especialmente las zonas más alejadas de la costa, donde se sitúan buena parte de los campos petrolíferos del país. Ciertamente, los escenarios de victoria de las fuerzas gaddafistas y de partición del territorio entre éstas y los rebeldes han quedado descartadas. Pero los escenarios de inestabilidad interna motivados por disensiones en el seno del CNT y, eventualmente, los de partición formal o de facto del territorio libio entre diferentes facciones rebeldes siguen siendo plausibles.

El restablecimiento de la seguridad tiene dos componentes diferenciados. Por un lado, el referido específicamente a las infraestructuras energéticas; por otro, la seguridad general del país. Aunque el énfasis tiende a ponerse en los primeros, resulta difícil imaginar que el sector energético pueda funcionar aislado del resto del territorio, dado que la seguridad general afecta a cuestiones como la seguridad de los trabajadores de la industria, su logística y la propia credibilidad del nuevo gobierno para ejercer el monopolio del uso de la fuerza en todo el territorio. Por consiguiente, la seguridad del sector energético no puede garantizarse de manera aislada, y mucho menos a expensas de la seguridad general de la población. Inevitablemente, cada empresa querría contar con su sistema de seguridad hasta que el nuevo gobierno pueda garantizar la seguridad general. Pero asegurar privadamente los enclaves energéticos sólo sería factible si alguna fuerza internacional garantizase la estabilidad.

La experiencia iraquí muestra que la industria no puede funcionar de manera autónoma y que la estrategia de convertir las instalaciones energéticas en enclaves seguros aislados tiene serias limitaciones logísticas (aprovisionamiento de material, transporte de productos y personal, alojamiento, etc.). En 2010 Irak todavía no había alcanzado el nivel de producción de 2001, y los 2,4 mbd producidos permanecen muy lejos de los objetivos del gobierno de producir 12,5 mbd en 2017, considerado inalcanzable por la industria. La explicación de la incapacidad para aumentar la producción de manera rápida y sustancial se debe básicamente a las condiciones de inseguridad del país, que padece una insurgencia muy intensa, y a las tensiones entre comunidades. Un caso ilustrativo de las posibles tensiones entre territorios que podrían surgir en Libia son las dificultades para producir y exportar en las regiones kurdas de Irak: sólo en mayo de este año, Bagdad y el Gobierno Regional Kurdo alcanzaron un acuerdo para compartir las rentas obtenidas por los campos del Kurdistán; sin embargo, apenas unos meses después las exportaciones estuvieron paralizadas durante una semana entre acusaciones cruzadas que revelan la falta de confianza entre el gobierno central y el kurdo. Como veremos más adelante, la descentralización de la gestión de recursos naturales como los hidrocarburos dista de resultar óptima desde la perspectiva económica, pero puede acabar imponiéndose como último recurso político.

Respecto a la seguridad de las infraestructuras energéticas, debe a su vez diferenciarse por tipo de infraestructuras y su localización geográfica, que determinan el gradiente de vulnerabilidad. Las instalaciones más sencillas de asegurar son los campos offshore de gas y petróleo, seguidos de las refinerías de la costa y sus instalaciones asociadas de almacenamiento y terminales de exportación. Pese a ello, las instalaciones costeras son susceptibles de convertirse en objetivos de los gaddafistas. De hecho, la refinería de Ras Lanuf, la mayor del país con una capacidad de 200.000 bd, fue atacada por las fuerzas leales a Gaddafi el 12 de septiembre, pocos días después del anuncio del reinicio de la producción en el este del país. El ataque tuvo lugar por sorpresa en una zona que los rebeldes creían segura, y aunque no causó grandes daños muestra la vulnerabilidad de las infraestructuras energéticas del país y la disposición de los gaddafistas a sabotearlas.

Mapa 1. Infraestructuras de gas y petróleo en Libia

Los campos de petróleo y gas del este del país, que incluyen los grandes campos petrolíferos de Sarir y Mesla, así como los de Al-Hamra, situados al sur de Trípoli, y todo su conjunto de infraestructuras de acompañamiento, presentan un mayor grado de vulnerabilidad al estar más lejos de la costa y aislados en zonas desérticas. Pero la situación de seguridad más complicada probablemente se da en los campos de Murzuk, situados al suroeste del país, cerca de Níger y de territorio tuareg, cercanos a la ruta todavía transitada por las fuerzas gaddafistas en dirección a Níger y objetivo plausible para ataques realizados desde dicho país. En esos campos es precisamente donde se ubican las concesiones explotadas por Repsol, lo que requiere medidas adicionales de seguridad que la compañía se encuentra evaluando actualmente. Los oleoductos y gasoductos que unen los campos del interior con la costa a través de kilómetros de extensiones desérticas presentan también una mayor vulnerabilidad a los sabotajes. En general, cuanto más al sur, más cerca de al-Qaeda en el Magreb Islámico.

Las compañías internacionales están acostumbradas a trabajar en circunstancias hostiles, pero suelen hacerlo confiando la seguridad de sus instalaciones y su personal a compañías de seguridad privadas. Sin embargo, el gobierno libio no puede aceptar la seguridad privada porque sería reconocer que no controla su territorio y su negativa a permitir la entrada de firmas extranjeras dedicadas a vigilar las instalaciones ha constituido uno de los puntos difíciles de las negociaciones llevadas a cabo hasta la fecha con las compañías internacionales. Hay indicios de que han empezado a surgir compañías libias de seguridad que pueden estar conectadas con redes clientelares locales, lo que puede crear problemas de rivalidad sectaria. En este contexto, el CNT ha creado una fuerza especial para garantizar la seguridad de las infraestructuras energéticas, pero parece que sólo una normalización de la situación podrá permitir el regreso de los trabajadores a todas las instalaciones y contar con los medios materiales necesarios para operarlas. Debe considerarse que en Libia la seguridad (física y jurídica) parte de cero y que probablemente llevará años desarrollarla.

Reconstrucción

En general, las infraestructuras no parecen haber quedado muy dañadas, si bien las compañías se encuentran todavía evaluando la magnitud de los daños y las necesidades de reparación. El CNT ha apuntado que apenas entre el 10% y el 15% de las infraestructuras han resultado afectadas, pero si se trata de instalaciones de transporte, almacenamiento y terminales de exportación, esos daños pueden constituir cuellos de botella para el resto de la industria. Algunas instalaciones han sido minadas, como el complejo de Brega, que incluye una terminal de exportación de petróleo y otra de GNL desde donde se exportaba todo el GNL libio a España, además de una refinería. Los tanques de la terminal de exportación de petróleo de Es-Sider, la mayor de Libia, también resultaron dañados, así como al menos un tanque de la terminal de Brega. Los campos de gas de Hateiba, al sur de Brega, fueron saboteados dejando escapar el gas. En abril las fuerzas de Gaddafi atacaron con misiles una estación de bombeo y varias instalaciones de producción en el campo de Messla, dañándolo gravemente. En mayo atacaron otra estación de bombeo del oleoducto Messla-Tobruk.

Además de estos ataques, casi todas las instalaciones han estado abandonadas y sin que se realizasen las tareas básicas de mantenimiento durante buena parte de la guerra, y han sido objeto de robos de material y vandalismo. Los ataques aéreos de la OTAN han evitado en lo posible bombardear las infraestructuras básicas, lo que aprovecharon los gaddafistas para ocultar misiles y otro armamento en complejos petroquímicos que ahora deben ser revisados de manera exhaustiva antes de permitir el retorno de los trabajadores.

La reconstrucción de las infraestructuras energéticas dañadas en los casi siete meses de guerra civil corre en paralelo a la situación de seguridad. Total ha anunciado el reinicio de la producción de la plataforma offshore Al Jurf, donde cree que restablecer los niveles de producción previos al conflicto llevará varias semanas. Eni ha anunciado el restablecimiento de la producción en los campos de Abu-Attifel, en la cuenca de Sirte, y pretende reiniciar la exportación de gas a Italia a través del gasoducto Greenstream en las próximas semanas desde la estación de compresión de Mellitah, cerca de Zawia y Trípoli. Una de las compañías estatales libias, Sirte Oil, acaba de anunciar que los campos de gas de Hateiba y Assoumoud vuelven a producir, y que el de Sahl está en proceso de reiniciar las operaciones. Todos ellos se encuentran en la cuenca de Sirte.

Sin embargo, todavía no se ha iniciado un proceso sistemático y global de evaluación de daños, y en algunas instalaciones más remotas ni siquiera ha comenzado. Así, Repsol sigue evaluando el estado de sus instalaciones mediante ciudadanos libios y contratistas. Agoco, la empresa filial de la compañía nacional libia que se alineó con los rebeldes al principio del conflicto, ha declarado que las condiciones de seguridad no reúnen los requisitos para reiniciar la producción en algunos de los campos que opera. Recientemente, un operario de ENI llevó a cabo un rápido reconocimiento del campo Elephant, el más grande de los operados en Libia por la compañía italiana en el área de Murzuk (unos 130.000 bd de crudo), descubriendo grandes destrozos en el aeropuerto y las instalaciones, cuyas estructuras de control electrónico habrían sido destruidas por los gaddafistas. Varias compañías están encontrando dificultades para llevar a los trabajadores sobre el terreno, a lo que se suman las dificultades para alojarlos y mantenerlos, y para abastecer las plantas del material y los repuestos requeridos.

A pesar de los mensajes optimistas emitidos por el CNT, no parece que la situación de seguridad y el estado de las infraestructuras permitan un regreso a la normalidad en meses, incluso años si la situación evoluciona desfavorablemente en el campo de la seguridad. La AIE cree que la producción libia no volverá a su plena capacidad hasta 2015. En un informe reciente, Goldman Sachs apunta que la producción podría alcanzar casi 600.000 barriles si los campos occidentales pudiesen reconstruirse y asegurarse con rapidez, pero ese parece distar de ser el caso como ha reconocido Agoco. La propia incapacidad de Libia para aumentar de forma rápida su producción tras el levantamiento de las sanciones de Naciones Unidas (1999) y estadounidenses (2004) pone en duda las previsiones más optimistas.

Al igual que ocurre con la seguridad, la prioridad por reconstruir las infraestructuras energéticas no está sólo en las instalaciones dedicadas a la exportación. En la actualidad, Libia no produce combustible suficiente para abastecer las necesidades de su población y los esfuerzos militares del CNT. Algunas estimaciones apuntan a que apenas refinan el 20% de esas necesidades y en muchas partes del país se reportan situaciones de escasez entre la población civil que no han podido ser solventadas tras su liberación por parte de los rebeldes. El abastecimiento de gas y electricidad debe ser otra de las prioridades, lo que incluye las necesidades de energía para desalar agua y para bombearla desde los acuíferos saharianos. Priorizar la exportación a expensas de restablecer el abastecimiento de los servicios básicos a la población, además de ineficaz técnica y económicamente, podría ser un error político difícil de reparar.

Gobernanza

La cuestión de cómo gestionar el sector energético libio y redistribuir las rentas que procura de manera más transparente es el tercer reto a corto plazo que afronta el país. Aunque este vector ha sido menos atendido que los de la seguridad y la reconstrucción, su evolución resulta crucial en varios aspectos. En primer lugar, y este ha sido el elemento que más atención ha recibido, de él depende el futuro posicionamiento de las diferentes compañías internacionales en el sector energético libio. A su vez, la evolución del propio sector depende del papel otorgado a esas compañías. Las compañías internacionales, incluyendo a Repsol, ya han iniciado los contactos con las autoridades del CNT, pero resulta evidente que antes de pasar a la etapa de negociaciones es imprescindible que se consoliden los interlocutores clave del país, en concreto los responsables del Ministerio del Petróleo y de la compañía nacional libia.

Desde una perspectiva más amplia, los mecanismos y condiciones contractuales que se apliquen en el futuro para otorgar las nuevas concesiones o, eventualmente, renegociar los contratos existentes, así como la manera en que las rentas de las exportaciones de hidrocarburos repercutan en la población, definirán en gran medida la evolución del país. El CNT ha afirmado que respetará los contratos existentes, pero se ha reservado la posibilidad de revisar aquéllos en que se descubran indicios de corrupción, lo que deja un margen de discrecionalidad bastante amplio. En todo caso, la prioridad ahora es recuperar cuanto antes la producción y para ello el CNT necesita que las compañías extranjeras vuelvan a operar en el país, y la mejor manera de hacerlo es en el marco de los contratos existentes. Las revisiones o los términos de las nuevas concesiones sólo deberían empezar a plantearse cuando el futuro de las operaciones existentes esté al menos en curso. Aún así previsible que estos asuntos vayan ganando en importancia conforme mejore la seguridad y avance la reconstrucción, por lo que resulta útil recurrir a las lecciones aprendidas en materia de recuperación y pacificación tras los conflictos en países con recursos naturales abundantes.

La literatura académica sobre el impacto de la abundancia de los recursos naturales en los conflictos armados es muy abundante y su análisis detallado excede el objetivo de estas páginas. No obstante es interesante apuntar algunos resultados empíricos, como que una elevada dependencia de las exportaciones de recursos naturales aumenta el riesgo de guerra civil, que éste se reduce cuando se dan contrapesos institucionales al poder y aumenta la transparencia de la gestión de esos recursos, o que un conflicto en un país con recursos naturales valiosos como los hidrocarburos tiene el doble de probabilidad de reproducirse durante los cinco años posteriores al mismo.[2] Una gestión adecuada de los recursos naturales es uno de los factores que pueden ayudar a evitar que el conflicto se reproduzca, bien sea con los mismos protagonistas o con contendientes diferentes.

Además, los recursos naturales proporcionan una oportunidad para promover la paz tras el conflicto, cuando las prioridades se centran en estabilizar el país, llevar a cabo una transición ordenada y consolidar la pacificación del territorio. Entre las actividades típicas para la creación de confianza tras un conflicto se encuentran las relacionadas con la reconstrucción, la satisfacción de las necesidades básicas y establecer un marco institucional capaz de acomodar posibles divergencias en las preferencias de los actores implicados con el mínimo coste, político y económico. Parte de estas actividades están directa o indirectamente relacionadas con los recursos naturales. La satisfacción de las necesidades básicas de la población es un paso ineludible para crear confianza en el nuevo gobierno y en el proceso de pacificación. La reconstrucción de las infraestructuras debe por tanto orientarse prioritariamente a cubrir dichas necesidades.

Establecer una buena gobernanza de los recursos naturales resulta también clave para dinamizar la economía y crear puestos de trabajo, creando expectativas de mejora en la gestión y redistribución de las rentas derivadas de esos recursos. En muchas ocasiones, y desde luego en Libia, tras el conflicto el marco institucional heredado no cuenta con la capacidad ni la legitimidad necesarias para resolver los problemas de corrupción y protección de los derechos de propiedad que atenazan los esfuerzos de reconstrucción. En presencia de tensiones territoriales internas, caso de Irak o eventualmente de Libia, la delegación de la autoridad o establecer mecanismos de autoridad compartida sobre los recursos naturales puede ser un medio de aumentar las probabilidades de éxito de los esfuerzos de pacificación, si bien a expensas de pérdidas de eficiencia en la gestión de recursos a los que el principio de subsidiariedad aconseja mantener bajo control nacional y no regional o local. En muchos casos, compartir las rentas de los recursos naturales es un pre-requisito para la pacificación, como ocurre en Irak, donde la constitución permite que los gobiernos regionales recauden impuestos sobre operaciones relacionadas con los hidrocarburos. En otros casos, como ocurre en Nigeria con el Delta del Níger, un gobierno local puede recibir una proporción fija de las rentas obtenidas.

En muchas ocasiones, y Libia parece un ejemplo claro de ello, los conflictos se originan por fallos en la gobernanza de los recursos naturales que se traducen en corrupción, falta de transparencia y de rendición de cuentas, y una redistribución poco inclusiva de sus rentas. Las posibles vías para mejorar la gobernanza de los recursos naturales han sido objeto de numerosos análisis en los últimos años, pero los principales resultados se plasman en la Iniciativa para la Transparencia en la Industria Extractivas (EITI en sus siglas inglesas), apoyada por muchas de las empresas presentes en Libia, como Repsol, Total, Eni y BP, entre otras.[3] La Natural Resource Charter (NRC), apoyada por el Banco Mundial y el FMI, declina los requerimientos de la EITI en 12 preceptos (véase el Cuadro 1) que se resumen en dos: transparencia e inclusividad. La propia UE cuenta con una iniciativa que aplica esos preceptos al ámbito más restringido de la gestión forestal, la iniciativa denominada Forest Law Enforcement, Governance and Trade (FLEGT), y las exigencias de la SEC estadounidense de que las empresas cotizadas en ese país reflejen los pagos de forma transparente abunda en ese mismo sentido.

Cuadro 1. Los 12 preceptos de la Natural Resource Charter (NRC). Fuente: www.naturalresourcecharter.org/precepts

En su conjunto, la NRC ofrece un buen punto de partida para diseñar una gobernanza adecuada de los recursos naturales en países como Libia. Lamentablemente, hasta la fecha el compromiso de la comunidad internacional (especialmente de los países más implicados en la operación de la OTAN) y del CNT con esos principios no ha sido muy explícito. Sin embargo, obviarlos supone hipotecar ya en el corto plazo la resolución del conflicto libio en la medida en que no se solventarían los fallos de gobernanza que en buena medida explican su aparición. De hecho, la percepción de que algunas potencias occidentales han iniciado una carrera por capitalizar su apoyo (militar y/o político) al CNT puede resultar un elemento muy negativo para la credibilidad de sus declaradas intenciones humanitarias. Si se percibiese que ahora no se quiere transparencia para ocultar privilegios, sería casi como reconocer que se intervino para obtenerlos.

Por otro lado, el olvido de cuestiones como la transparencia o la equidad en la redistribución de las rentas de los hidrocarburos devolvería al conflicto a su punto de partida: en ausencia de mecanismos institucionalizados para repartir y compartir esas rentas es previsible que el conflicto se reproduzca, aunque probablemente con distintos actores. Adicionalmente, nada garantiza que en el futuro una mala gobernanza no se traduzca en efectos contraproducentes para los intereses de las compañías occidentales. En ausencia de un marco institucional adecuado es perfectamente factible que las empresas chinas, rusas o brasileñas (hoy penalizadas por su comportamiento poco proclive al CNT) sean capaces de resultar más atractivas en un contexto de mal gobierno y falta de seguridad, en el que algunas de ellas se mueven con mayor facilidad que las occidentales. A este respecto, el ejemplo de Irak vuelve a ser pertinente. En ese caso es posible que los países occidentales implicados vean como no son capaces de proyectar ni sus valores ni sus intereses; es decir, que la falta de compromiso con los primeros termine minando los segundos.

Estas consideraciones son especialmente relevantes para la UE, cuyo discurso sobre el buen gobierno puede verse definitivamente desacreditado en Libia y otros países de la región. También lo son para potencias medias como España, que carecen de la capacidad de influencia en Libia de estadounidenses, británicos, franceses e italianos a la hora de defender sus intereses. En ambos casos, la mejora de la gobernanza del sector energético libio permitiría alinear valores e intereses de manera más clara y a más corto plazo de lo que ocurre con los países mencionados. En un entorno más transparente y de mayor exigencia de rendición de cuentas las ventajas políticas se reducen y las económicas se consolidan. Esta reflexión no se aplica sólo a las compañías energéticas internacionales, sino también a las empresas interesadas en participar en la reconstrucción del sector energético del país.

Conclusiones: Buena parte del futuro de Libia se juega en el sector energético. De los tres vectores destacados en estas páginas, seguridad, reconstrucción y gobernanza energética, las prioridades del CNT y de la coalición aliada parecen haberse centrado exclusivamente en las dos primeras y, dentro de ellas, en la seguridad de las infraestructuras energéticas y la reconstrucción de las instalaciones necesarias para restablecer las exportaciones. Por el contrario, los apartados anteriores han destacado la necesidad de alcanzar un clima general de seguridad, en la medida en que el enfoque de centrarse en asegurar los enclaves energéticos no parece realista: la seguridad resulta difícilmente divisible: la hay o no la hay.

Respecto a la reconstrucción se ha subrayado el imperativo de priorizar las infraestructuras que permitan satisfacer las necesidades básicas de la población libia relacionadas con la energía, que en el caso libio además de combustibles y electricidad se extienden a los requerimientos energéticos que entraña en el país el abastecimiento de agua. Las dificultades para abordar a corto plazo tanto la seguridad como la reconstrucción apuntan a que los ritmos de retorno a la normalidad pueden dilatarse en el tiempo por encima de las proyecciones del CNT y los deseos de las propias compañías internacionales, especialmente en un contexto de incertidumbre sobre el perfil, orientación y composición del gobierno provisional en ciernes.

No obstante, el vacío más preocupante se refiere a la ausencia de debate sobre la manera de mejorar la gobernanza del sector energético del país, sin lo cual el riesgo de que el conflicto se reproduzca bajo pautas similares aumenta de manera importante. Cualquier medida que no tenga en cuenta la centralidad del sector energético en Libia y su potencial para alimentar una cadena sucesiva de conflictos corre el riesgo de resultar irrelevante. La comunidad internacional, y la propia UE, tienen a su disposición numerosas lecciones aprendidas que precisan con suficiente nitidez en qué consiste un marco adecuado y sostenible en el tiempo para la gobernanza de los recursos naturales, en este caso de los hidrocarburos. Ese marco proporciona además un ejemplo de alineación de valores e intereses para la UE y los Estados miembros más activos en el apoyo al CNT. En ausencia del mismo, es posible que el pago de traicionar los valores de transparencia, rendición de cuentas e inclusividad sea perjudicar sus propios intereses.

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[1] Agradezco a Félix Arteaga sus comentarios sobre los aspectos de seguridad, que han contribuido a completar este análisis. La responsabilidad de los contenidos del mismo, no obstante, sólo es atribuible al autor.
[2] Véase, por ejemplo, la obra de Paul Collier. Sobre pacificación y recursos naturales puede consultarse Nichols, Lujala y Bruch (2011), “When Peacebuilding Meets the Plan: Natural Resource Governance and Post-Conflict Recovery”, Journal of Diplomacy and International Relations, vol. XII, nº 1, pp. 11-26.

[3] Para más información puede consultarse la página web de la EITI.

After less than a year and a half in which so much energy news seemed troubling – nuclear meltdowns, oil spills, rising gas prices – it might be startling to find out that worldwide installed capacity of renewable energy has now surpassed that of nuclear power. In fact, global investment in clean energy, driven by enlightened, forward-looking national policies, grew to a record $243 billion in 2010, up 30% from the previous year.

Indeed, in less than a decade, clean energy has grown from a niche industry to a significant source of trade, investment, manufacturing, and job creation. Since 2004, annual investment in the sector has increased by an impressive 630%. We need to ensure that this encouraging trend continues.

The emergence of the clean-energy sector reflects rational policies – from research to financing to tariff incentives – in the world’s largest economies. These measures, which still pale in comparison to what is granted to conventional fossil fuels, will be reduced over time as economies of scale are realized and costs fall. We are not far from the day when clean energy can compete head to head with coal, oil, and gas.

In many places, wind energy is already competitively priced, and it has attracted almost half (48%) of all G-20 clean-energy investments in recent years, fueling the addition of some 40 gigawatts of generating capacity – enough to power 30 million homes.

But the solar sector is the fastest-growing clean-energy industry, in large part because prices of solar panels have declined by more than 60% in the last 30 months. By the end of this year, solar modules are expected to cost half as much as they did four years ago. The 17 GW of solar-generation capacity that was added in 2010 from investments totaling $79 billion could power more than 12.5 million homes.

Geographically, recent research by The Pew Charitable Trusts and Bloomberg New Energy Finance reveals that Europe continues to lead the world in such investment, attracting $94.4 billion in 2010, a 25% gain over 2009. Investment in Germany more than doubled, to $41.2 billion, surpassing the United States to take second place globally. Italy was in fourth place (up from eighth in 2009), attracting almost $14 billion in investment. France entered the world’s top ten, after annual investment grew 25%, to $4 billion. Investment in Spain, meanwhile, was down by more than half, but remains in the top ten worldwide, at $4.8 billion.

The research also demonstrates that Europe’s consistent policies leave it well positioned to compete in the clean-energy sector. Investors want to be sure that there will be ongoing demand for renewable energy. The European Union is providing that certainty through its clean-energy targets, carbon markets, and feed-in tariffs (under which utilities guarantee to pay a fixed rate for clean energy).

For example, European policies are driving an explosion in small-scale, distributed solar-power generation. Investment in these projects doubled in 2010, to $59.6 billion globally, with most poured into the EU – and more than half into Germany alone.

Germany also is demonstrating that sound clean-energy policies can drive not only domestic investment and installations, but also manufacturing and export opportunities. Last fall, Germany’s environment ministry reported that renewable-energy jobs had doubled since 2004, to 340,000, thanks to the country’s investments in education, training, research, and innovation.

Owing to high prices for conventional energy and abundant sunshine, Italy is the first country to achieve grid parity, or cost-competitiveness, for solar energy. Sixty-two percent of its private clean-energy investment was directed toward small-scale solar projects in 2010. Yet what is striking is that Italian manufacturers have almost entirely failed to carve out a position in this booming sector.

Moreover, Europe’s global clean-energy leadership is being challenged by Asia, where private investment, powered largely by China’s surge, is growing faster. Indeed, among individual countries, China is the world leader, attracting $54.4 billion in investment in 2010. In the space of just a few years, China has become entrenched as the leading destination for private investment and manufacturing of related equipment.

Last year, China added a staggering 17 GW of wind-power capacity, and now produces half of the world’s wind and solar equipment, in part to meet its own highly ambitious clean-energy targets, which include deployment of 150 GW of wind power and 20 GW of solar power by 2020. China has already surpassed the US to lead the world in installed clean-energy capacity.

But China is not alone in pushing Asia to the global forefront. India, too, entered the ranks of the top-ten countries for clean-energy investment in 2010. Moreover, its five-year growth rate for renewable-energy capacity also ranked tenth worldwide, and the country was seventh in terms of installed capacity. With a target of 20 GW of solar generating capacity by 2020, investment in India could grow rapidly.

The events of the past 15 months – starting with the Deepwater Horizon oil spill in the Gulf of Mexico, followed by the violence in North Africa and the tragedy in Japan – confront the world with a stark choice between the costs and risks of traditional energy sources and the promise and progress of clean energy.

In recent decades, Europe has been a driving force for energy modernization. In the years ahead, such leadership will be needed to help capture the economic, environmental, and security benefits of renewable energy. Reaffirming its commitment to rapid decarbonization of its energy system, and to creative policies in support of that goal, will help Europe continue to reap the rewards of one of the most remarkable new market opportunities in living memory.

El ministro alemán de Hacienda, Wolfgang Schäuble, ha señalado que el desarrollo de recursos energéticos verdes sería una forma adecuada para crear un crecimiento económico muy necesario en Grecia. En el papel, parece una solución perfecta para los terribles problemas fiscales del país: según Schäuble, Grecia podría exportar electricidad solar a Alemania.

A primera vista, la de monetizar un recurso natural abundante (la energía solar) para fortalecer las cuentas nacionales parece una idea lógica, en particular en vista de que la electricidad en la Europa central y septentrional está volviéndose más escasa y cara a consecuencia de la decisión adoptada este año por Alemania de eliminar progresivamente la energía nuclear, pero, ¿de verdad ha encontrado Schäuble una bala mágica para rebajar los precios de la electricidad en Alemania y al tiempo restablecer el crecimiento económico en Grecia? Sí y no.

En primer lugar, la mala noticia: la electricidad actualmente producida en las instalaciones fotovoltaicas dista de ser competitiva en materia de precios con las tecnologías tradicionales. La “paridad con la red” –en el sentido de que el costo de la electricidad producida por una placa solar en un tejado sea igual al de la electricidad procedente del enchufe en la pared– no se conseguirá hasta mediados de este decenio.

Incluso entonces, la energía solar seguirá siendo más cara que la electricidad producida de forma tradicional, porque la “paridad con la red” excluye los costos de transmisión y distribución, que suelen representar la mitad, aproximadamente, del precio final de la electricidad. Además, aun cuando la energía solar fuera competitiva, exportarla a Alemania no tendría sentido económicamente: no existen las líneas de transmisión necesarias y las pérdidas de energía que entraña el transporte de electricidad por largas distancias son disuasorias para la inversión en su construcción.

De hecho, los precios de la electricidad en Alemania no son sistemáticamente mayores que en Grecia, que en la actualidad es importadora de electricidad. A consecuencia de ello, la electricidad solar griega sólo serviría, por encima de todo, para substituir la generación tradicional y más cara en Grecia.

Ni siquiera la reducción de la necesidad de importaciones de combustible (la cuarta parte de la electricidad de Grecia se produce con petróleo y gas) tendría una gran repercusión en la cuenta corriente griega. Al fin y al cabo, como no es probable que se puedan producir dentro del país las placas solares, se tendrá que importarlas.

Dicho en pocas palabras, el problema estriba en que la producción de electricidad solar no promete grandes beneficios. Requiere gran cantidad de capital y sólo se crearía un pequeño número de puestos de trabajo (para el montaje de las placas). Aun cuando Grecia pudiera producir electricidad solar excedente, las exportaciones reportarían pocos ingresos, porque con la tecnología normalizada las empresas y los países apenas pueden obtener ventajas en materia de productividad. En cuanto la electricidad solar resulte competitiva en Grecia, otros países con niveles similares de irradiación (España, Italia, Portugal, Bulgaria, etcétera) entrarán en el mercado, lo que acercará rápidamente los precios de la electricidad al costo de producción, a medida que la capacidad para generar energía solar en Europa se acerque a la demanda de electricidad.

Pero, si bien Grecia no puede abrigar con sensatez la esperanza de que un desarrollo en gran escala de los sistemas fotovoltaicos la conviertan en la Arabia Saudí de la electricidad solar, Schäuble tiene razón al señalar que producirla en Grecia tiene más sentido que hacerlo en Alemania. De hecho, el apoyo alemán a la energía solar va encaminado a reducir el costo de las placas solares, que es la justificación principal para pagar un precio alto a los proveedores (actualmente, unos €200/MWh, frente a los actuales precios de la electricidad de €55/Mwh, aproximadamente).

Naturalmente, la reducción del costo no depende de dónde se produzca el desarrollo: utilizar dinero alemán para apoyar el despliegue solar en la soleada Grecia sería más eficiente que utilizarlo para apoyar el despliegue en la más nublada Alemania. Un sistema fotovoltaico instalado en Grecia podría sufragar un porcentaje mayor de su costo, por lo que necesitaría menores subvenciones.

La forma mejor de velar por que el dinero alemán y el sol griego apoyen el desarrollo de la tecnología de la energía solar sería la de aplicar un «sistema verde certificado» europeo. Conforme a un sistema semejante, todos los proveedores europeos de electricidad tendrían que garantizar que cierto porcentaje de la electricidad que vendieran procedía de fuentes de energía renovables. Se podrían diferenciar las metas de los proveedores para reflejar los diversos potenciales de los países con vistas a desplegar las renovables o desarrollar industrias de tecnología renovable.

Los países que puedan desplegar más renovables (por ejemplo, Grecia) podrán después vender los certificados a países que necesiten más (por ejemplo, Alemania), con lo que el apoyo alemán a las renovables resultaría más barato y produciría algunos ingresos en Grecia, sin comprometer el despliegue de las renovables europeas, pero nadie debe abrigar la esperanza de encontrar una mina de oro solar.

El pasado 24 de junio, el Consejo de Ministros levantaba el impopular límite de 110 kilómetros por hora impuesto a finales de febrero para economizar combustible. ¿Cuestión definitivamente zanjada? Quizás sí desde una óptica política, pero no desde una perspectiva más técnica. Aunque a la mayoría de ciudadanos les disguste conducir más despacio, todo apunta a que la malsana combinación de una economía maltrecha y de unos precios altos del petróleo hará cada vez más acuciante la necesidad de ahorrar carburante.

Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE), los gastos en importaciones de petróleo del conjunto de los países industrializados integrados en la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE) aumentaron en 200.000 millones de dólares en 2010, alcanzando un total de 790.000 millones. Este incremento, causado por los altos precios del barril, supuso una pérdida de ingresos cercana al 0,5% del producto interior bruto (PIB). Ante este hecho, el economista jefe de la AIE, Fatih Birol, ha advertido de que los precios del petróleo han entrando en una zona peligrosa para la economía global y que la factura de las importaciones se están convirtiendo en una amenaza para la recuperación económica.

La AIE utiliza en sus análisis un indicador económico, denominado “carga del petróleo” (oil burden). Este se define como el cociente entre el gasto en petróleo (demanda multiplicada por el precio del crudo) y el PIB. Una carga del petróleo creciente no necesariamente conduce a una recesión económica, pero puede complicar de forma notable los efectos de otras crisis económicas y financieras subyacentes. Y, para nuestra preocupación, un informe reciente constata que, a escala global, la carga del petróleo alcanzó en 2010 el segundo nivel más alto tras una gran recesión y que en el transcurso del año en curso dicho índice podría situarse en cotas cercanas a las que en el pasado coincidieron con episodios de marcada desaceleración económica. Algo que deberían tener muy presente tanto los países consumidores como los productores.

Estos últimos, particularmente los de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), podrían ayudar aumentando su producción. Una posibilidad que la mayoría de los miembros del cartel decidió ignorar en su última reunión del pasado mes de junio. Por su parte, los consumidores deben reducir drásticamente su dependencia del petróleo. Y es que los números son tozudos: además de lo comentado para la OCDE, la Unión Europea (UE) ha visto cómo en el transcurso de 2010 su factura en importación de petróleo ha aumentado en 70.000 millones de dólares, una cifra equivalente a los déficits presupuestarios de Grecia y Portugal combinados.

Por sus problemas con la deuda soberana, estos dos países, junto a Italia, Irlanda y España, integran el grupo que cierta prensa económica anglosajona ha denominado, de forma despectiva, PIIGS. Lo curioso es que estos países encabezan los cinco primeros puestos del ranking de dependencia del petróleo de la UE, en el siguiente orden: Grecia (con un 58% de su mix de energías primarias cubierto por el petróleo), Irlanda (55%), Portugal (55%), España (48%) e Italia (46%). Los porcentajes citados superan ampliamente la media de la UE (37%), con el agravante de que los PIIGS deben importar la práctica totalidad del petróleo que consumen. Todo esto se refleja en una estrecha correlación entre grado de dependencia del petróleo y deuda soberana expresada como porcentaje del PIB.

En España, de enero a abril de este año el balance entre exportaciones e importaciones de petróleo y derivados ha supuesto un déficit comercial de 10.391,1 millones de euros, lo que supone un 28% más que en el mismo periodo del año pasado. Para poner estas cifras en perspectiva, conviene recordar que en 1995 el citado déficit se situaba en torno a los 4.380 millones de euros. Cinco años después, en 2000, la cifra rondaba ya los 12.000 millones, para con posterioridad, en 2005, como consecuencia de la escalada de los precios experimentada en los mercados internacionales del petróleo, situarse por encima de los 19.150 millones.

El déficit alcanzó su máximo histórico en 2008, con valores próximos a los 30.000 millones de euros, para un año después, reflejando en toda su magnitud el impacto de la crisis económica global desatada a mediados de 2008, caer por debajo de los valores de 2005. Pero en el año 2010, el repunte de los precios del crudo situó de nuevo el déficit en una cifra próxima a los 25.512 millones de euros. Unos guarismos (muy cercanos a los registrados en 2007, en pleno ciclo de expansión y crecimiento de nuestra economía) que representaron el 48,8% del total del déficit comercial de España y que aproximadamente equivalen al 1,76% del PIB de nuestro país. Un lastre nada desdeñable en la actual coyuntura de frágil recuperación económica, altas tasas de desempleo y graves problemas de endeudamiento.

Los datos expuestos justificaban la adopción por nuestro Gobierno de medidas tendentes a rebajar el consumo y, por tanto, las importaciones de petróleo y derivados. Quizás las medidas acordadas no fueran las más adecuadas, pero tampoco era cuestión de pasarse el tiempo discutiendo si se trataba de galgos o podencos cuando lo importante era dar un primer paso en la dirección correcta. En cualquier caso, lo que si está claro es que su revocación casi cuatro meses más tarde, argumentando un previsible cambio en la tendencia de los precios del petróleo, resulta técnicamente incomprensible. Basta con echar un vistazo a los informes oficiales.

Así, en su World Energy Outlook 2010, la AIE presenta tres escenarios sobre la evolución futura de la demanda y los precios del petróleo. El más optimista ante los precios es (con diferencia) el “Escenario 450″, así denominado porque asume que los Gobiernos del mundo adoptarán un abanico de drásticas medidas conducentes a limitar a 450 partes por millón equivalentes de CO2 la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera (lo que garantizaría con un 50% de probabilidad que la temperatura media del planeta no aumente en más de 2°C). Este escenario “verde” es el único que contempla una caída en la demanda global de petróleo, que de 2020 a 2035 pasaría de 87,7 a 81 millones de barriles diarios. Una reducción que tendría un efecto moderador de los precios del barril que en términos reales (referidos a 2009) se cotizaría a 90 dólares en 2020, para después mantenerse estable en este nivel hasta 2035. Expresados en términos nominales (sin corregir la inflación) estaríamos hablando de 115,6 dólares en 2020 y de 162,6 dólares en 2035. La AIE, lo tiene claro: si la economía global no se aleja en el futuro de la senda del crecimiento, la era del petróleo barato ha tocado a su fin.

Frente a esta nueva situación, los países importadores de petróleo debemos acometer una urgente y profunda reestructuración del sector del transporte, dependiente en cerca del 95% de los derivados del petróleo. Con demasiada frecuencia, el debate energético se centra en torno a la generación de electricidad, sin tener presente que a fecha de hoy disponemos de diversas alternativas a tal efecto, pero no para la sustitución a gran escala del petróleo. El actual binomio petróleo-transporte es el eslabón más débil de nuestro sistema energético y quizás también de nuestro sistema económico.

A partir de 2022, Alemania abandonará la energía nuclear y hasta entonces seguirá invirtiendo más si cabe en una transformación sustancial de su política energética. De este modo, Alemania vuelve a acelerar la marcha hacia un sistema energético sostenible y un abastecimiento generalizado con energías renovables. Al tomar esta decisión nos autoimponemos una ambiciosa tarea. Queremos marcar de manera duradera e irreversible las pautas para un suministro energético limpio, asequible y seguro.

En Alemania esta decisión cuenta con un respaldo social mayoritario. A lo largo de los años se mantuvo un intenso debate sobre el uso civil de la energía nuclear. Hoy se ha cristalizado un amplio consenso democrático sobre la viabilidad tecnológica, estratégica y económica de la reorientación de la política energética. La tragedia de Fukushima motivó una reevaluación de los riesgos de la energía nuclear y aceleró el cambio. Pero por parte alemana, la decisión a favor de la implantación generalizada de las energías renovables y el abandono de la energía nuclear ya estaba tomada con anterioridad. Esa decisión está en consonancia con el compromiso que mantenemos con la protección del clima. Ahora la meta es conseguir antes de lo inicialmente previsto los objetivos de extensión de las energías renovables que el Gobierno Federal ya fijó en octubre de 2010.

Nuestros vecinos y socios siguen con gran atención este cambio. Tras madura reflexión, Alemania se ha marcado unos objetivos ambiciosos y realistas. Hasta marzo de 2011, las 17 centrales nucleares alemanas generaban el 22% de la electricidad necesaria en el país. Tras el cierre de ocho centrales en marzo de 2011, el porcentaje de las nueve restantes se sitúa cerca del 15%. Tras la desconexión de las ocho centrales más antiguas, la capacidad instalada garantizada sigue situándose por encima del mayor consumo interno registrado a lo largo del tiempo en el país.

La diferencia resultante de la desconexión se cubre hoy con nuevas capacidades y energías renovables, una mejor gestión del sistema y mejoras en la eficiencia. En el futuro, la energía obtenida a partir de fuentes renovables y centrales de gas de baja emisión de carbono irán sustituyendo gradualmente a la tecnología nuclear. Las centrales eléctricas a base de combustibles fósiles seguirán siendo necesarias durante una fase transitoria.

Mantenemos nuestros objetivos climáticos: el vigente a nivel de la Unión Europea de alcanzar una reducción de las emisiones de CO2 de por lo menos el 20% en el año 2020, y nuestro objetivo nacional de reducir las emisiones en Alemania en un 40%.

En 2010, Alemania generó el 17% de su electricidad a partir de energías renovables. En 2020 está previsto alcanzar el 35% y en 2030 el 50%. Alemania no queda en una situación de mayor dependencia. Para asegurar el abastecimiento propio, el Gobierno Federal invierte más que nunca en los tres instrumentos centrales: la ampliación de las redes, la expansión de las energías renovables y el incremento de la eficiencia energética.

Cada país decide su matriz energética, y ese principio rige en el seno de la Unión Europea. Pero también es cierto que muchos riesgos no se detienen ante las fronteras nacionales. Por eso es positivo que ahora se revise de manera fiable y comparable la seguridad de las instalaciones nucleares mediante pruebas de resistencia europeas. También en instituciones internacionales como la OIEA nuestra meta común debería ser garantizar el mayor grado de seguridad posible. No deben repetirse catástrofes como las de Three Mile Island, Chernóbil y Fukushima.

Para alcanzar nuestros objetivos tenemos que hacer realidad el mercado interior europeo en el sector de la energía. Las redes nacionales deben interconectarse de manera inteligente y en función de la demanda. Deben optimizarse los potenciales de ahorro. El ahorro es clave. Alemania mantiene un compromiso absoluto con estos objetivos. También en el ámbito de la política energética la consigna a seguir es más Europa, no menos.

Como ministro de Relaciones Exteriores, mi empeño es que podamos aprovechar juntos en todo el mundo las oportunidades que se desprenden de la extensión global de las energías renovables. Apoyamos el plan Desertec, que con ayuda de centrales termosolares, eólicas o fotovoltaicas puede suministrar electricidad limpia a los países industrializados desde territorios desérticos. Soluciones que ayer parecían utópicas o impagables hoy entran dentro de lo técnica y económicamente factible o están al alcance de la mano.

En Alemania, las energías renovables ya están creando muchos puestos de trabajo. También los países emergentes y en vías de desarrollo pueden beneficiarse de las nuevas tecnologías y hacer así sostenible su auge.

A través de la aceleración del cambio de modelo energético, Alemania, uno de los principales países industrializados, sigue avanzando por una senda que empezó a recorrer hace mucho tiempo. El cambio energético no tendrá repercusiones negativas para nuestra capacidad económica, el medio ambiente ni nuestros vecinos, sino que abre el horizonte a una economía energética eficiente, sostenible, económica y segura. Invitamos a nuestros socios a mantener una cooperación estrecha y constructiva para aprovechar las oportunidades.

Los problemas financieros retumban de tal modo en el debate sobre Europa que corren el riesgo de convertirse en el instrumento solista del (des) concierto europeo. Y, sin embargo, hay otros asuntos. Justamente cuando se están cumpliendo 60 años desde que se fundara la Comunidad Europea del Carbón y del Acero resulta apropiado debatir sobre las prioridades de la infraestructura energética en el continente. Son éstas el objeto de una reciente Comunicación de la Comisión Europea y del Informe que acaba de aprobar el Pleno del Parlamento Europeo y del que he tenido el honor de ser ponente.

La preocupación por la energía se advierte en los estudios que la Comisión publicó en forma de Libros desde mediados de los años 90, hijos de la Carta europea de la energía de 1991. En 2006 se fijaron con claridad los objetivos renovados de la política energética: mercado común; impulso de las energías renovables como instrumento de lucha contra el cambio climático; seguridad del abastecimiento y diversificación de sus fuentes. Después, el famoso tres veintes -reducción del 20% de los gases de efecto invernadero, mejora de la eficiencia energética en un 20% y aumento de las renovables en un 20%-, se ha convertido en un expresivo resumen de las preocupaciones europeas. En cierta manera, la brújula para sus medidas políticas pues no hay que olvidar que, en estricta conexión con la política energética, circulan las relacionadas con el transporte, la vivienda o los edificios públicos.

Junto a estos fines, la clara conciencia de que la geopolítica bilateral (acuerdos de los Estados miembros con países productores) es una estrategia errónea que ha de ser sustituida por una política común que convierta la política energética en una parte sustancial de la política exterior. Era Jean Monnet quien aseguraba que «para construir Europa es preciso avanzar paso a paso y que lo esencial es tener un objetivo lo suficientemente claro como para no perderlo de vista».

En el Tratado de Lisboa se ha consagrado un título a la energía (el XXI) donde aparecen formulados los compromisos mencionados y, además, el fomento de «la interconexión de las redes energéticas». Sin embargo, el artículo 192 establece un procedimiento para la toma de decisiones cuando se trate de «medidas que afecten de forma significativa a la elección por un Estado miembro entre diferentes fuentes de energía y a la estructura general de su abastecimiento energético». En tal caso, el Consejo decide por unanimidad.

Dicho en lenguaje entendible: en manos de cada uno de los Estados queda el asunto central de la estructura de sus abastecimientos y la configuración de su cesta energética (mix). Por eso vivimos ahora el debate desencadenado por la decisión unilateral alemana de abandonar la energía nuclear y el malestar que ha causado en países vecinos. Pues es bien cierto que existe una contradicción entre la pretendida garantía del abastecimiento de la Unión Europea en su conjunto y, al mismo tiempo, la imposibilidad de intervenir en la definición de ese abastecimiento en los 27 países pues ello está reservado a los Estados.

El objetivo del Informe que hemos aprobado está orientado a corregir unas infraestructuras energéticas que, a juicio de la Comisión Europea, se hallan «desfasadas y mal interconectadas». Así, por ejemplo, nos encontramos con un aumento espectacular de generación de electricidad de origen eólico en las regiones del Mar del Norte y en el Báltico; con el inmenso potencial de energía renovable en el sur de Europa y en el norte de África; con los problemas que derivan del almacenamiento de electricidad a gran escala; con las necesidades de recarga de los vehículos eléctricos y con el transporte y almacenamiento de CO2 e hidrógeno, entre otras cuestiones urgentes. Todo ello es imposible afrontarlo si no ideamos nuevas redes y nuevas conexiones tanto en el interior de la UE como con terceros países.

Se trata ahora de ir avanzando en la determinación de las infraestructuras necesarias: a) estableciendo los criterios que permitan seleccionar proyectos de interés europeo; b) garantizando la ejecución de estos proyectos en plazos razonables y arbitrando fórmulas para solucionar el conflictivo asunto de los procedimientos de autorización y otorgamiento de licencias en los Estados miembros; c) asegurando una financiación que atraiga e impulse la inversión privada.

Importante para España -y para Portugal, pues en este achaque vamos de la mano- es la insistencia desde Europa en acabar con las islas energéticas, que es como se define a la Península Ibérica, tradicionalmente mal conectada con los mercados del centro europeo. Lo mismo ocurre con la preocupación por asegurar las conexiones con las redes europeas tanto de territorios insulares -Islas Canarias, Madeira, las Azores- como de las zonas montañosas. Se fija el objetivo temporal para solucionar este histórico atraso en el año 2015.

La eficiencia energética y el ahorro son ingredientes centrales en el nuevo diseño porque hemos creído que, mediante la reducción de la demanda de energía, se puede disminuir la dependencia de las importaciones con el consiguiente efecto en las necesidades en infraestructuras tanto públicas como privadas. En conexión con ello, se insiste en la necesidad de crear redes inteligentes que aseguren la adecuada relación entre la producción, el transporte y la distribución y que permitan al ciudadano un consumo consciente -y ahorrador- de energía.

Preocupación fundamental ha sido la tramitación de las licencias, autorizaciones y demás piezas del procedimiento administrativo destinadas a permitir la ejecución de las obras necesarias. El lamento de todos los actores es unívoco: los proyectos se eternizan por la oposición de las poblaciones a ver crecer en su vecindad torres o instalaciones de cualquier tipo. En Alemania se da el caso de que, los mismos que se declaran ecologistas y contrarios a las plantas nucleares, se están oponiendo -a través de asociaciones, plataformas y otras formas del humano ayuntamiento- a las instalaciones que han de servir para sacar la gran cantidad de energía eólica que se está produciendo en el norte del país y llevarla a los centros de consumo.

Para solucionar este conflicto, siendo respetuosos con las competencias de los Estados, se ha pensado en la información temprana a la ciudadanía y en establecer un sistema de advertencias para el caso de que las autoridades de un Estado no atiendan una solicitud en un plazo razonable, así como controlar si los procedimientos nacionales garantizan la ejecución correcta de los proyectos europeos para, en caso contrario, constatar formalmente el impedimento que un Estado pone a la construcción del mercado interior en la UE.

Estamos ante objetivos muy ambiciosos para los que es necesario el concurso de todos. En este sentido son imprescindibles las empresas del sector que claman justamente por un marco regulatorio estable, no sometido a bandazos ni caprichos transitorios de los gobiernos, la mejor forma de asegurar la financiación de sus esfuerzos.

Hasta ahora la política energética de la UE -tanto hacia el exterior de sus fronteras como en su interior- ha carecido de un impulso decididamente europeo. Hoy debemos ser conscientes de que el tiempo de las políticas energéticas nacionales pertenecen al pasado.

Europa ha de hablar con una sola voz. Una voz que sea bien audible y resuene cabal en la bóveda del edificio europeo.

Porque es de nuestra fragilidad energética de donde hemos de sacar las fuerzas para construir una Europa energéticamente sólida y vigorosa, digna sucesora -en este año de aniversario- de aquel gran invento que fue la CECA. Nuestra cuna como europeos justamente.

Debate about America’s energy supply is heating up: gas prices are rising, ethanol is under attack and nuclear power continues to struggle in the shadow of the Fukushima disaster in Japan.

But an abundant, safe and clean energy source once thought to be the stuff of science fiction is closer than many realize: nuclear fusion. Making it a reality, however, will take significant investment from the government at a time when spending on scientific research is under threat.

Harnessing nuclear fusion, the energy that powers the sun and the stars, has been a goal of physicists worldwide since the 1950s. It is essentially inexhaustible and it can be created using hydrogen isotopes — chemical cousins of hydrogen, like deuterium — that can readily be extracted from seawater.

Fusion energy is created by fusing two atomic nuclei, in the process converting mass to energy, which appears as heat. The heat, as in conventional nuclear fission reactors, turns water into steam, which drives turbines to generate electricity, or is used to produce fuels for transportation or other uses.

Fusion energy generates zero greenhouse gases. It offers no chance of a catastrophic accident. It can be available to all nations, relying only on the Earth’s oceans. When commercialized, it will transform the world’s energy supply.

There’s a catch. The development of fusion energy is one of the most difficult science and engineering challenges ever undertaken. Among other challenges, it requires production and confinement of a hot gas — a plasma — with a temperature around 100 million degrees Celsius.

But potential solutions to these daunting technical challenges are emerging. In one approach, known as magnetic fusion, hot plasma is confined by powerful magnets. A second approach uses large, intense lasers to bombard a frozen pellet of fusion fuel (deuterium and tritium nuclei) to heat the pellet and cause fusion to occur in a billionth of a second. Whereas magnetic fusion holds a hot plasma indefinitely, like a sun, the second approach resembles an internal combustion engine, with multiple mini-explosions (about five per second).

Once a poorly understood area of research, plasma physics has become highly developed. Scientists not only produce 100 million-degree plasmas routinely, but they control and manipulate such “small suns” with remarkable finesse. Since 1970 the power produced by magnetic fusion in the lab has grown from one-tenth of a watt, produced for a fraction of a second, to 16 million watts produced for one second — a billionfold increase in fusion energy.

Seven partners — the European Union, China, India, Japan, Russia, South Korea and the United States — have teamed up on an experiment to produce 500 million watts of fusion power for 500 seconds and longer by 2020, demonstrating key scientific and engineering aspects of fusion at the scale of a reactor.

However, even though the United States is a contributor to this experiment, known as ITER, it has yet to commit to the full program needed to develop a domestic fusion reactor to produce electricity for the American power grid. Meanwhile other nations are moving forward to implement fusion as a key ingredient of their energy security.

Indeed, fusion research facilities more modern than anything in the United States are either under construction or operating in China, Germany, Japan and South Korea. The will and enthusiasm of governments in Asia to fill their energy needs with fusion, as soon as possible, is nearly palpable.

What has been lacking in the United States is the political and economic will. We need serious public investment to develop materials that can withstand the harsh fusion environment, sustain hot plasma indefinitely and integrate all these features in an experimental facility to produce continuous fusion power.

This won’t be cheap. A rough estimate is that it would take $30 billion and 20 years to go from the current state of research to the first working fusion reactor. But put in perspective, that sum is equal to about a week of domestic energy consumption, or about 2 percent of the annual energy expenditure of $1.5 trillion.

Fusion used to be an energy source for my generation’s grandchildren; now, plans across the world call for a demonstration power plant in about 20 years. Fusion has the potential to help with all the emerging challenges of this still-new century: energy independence, national economic competitiveness, environmental responsibility and reduction of conflict over natural resources. It is a litmus test for the willingness of our nation to tackle the tough challenges that will shape our future. Scientists and engineers stand ready to help.

A primera vista parece una idea magnífica. Los combustibles líquidos que hacen correr nuestros coches y aviones son esenciales para el estilo de vida que llevamos. Pero sabemos que los obtenemos del petróleo y que, aunque lo hay, no es infinito y algún día se acabará. También sabemos que cuando quemamos el petróleo se producen gases que están teniendo un efecto sobre el clima, y esto nos preocupa. Podemos imaginar producir gasolina de las plantas. Si fuera posible no dependeríamos del petróleo y el carbono emitido vendría del que las plantas habrían fijado. Las cosas no son tan sencillas.

Nuestra vida y nuestras actividades utilizan energía que obtenemos de nuestro entorno. Durante siglos solo hemos utilizado la energía de lo que comemos nosotros y nuestros animales domésticos y la madera que quemábamos. Ahora, con el estilo de vida que llevamos, hemos multiplicado por 25 nuestras necesidades de energía. Pero ya sabemos que la energía ni se crea ni se destruye, solo se transforma, como nos dice la física. Una parte de la energía que usamos proviene del origen de nuestro planeta, como la energía nuclear o la geotérmica. El resto, de forma directa o indirecta, viene del Sol.

El petróleo, el gas o el carbón son energía solar convertida en energía química por microorganismos y plantas durante cientos de millones de años y que se ha transformado en las profundidades de la corteza de nuestro planeta. Todos estos organismos fijaron el carbono de la atmósfera en un proceso muy lento. Cuando quemamos esos combustibles, devolvemos de manera rápida el carbono a la atmósfera. Por tanto, si queremos nuevas fuentes de energía es normal que nos dirijamos hacia el Sol, que mueve el viento y el agua que utilizamos en molinos de viento y embalses. Pero una buena solución sería rehacer lo que pasó hace millones de años y aprovechar la energía solar que fijan las plantas y los microorganismos y tener una fuente continua de carburantes. En un proceso llamado fotosíntesis, las plantas, por acción de la luz, producen azúcar rico en energía a partir del dióxido de carbono de la atmósfera y agua.

Actualmente ya se utilizan dos tipos de biocarburantes: etanol y biodiésel. El etanol se produce por fermentación del azúcar, sobre todo de caña en Brasil y partiendo del almidón de maíz en Estados Unidos. El biodiésel procede de aceites como el de colza, que se tratan para obtener un combustible similar al gasóleo. Tanto uno como otro tienen dos problemas. Uno de ellos es que para obtenerlos hay que plantarlos, recogerlos, transportarlos y producirlos, y en muchos casos se termina lanzando a la atmósfera más carbono del que se fija. De hecho, la fotosíntesis es un proceso poco eficiente de fijar la energía solar. Solo entre un 1% y un 2% de la energía que llega a una superficie con plantas se convierte en energía química. El otro gran problema es que el etanol y el biodiésel se producen con plantas que también utilizamos como alimentos. Si utilizamos una parte de estos cultivos para producir combustible, disminuye la disponible para la alimentación. En algún momento esto puede haber sido causa del aumento del precio de los alimentos, y no es de extrañar que los biocarburantes tengan detractores acérrimos.

El uso de los biocarburantes se ha ido extendiendo gracias a las subvenciones públicas. En EEUU estas subvenciones se han justificado para reducir la dependencia energética del petróleo importado y porque plantar cultivos dedicados a la energía es interesante para los agricultores. También en Europa se pide que los combustibles tengan un porcentaje de etanol o de biodiésel. En los objetivos sobre energías renovables, los biocarburantes están siempre presentes, pero en el marco de políticas en general bastante erráticas.

Somos conscientes de que si queremos mantener un nivel de vida como el actual hay que preocuparse de resolver nuestras necesidades de energía. Sabemos que debemos ahorrarla, pero también que debemos producirla de manera diferente a como lo hacemos ahora. Y parece razonable que las plantas nos ayuden a obtener carburantes que no dependan del petróleo y que rebajen nuestra emisión de carbono a la atmósfera. Pero los actuales procesos de producción no son muy eficientes y pueden competir con la producción de alimentos. Por lo tanto, seguramente solo tiene sentido producir biocarburantes en países como Brasil, donde la superficie cultivada es muy grande, o en tierras marginales que no se utilizan para producir alimentos. Y hay que trabajar para encontrar nuevos procedimientos. Se trabaja en obtener combustibles que no provengan de los azúcares o los aceites, sino de la celulosa, el producto vegetal más abundante y que no lo comemos. Se investiga sobre microalgas que no necesitan ser plantadas, pero que aún son costosas. Por lo tanto, el uso de biocarburantes dependerá de nuestra investigación y del precio de otras fuentes de energía. Son condiciones necesarias para que participen en una proporción cada vez mayor como fuente de energía.

Tema: El 23 de junio, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) anunció la liberación de 60 millones de barriles de petróleo de las reservas estratégicas de sus miembros en el mes de julio. La AIE lo ha justificado por la necesidad de paliar los efectos de la crisis libia, pero se ha interpretado como un mensaje a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para que aumente la producción y no ponga en riesgo la recuperación económica, además de dar tiempo a Arabia Saudí para que materialice el aumento de producción anunciado.

Resumen: El mero anuncio de la liberación de reservas ha tenido un efecto inmediato e importante en los mercados, aunque como muestra el retorno a los niveles de precios previos al anuncio de la intervención ese efecto ha sido limitado en el tiempo. Aunque consiga limpiar el mercado de algunas operaciones especulativas, resulta dudoso que logre cambiar la dinámica de unos mercados cuyas grandes tendencias de fondo siguen a los fundamentales que marcan la evolución de la oferta y la demanda, y las diferentes proyecciones existentes apuntan a que en los próximos trimestres pueden seguir faltando barriles. En ese sentido, la medida no constituye una política energética consistente en el tiempo capaz de alterar esos fundamentales del mercado, pero sí supone que los miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) han decidido tomar la iniciativa con medidas inéditas hasta la fecha para presionar a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), y señalar a Arabia Saudí que quedan a la espera del aumento de producción prometido por su parte.

Análisis: La liberación de reservas estratégicas anunciada en junio sólo tiene dos precedentes: la Guerra del Golfo en 1991 y el huracán Katrina en 2005, y su magnitud es muy superior a ambas. La decisión se produjo dos semanas después de la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) del 8 de junio en Viena, en la que pese a los intentos de Arabia Saudí y otros miembros del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG) el cártel no pudo acordar un aumento de la producción. Estas dos fechas marcan sendos hitos en las relaciones recientes entre países productores y consumidores de petróleo, planteando cuestiones importantes sobre el papel de las reservas estratégicas y su capacidad para influir en los precios, el futuro del diálogo entre productores y consumidores, la menguante solidaridad en el seno de la OPEP, y las alianzas cruzadas entre algunos países miembros de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y los productores del cártel. En el trasfondo de la cuestión subyacen dos asuntos fundamentales, uno de orden económico y otro geopolítico: el impacto final de la medida sobre la evolución de los precios del crudo, que amenaza la recuperación económica mundial; y la influencia de la decisión en la pugna entre Arabia Saudí e Irán, de un lado, y en las relaciones estratégicas entre EEUU y la propia Arabia Saudí, de otro.

Historia de una decisión anunciada

El 23 de junio, la AIE anunció la liberación de 60 millones de barriles de petróleo de las reservas estratégicas de sus miembros durante 30 días, sin precisar tipo de productos ni una secuencia predeterminada. De esos 60 mb, 30 mb corresponden a EEUU (aproximadamente el 4% de sus reservas estratégicas y el consumo de día y medio en el país), que ya ha anunciado haber recibido numerosas ofertas hasta el punto de superar la oferta y plantear problemas de almacenamiento de esas cantidades. El 30% ha sido asignado a los países europeos, y a España le corresponde una cuota del 3,8%. A finales de junio CORES inició la liberación de 2,3 mb de productos petrolíferos (unos 75.800 barriles diarios durante 30 días), el equivalente de 2,3 días del consumo nacional. El barril de Brent, que cotizaba el 23 de junio alrededor de los 112 dólares cayó hasta los 105 dólares en apenas dos días, para luego recuperarse y rozar los 114 dólares el 5 de julio. Debe puntualizarse que estas oscilaciones en los precios se han producido con el mero anuncio de la decisión, pues en el momento de escribir estos párrafos todavía no habían empezado a llegar barriles al mercado procedentes de las reservas.

El 25 de junio, Irán denunció que la decisión de la AIE tenía una motivación política y que su efecto sobre el precio del crudo sería limitado, y otros países OPEP alineados con las preferencias de precios elevados de Irán se manifestaron en idéntico sentido. La primera parte de la advertencia iraní es evidente: a la decisión de la OPEP del 8 de junio de no aumentar la producción, impuesta por los halcones de la organización, ha seguido la no menos política de la AIE, que agrupa a los grandes consumidores de la OCDE. Pero la AIE sí puede argumentar que ha sido la incapacidad de la OPEP para suplir los 132 mb perdidos por el conflicto libio, cerca de 1,5 mb diarios, lo que explica la respuesta de la Agencia.

El aparente estancamiento de la situación en Libia y la constatación de que el país no volverá a recuperar su nivel de producción en años, ha retirado del mercado un abastecedor próximo a Europa de un crudo ligero de alta calidad, muy utilizado en las refinerías europeas por su bajo contenido en azufre, que facilita cumplir la normativa comunitaria al respecto.[1] Conforme la interrupción de suministro libio se ha ido prolongando, su impacto se ha hecho más complejo de gestionar, sobre todo de cara al incremento estacional de la demanda en EEUU y Europa durante el verano (driving season). El crudo libio ha sido sustituido sobre todo por crudo del África Occidental, de características similares, pero la tensión sobre los precios de los carburantes de automoción, gasolina y diesel, se ha mantenido en EEUU y Europa. El hueco de casi 1,5 mb diarios dejado por Libia sólo se ha cubierto parcialmente y sólo desde el último mes de mayo con un aumento de la producción estimado en unos 200.000 bd en mayo y cerca de 300.000 bd en junio, básicamente de origen saudí. En todo caso, los 2 mb diarios a liberar por los miembros de la AIE durante 30 días superan con creces los alrededor de 1,5 mb diarios perdidos en Libia.

En esta situación, los países consumidores, de un lado, y los productores del CCG liderados por Arabia Saudí de otro, llevaban tiempo intentando que la reunión de la OPEP de junio acordase un aumento de la producción. La Agencia ya había advertido en mayo de que podría liberar sus reservas en caso contrario, pero las discusiones sobre la medida se remontan al menos a abril y se habían filtrado convenientemente. En las semanas anteriores a la reunión de Viena también se dio a conocer la discusión por parte de EEUU y Arabia Saudí de un plan de canje entre crudos ligeros y dulces almacenados en las reservas estratégicas estadounidenses y una cantidad equivalente de crudo pesado y amargo saudí. Ello hubiese permitido exportar parte de ese crudo de alta calidad a Europa para abastecer a sus refinerías con un crudo semejante al libio. Aunque el swap no pasó de una propuesta discutida de manera informal, supuso un primer mensaje de que EEUU estaba dispuesto a emplear sus reservas estratégicas para intervenir en el mercado, y de que Arabia Saudí buscaba vías para colaborar con los países consumidores.

Con esos precedentes se llegó a la reunión de la OPEP en Viena, calificada por el ministro saudí del Petróleo Ali bin Ibrahim Al-Naimi como “una de las peores reuniones que hemos tenido nunca”, en la cual no se consiguió ofrecer una respuesta coordinada a las tensiones surgidas en el mercado del crudo desde la irrupción de la primavera árabe y, sobre todo, a la interrupción del suministro procedente de Libia. La reunión, como todas las de la OPEP, venía marcada por consideraciones políticas y dos narrativas opuestas sobre las perspectivas del mercado.[2] Empezando por las segundas, la visión de las monarquías del Golfo, sobre todo de Arabia Saudí, consiste en aumentar la producción para abastecer el incremento de la demanda de crudo OPEP, estimado en 2 mbd para el tercer trimestre por la propia OPEP. Los productores del Golfo, que cuentan con enormes reservas y quieren seguir exportando muchos años, temen que los elevados precios destruyan demanda, dañen la recuperación económica e incentiven el desarrollo de recursos alternativos.

Los halcones tradicionales, con Irán y Argelia a la cabeza, plantearon que la crisis económica y el final de los efectos del quantitative easing de la Reserva Federal de EEUU afectarán a la demanda y que la llamada al crudo OPEP será incluso inferior al 1 mb diario proyectado por la AIE. En ese escenario se correría el riesgo de una caída abrupta de los precios como la de 2009. Pero lo que subyace a ambas narrativas es la divergencia estructural de preferencias entre las monarquías del Golfo, únicos productores con capacidad para aumentar la producción, y la del resto, que no pueden hacerlo y perderían cuota de mercado a favor de los primeros.

Desde la perspectiva política, la reunión escenificó una intensificación de la tradicional rivalidad entre Irán, que ostenta la presidencia rotatoria de la OPEP pero cuya producción está estancada en 3,6 mb diarios, y Arabia Saudí, que además de producir unos 9 mb diarios cuenta con el grueso de la capacidad ociosa del mercado (más de 3 mb diarios) y es el único productor capaz de influir de manera determinante en el mismo. De hecho, Arabia Saudí anunció tras la humillación sufrida en Viena que aumentaría gradualmente la producción hasta los 10 mb diarios al margen de la disciplina de la OPEP. Eso supondría exceder su cuota de 2008 de 8 mb diarios en casi 2 mb, proporcionando a los mercados el millón de barriles adicionales que las estimaciones de la AIE apuntan que el mercado mundial precisa para el tercer trimestre. Como ya se ha apuntado anteriormente, Arabia Saudí ha aumentado su producción de manera considerable en mayo y junio, y se supone que la decisión de la Agencia se tomó en base a un compromiso tácito de Arabia Saudí con EEUU.

El papel de las reservas estratégicas y su capacidad para influir en los precios

Aunque en España la decisión de la AIE no ha levantado grandes polémicas, en EEUU y otros países europeos sí ha dado lugar a un vivo debate sobre lo apropiado de la misma. Las posiciones de los miembros no son públicas, pero los debates han sido tan difíciles hasta alcanzar el consenso que imponen los procedimientos de la AIE que se plantea la cuestión de si ese consenso podría volver a alcanzarse en el futuro. La discusión sobre si las reservas estratégicas deben utilizarse para influir en los precios puede descomponerse en dos cuestiones diferentes. Primero, si las reservas estratégicas deben utilizarse en absoluto con un objeto diferente que aquel para el que fueron concebidas: asegurar el abastecimiento ante interrupciones del suministro. Segundo, si resulta eficaz como instrumento para rebajar los precios de forma duradera.

Respecto a lo primero, la Agencia ha basado la intervención en los efectos de la crisis libia, cuyos efectos ya han sido mencionados, aunque la magnitud de reservas liberadas puede parecer desproporcionada, como han denunciado varios miembros de la OPEP. El criterio para liberar reservas ha ido evolucionando con el tiempo y las circunstancias del mercado mundial, con nuevos actores ajenos a la AIE, como China y la India, y de criterios cuantitativos (una interrupción no menor del 7%) se ha pasado a una definición más laxa referida a la “percepción extendida de riesgo de una interrupción”. Pero el debate no se centra tanto sobre las esencias del concepto de reservas estratégicas como en las implicaciones prácticas de un descenso de las mismas ante nuevas eventualidades en los mercados del crudo, ya sean de tipo geopolítico o técnico. La situación de incertidumbre por la que atraviesan Oriente Medio y el Norte de África es una de las cuestiones aducidas por los defensores de la pureza en el uso de las reservas. Aún así, este aspecto no ha motivado mucha polémica, pues a nivel agregado los miembros de la AIE cuentan actualmente con un nivel de reservas superior al exigido por la AIE: 146 días de importaciones netas frente a los 90 exigidos por la Agencia.

Debe precisarse que la legislación española establece como existencias mínimas de seguridad 92 días de consumo de productos petrolíferos. En España, esas existencias suponían antes de la liberación 113,7 días de consumo, por lo que después de la misma seguirían por encima de los 92 días que recoge la ley. De esos 92 días, sólo 45 deben ser cubiertos por las reservas estratégicas mantenidas por CORES, mientras que el resto las mantienen los operadores bajo el control y supervisión de CORES. Esos 45 días son una cifra superior a la exigida por la AIE y, junto con las existencias de los operadores, parece ofrecer un margen confortable para el mercado español. Las obligaciones de la AIE se refieren a importaciones, reduciéndose en el caso español de 90 a 88 días. Las reservas españolas en esos términos se sitúan alrededor de los 97 días, también por encima de lo estipulado por la AIE. Además, a diferencia de lo ocurrido en EEUU, los 2,3 mb asignados a España se han liberado reduciendo las obligaciones en existencias de los operadores, dándoles un margen amplio de tiempo para reponerlas, probablemente un año. En España serán por tanto los operadores los que decidan la secuencia con que aplican (o no) esa reducción de sus obligaciones de reservas en función de sus estrategias empresariales. En EEUU las reservas liberadas pertenecen al Estado y están almacenadas en cavernas de su propiedad, se han subastado y los contratos se firmarán en la primera mitad de julio.

En relación al impacto sobre los precios del crudo, el mero anuncio por parte de la AIE hizo caer el Brent casi un 7% en apenas dos días, pero queda por ver si el efecto en los mercados es duradero. De hecho, los precios volvieron a subir con el principio de solución de la crisis de deuda griega y el consiguiente repunte del euro, de modo que el barril del Brent volvió a superar la franja de los 110 dólares a finales de junio para rozar los 114 dólares el 5 de julio, momento en que se ha realizado la revisión final de estas líneas. En principio, al tratarse de una inyección puntual y limitada a un mes, debería ayudar a relajar los mercados durante ese tiempo, pasado el cual o bien aumenta la producción o los miembros de la AIE deberán volver a liberar reservas. No obstante el efecto real se verá en los próximos días, cuando el crudo y los productos liberados empiecen a llegar a los mercados. Uno de los temores expresados por algunos observadores es que la medida pueda emplearse para aumentar los márgenes de refino de la industria, muy constreñidos en la actualidad. Aunque ello pudiera absorber parte del descenso en los precios no parece factible que pueda representar un porcentaje importante del mismo.

De hecho, la AIE contempla reevaluar la situación al mes de tomar la medida inicial y bien podría repetirla más adelante en condiciones de oportunidad, sin la cual la gota que supone en el consumo de crudo mundial puede ver su eficacia muy devaluada. Como en el ajedrez, la amenaza es a veces más fuerte que su ejecución. Más allá del impacto cuantitativo, la AIE ha demostrado a los halcones de la OPEP que está dispuesta a adoptar medidas extraordinarias si el cártel no responde a las necesidades de la demanda mundial de crudo. La cuestión es hasta qué punto ese mensaje puede transmitir la consistencia necesaria para variar las expectativas de los mercados y de los distintos miembros de la OPEP sin medidas de política energética de más amplio espectro (y mayor coste político) que puedan tomar el relevo de una medida que por su propia naturaleza es necesariamente coyuntural. Pero en ausencia de medidas de política energética nacionales es probable que la tentación de repetir la jugada en los próximos meses crezca o se disipe al ritmo de los precios del crudo.

Las reservas totales de los países miembros de la AIE suman unos 4.100 mb, de los cuales cerca de 1.600 mb son reservas estratégicas públicas mantenidas exclusivamente para propósitos de emergencia que responden a las exigencias de la Agencia de mantener 30 días de importaciones netas. Se trata sin duda de cantidades importantes que permiten nuevas acciones en el futuro, pero no ilimitadas: los 60 mb ahora liberados casi doblan los 34 mb inyectados en 1991 durante la Guerra del Golfo, pero apenas suponen 16 horas de la demanda global. De hecho, nuevas medidas similares serían difíciles de justificar en base a interrupciones de suministro (salvo que se produzcan nuevas incidencias) y aumentarían la reticencia de algunos de sus miembros a recurrir a ellas por motivos ajenos a los fundacionales. El dilema entre influir en los precios y mantener reservas capaces de reducir la vulnerabilidad física se haría así más agudo.

Entre los cálculos de los miembros de la AIE puede figurar la posibilidad de rehacer las reservas en el futuro a precios más moderados, lo que no deja de ser una decisión arriesgada si, por ejemplo, la situación geopolítica se deteriorase en Oriente Medio y el Norte de África. Pero ni siquiera eso puede ser necesario: dado que el consumo de crudo se está reduciendo en muchos países miembros de la Agencia, éstos necesitarán en el futuro menos reservas para cubrir los ratios exigidos, por lo que la operación probablemente constituya una venta neta de un crudo adquirido a precios probablemente más bajos. Dados los precios actuales del petróleo y el hecho de que los stocks se adquirieron a precios mucho más bajos que los actuales, los ingresos de esa venta pueden aliviar algo los deteriorados saldos presupuestarios de los países de la OCDE, pero para los mercados del crudo no deja de suponer una medida efímera. En el caso de España, las reservas liberadas pertenecen a los operadores, por lo que no tendrá implicaciones presupuestarias.

Otro de los argumentos apuntados para defender la medida es el de limpiar el mercado de lo que se considera un componente especulativo elevado, una preocupación de algunos miembros de la AIE que paradójicamente es uno de los recursos más frecuentes de la OPEP para no aumentar la producción en momentos de precios elevados. Evidentemente, mantener posiciones largas sobre el crudo tras la liberación de finales de junio y bajo la amenaza de futuras intervenciones puede reducir ese componente especulativo de los precios. Algunos críticos han apuntado que éstos ya se habían reducido en las últimas semanas, y que por tanto la medida era innecesaria, pero sus defensores explican que precisamente por eso, por realizarse con un mercado relativamente lejos de los máximos, la medida ha tenido efecto: en un mercado sobrecalentado el efecto de la liberación de reservas hubiese sido marginal. Evidentemente, este argumentario se exhibió antes de que los precios volviesen al nivel previo a la liberación.

En suma, los defensores de la medida ven muchos efectos benéficos y un momento oportuno, mientras que sus detractores le pronostican un efecto limitado sobre los precios en magnitud y tiempo. Una visión menos complaciente con las posturas políticas estima que la medida no constituye una política energética, aunque sólo sea porque con un único instrumento se pretende alcanzar objetivos muy diversos, y no puede sustituir a un diseño más consistente a largo plazo de los retos energéticos de los países miembros de la AIE. En cierto sentido, es una política energética por defecto. Pero existe cierto consenso acerca de que las expectativas parecen apuntar a un efecto moderado en los precios y limitado en el tiempo, aunque en un contexto de volatilidad y supuesta reducción de las posiciones especulativas. Sólo la evolución de los precios en las próximas semanas podrá mostrar hasta qué punto estas conjeturas resultan o no acertadas, así como qué parte de los cálculos que parecen implícitos en la decisión de la AIE se verifican y cuáles retornarán en breve plazo a la espera de una política energética más sólida.

Solidaridad AIE, solidaridad OPEP y solidaridades cruzadas

Desde la perspectiva de la ‘diplomacia petrolera’, la decisión de la AIE tiene al menos tres implicaciones. Primero, es una exhibición de solidaridad y voluntad de acción colectiva por parte de los consumidores de petróleo industrializados en un momento de serias dificultades económicas. Una segunda lectura de la medida, según la cual ésta supondría un ejercicio de solidaridad de EEUU con sus aliados europeos, más afectados por la interrupción libia abundaría en esta interpretación: la intervención podría también procurar reducir el diferencial de precios entre el barril de Brent, de referencia en Europa, y el West Texas Intermediate (WTI), que en el momento de escribir estas líneas superaba los 15 dólares. Debe matizarse que esa exhibición de solidaridad no puede ocultar las disensiones internas entre los países miembros sobre la oportunidad y adecuación de la medida. Forzar en exceso esa solidaridad, por ejemplo con una sucesión de nuevas intervenciones, podría afectar a la misma concepción fundacional de la AIE, que funciona por consenso.

En segundo término, la decisión de la Agencia debilita a la OPEP, al poner en evidencia y explotar a favor de los miembros de la AIE la menguante solidaridad entre sus miembros, al tiempo que fragiliza la posición de países como Irán y otros halcones de la organización. Las protestas de países como Argelia, Venezuela y Ecuador muestran hasta cierto punto quiénes se perciben a sí mismos como perdedores de la decisión. Finalmente, implica un fuerte golpe al diálogo OPEP-AIE entre productores y consumidores, consolidando solidaridades cruzadas alternativas entre los países miembros de la Agencia y algunos productores del CCG; es decir, básicamente entre EEUU y Arabia Saudí.

Las relaciones entre productores y consumidores se han visto así doblemente afectadas. Por un lado, la OPEP ha aparecido desconcertada ante unos consumidores que, por una vez, han tomado la iniciativa. Numerosos miembros de la OPEP criticaron duramente la decisión, incluyendo algunos representantes de las monarquías del golfo, que argumentaron que Kuwait y Arabia Saudí habían aumentado recientemente su producción y habían encontrado problemas para colocarla en las refinerías europeas. El secretario general de la OPEP, Abdalá Salem El-Badri, formuló algunas de las críticas más duras, aunque poco después de la liberación de reservas estratégicas, ya en un tono más conciliador, declaró su voluntad de dialogar con la AIE para evitar que “esto se repita”. Pero el daño parece hecho y la confianza, siempre escasa entre productores y consumidores, parece haber alcanzado un mínimo. Dicho esto, su ausencia no puede compensarse con la inexistencia del diálogo entre productores. De manera indirecta, la liberación de reservas estratégicas puede debilitar la posición saudí en el cártel, pues reduce su capacidad de influencia en el mercado, al menos a corto plazo. En este sentido, la medida puede valorarse de manera ambivalente por Arabia Saudí como un apoyo que espera contestación, sobre todo en la compleja situación de sus relaciones con EEUU.

Por otro lado, la tradicional alianza tácita entre Arabia Saudí y los consumidores se ha explicitado como sustitutivo casi definitivo de las relaciones de éstos con la OPEP. Esta apreciación puede ser apresurada si ello entraña una escalada entre los países de la AIE y la OPEP, aunque no cambie en la práctica gran cosa la configuración del régimen petrolero internacional. Dentro de la OPEP hay productores importantes para España, por motivos diferentes, como Irán (15% de las importaciones de crudo españolas), Nigeria (12%), Libia (hoy desaparecida pero que representaba cerca del 10% de las importaciones españolas de petróleo), Argelia (primer proveedor español de gas con precios indexados al crudo) y otros países con presencia de empresas españolas, como Venezuela, Ecuador, Argelia y Libia.

En cierto modo, la AIE ha justificado su actuación como una solución de transición hasta que Arabia Saudí y otros productores del CCG (básicamente Kuwait) aumenten su producción. Las dudas sobre la capacidad de Arabia Saudí para aumentar la producción en el corto plazo ha sido otro de los factores justificativos aludidos: dar tiempo a los saudíes para poner en el mercado los barriles prometidos. Ello presupone tanto la capacidad como la voluntad del país de aumentar su producción de manera significativa, aunque no quede claro que las preferencias de los países miembros de la AIE y los de Arabia Saudí converjan en los mismos niveles de precios. Respecto a lo primero, Arabia Saudí aumentó su producción en junio casi en 300.000 barriles respecto a mayo, pero ello no ha impedido que el precio medio de la canasta de crudo OPEP (calculado sobre los precios de doce calidades de crudo, una por cada país miembro) apenas se alterase entre mayo y junio, manteniéndose cerca de los 110 dólares.

En este contexto, el principal efecto de la primavera árabe estriba en que los precios del petróleo en que se basan los presupuestos de los productores de la región han subido considerablemente en 2011. Antes esos precios se estimaban en el rango de los 70-80 dólares por barril, compatibles con la recuperación mundial. Con el nuevo paquete preventivo fiscal saudí (estimado en un 22% del PIB) ese rango ha podido aumentar hasta los 85-100 dólares por barril, según diferentes conjeturas. Arabia Saudí puede preferir rangos de precios inferiores a los de, digamos, Argelia, pero para ambos países las expectativas y las necesidades fiscales han aumentado con las revueltas, y con ellas el suelo de las preferencias de precios.

En cambio, la ralentización de la recuperación económica y la fatiga fiscal y monetaria de la mayoría de los países industrializados tienden a reducir el umbral de precio del crudo asumible por sus gobiernos. Con todas las alarmas fiscales y monetarias encendidas, estos países entienden que una de las pocas herramientas restantes para salvar la recuperación pasa por beneficiarse de un impulso por el lado de la oferta en forma de caída de precios de la energía. Este enfoque de “último cartucho” parece demasiado apremiante para constituir buena política económica. Pero sobre todo resulta de una eficacia dudosa en el largo plazo y, como se ha visto por la evolución reciente de los precios, incluso también en el corto, aunque siempre se puede plantear el contrafactual de hasta dónde podrían haber llegado los precios en ausencia de la liberación de las reservas estratégicas.

El impacto de la primavera árabe y la crisis económica limitan, por tanto, los escenarios de acción colectiva entre productores y consumidores. Además de su impacto presupuestario, la primavera árabe ha reforzado la preferencia por la estabilidad y el statu quo de Arabia Saudí. El análisis de las relaciones del país con EEUU excede el propósito de estas páginas, pero sin obviar su complejidad se puede apuntar que han registrado tensiones importantes por su apoyo al derrocamiento de los ex presidentes de Túnez y Egipto. Aunque la alianza de petróleo por seguridad que ambos países se dispensan resulta insustituible para ambos, no lo es necesariamente a cualquier precio; y el que Arabia Saudí prefiere por su crudo puede haber subido en términos relativos si percibe un protección menguante, por ejemplo, contra las revueltas sociales, aunque no frente a Irán.

Conclusión:Como casi siempre en la geopolítica del petróleo, en el análisis final todas las consideraciones previas nos devuelven al punto de partida: la rivalidad entre Irán y Arabia Saudí, que marcan en buena medida las posiciones de la OPEP; y las relaciones entre ésta y EEUU, principal exportador y consumidor mundial, respectivamente, buena parte de las cuales giran precisamente alrededor de la contención de Irán. Este delicado equilibrio regional se ha visto complicado por la situación de inestabilidad de la región, pero la relación de fuerzas no ha variado gran cosa.

Más allá de la geopolítica, la liberación de reservas ha tenido un efecto inmediato e importante en los mercados, como ya ocurrió en las ocasiones anteriores en que fue empleada, aunque en esta ocasión pueda tener un carácter más efímero dada la complejidad de la situación, como muestra el retorno a los niveles de precios previos al anuncio de la intervención (pero inferiores a los previos a los rumores y primeros avisos). Aunque haya conseguido limpiar el mercado de algunas operaciones de especulación, resulta dudoso que logre cambiar la dinámica de unos mercados cuyas grandes tendencias de fondo siguen a los fundamentales que marcan la evolución de la oferta y la demanda: y según las diferentes proyecciones, en los próximos trimestres seguirán faltando barriles. En ese sentido, la medida no constituye una política energética consistente en el tiempo y no parece que pueda alterar mucho los grandes escenarios de oferta y demanda a largo plazo. No obstante, deberá seguirse con atención la respuesta de los mercados cuando los barriles liberados empiecen a llegar a los consumidores en las próximas semanas antes de poder evaluar la situación de manera más rigurosa.

Lo que sí ha cambiado es que los miembros de la AIE han decidido tomar la iniciativa con medidas inéditas hasta la fecha, hasta el punto de que resulta necesario plantearse si esto supone una nueva etapa para la AIE y en qué podría consistir. Pese a los alegatos contra la especulación, la medida pretende presionar a la OPEP y señalar que los países industrializados esperan el aumento de producción de Arabia Saudí. Han puesto la decisión de los saudíes en el foco de la discusión y le han pasado el mensaje de que quedan a la espera, aunque al mismo tiempo hayan podido reducir su capacidad de negociación con los halcones del cártel. Ahora sólo falta esperar que ese aumento de producción se materialice y cuál es su magnitud e impacto sobre la evolución del mercado. Las restricciones marcadas por la posición de la OPEP y la decisión de los miembros de la AIE pueden limitar el margen de maniobra saudí a corto plazo, pero la prioridad de la monarquía se sitúa en la estabilidad a largo plazo. Por ello, su principal restricción es atender las demandas sociales para evitar movilizaciones como las surgidas en sus vecinos, y este segundo cambio tal vez sea el más significativo.

De nuevo habrá que esperar a ver qué es capaz de hacer esta vez Arabia Saudí, pero por primera vez desde hace tiempo también deberán seguirse con igual atención las actuaciones de la Agencia.

NOTAS:
[1] Sobre el impacto de la situación en Libia véase G. Escribano (2011), “Energía en el Norte de África: vectores de cambio”, Documento de Trabajo, nº 13/2011, Real Instituto Elcano, 6/VII/ 2011.

[2] G. Escribano (2011), “Primavera en Viena”, Nota nº 36, Observatorio: Crisis en el Mundo Árabe, Real Instituto Elcano, 20/VI/2011.

Introducción

Los acontecimientos que se han sucedido en el Norte de África desde el comienzo de las revueltas en Túnez tienen claras implicaciones energéticas. Con la excepción del caso de Libia (y es una gran excepción), los temores acerca de posibles interrupciones de suministro por parte de los productores norteafricanos y el bloqueo de los corredores energéticos egipcios, básicamente al tránsito por el canal de Suez y el oleoducto Sumed, no se han materializado. Este aspecto es importante para Europa, pero sobre todo para España, que importa en mayor medida del Golfo Pérsico que el conjunto de la UE (más del 20% del petróleo importado por España procede de Irán, Arabia Saudí e Irak, y más del 17% del gas natural de Omán).[1]

Ciertamente, en Libia se ha interrumpido el suministro de gas y petróleo, pero también se han producido otras perturbaciones significativas. Inmediatamente después de la salida de Ben Alí el caos en que quedó sumido transitoriamente Túnez hizo que las exportaciones argelinas de gas a Italia a través del gasoducto Transmed, una parte del cual transcurre por Túnez, cayeran en un 40%, pero rápidamente retomaron su nivel normal. El gasoducto árabe (Arab Gas Pipeline) que exporta gas egipcio a Siria y Jordania y, mediante su conexión con el ramal Arish-Ashkelon, a Israel, ha padecido al menos dos ataques en los últimos meses que han interrumpido el suministro de manera prolongada a sus destinatarios. No obstante, el Canal de Suez y el Sumed (7% del comercio mundial de GNL y cerca del 10% del de crudo sumando el canal y el oleoducto) no se han visto afectados, ni tampoco las exportaciones argelinas, salvo la breve interrupción ya mencionada en el Transmed.

Aunque estas perturbaciones han tenido un impacto a corto plazo sobre los precios y la logística de la industria, no han alterado de manera sustancial los fundamentales del mercado, en el sentido de que éste ha sido capaz de ajustarse mediante precios y sustituyendo la producción libia por la de otros orígenes geográficos, básicamente África Occidental. Debe recordarse que los países del Norte de África nunca han interrumpido voluntariamente sus suministros a la UE, incluso en situaciones tan extremas como las atravesadas por Argelia en la década de los 90 o el embargo parcial impuesto a Libia a raíz del atentado de Lockerbie. Los hidrocarburos son el principal componente del PIB de Argelia y Libia, y aportan cerca del 16% del PIB egipcio (al que puede sumarse el 3,5% del PIB que suponen las rentas del Canal de Suez), por lo que el coste económico de interrumpir los suministros es inasumible para estos países.

Una vez calmadas las incertidumbres a corto plazo referidas a las interrupciones en el abastecimiento de gas y petróleo, el nuevo contexto del Norte de África influye sobre todo por la posibilidad de que altere las futuras condiciones de producción y exportación de los hidrocarburos de la región. Es decir, no tanto porque se produzcan interrupciones de suministro sino por la posibilidad de que se vean frenadas las inversiones en el upstream y las infraestructuras de exportación a raíz de un cambio de preferencias de los gobiernos. Hace años que los analistas advierten de las necesidades de inversión en exploración y producción en el conjunto de Oriente Medio y el Norte de África, y la actual situación política no parece que vaya a facilitar ese proceso en el corto plazo. En el World Energy Outlook de 2005, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) ya advertía de que un “Escenario de Inversiones Diferidas” en la región conllevaría una producción de hidrocarburos mucho más baja que impulsaría al alza los precios.

Pero también es importante contemplar un escenario a más largo plazo en que unos regímenes nuevos puedan, si se superan las dificultades económicas de la transición política, proveer condiciones más atractivas a la inversión en el upstream y mejorar así de manera simultánea sus oportunidades de crecimiento y la seguridad energética europea, y española, en el futuro. Para poder participar de las oportunidades de un escenario de este tipo, parece importante plantear estrategias de posicionamiento tanto por parte de las empresas como de los gobiernos, como de hecho ya está sucediendo. Sería importante que España no permaneciese al margen de este proceso de reflexión y reconfiguración estratégica en una región fundamental para su abastecimiento energético. En los últimos 12 meses, el 33,3% y 7,9% de las importaciones españolas de gas procedieron de Argelia y Egipto, respectivamente, mientras que en ese mismo periodo Libia representó el 11,8% de las importaciones españolas de crudo.

En las páginas que siguen se desarrollan tres vectores concretos referidos a los productores regionales: Argelia, Egipto y Libia. En primer término, se analiza en qué medida la nueva situación puede afectar a las políticas de extracción y exportación de Egipto y Argelia. En segundo lugar, se muestra cómo el malestar social limita la necesaria reforma de los sistemas de subsidios al consumo de energía vigentes en la mayoría de estos países, especialmente en Egipto y Argelia. Ambos vectores reducen a corto plazo el espacio de la política energética de la región y pueden suponer la alteración de los escenarios previstos en productores clave para Europa como Argelia y Egipto. Finalmente, dado que el conflicto libio ha retirado del mercado a un suministrador estratégico de la UE, se plantea el doble interrogante de cómo los aspectos energéticos influyen en la evolución del propio conflicto y, sobre todo, cómo preparar la posguerra en un país complejo del que se tiene una información incompleta, salvo que alberga las mayores reservas de hidrocarburos de África.

Cambio de preferencias en las políticas de extracción y exportación de Egipto y Argelia

El primer país norteafricano exportador de hidrocarburos en verse afectado por un cambio de régimen fue Egipto. Aunque no tiene el peso de Argelia en los mercados energéticos mundiales, es un actor importante que cuenta con más del 2% de la producción y las exportaciones mundiales de gas, y más del 1% de las reservas probadas.[2] Aunque en menor medida que Argelia, también es un suministrador estratégico de gas para Europa y España. Los principales compradores de gas egipcio son precisamente EEUU y España, seguidos por el mercado sub-regional (básicamente Jordania, Israel y Siria) y, con un menor peso, otros mercados europeos, esencialmente Francia y el Reino Unido, y asiáticos. Para España, Egipto representó en el último año casi el 8% de las importaciones de gas natural, siendo su tercer proveedor en el Norte de África y Oriente Medio sólo por detrás de Argelia y Qatar.[3]

El sector egipcio del gas ha experimentado un rápido desarrollo durante la última década, pasando de una producción de 2 bcm a 64 bcm entre 1980 y 2009.[4] No obstante, la exportación se ha visto limitada por el fuerte aumento de la demanda interna, que ha crecido al 8% durante la última década debido a la demografía, la urbanización y la modernización económica y social del país. En 2009, el consumo interno supuso más del 70% de la producción de gas. El grueso de las exportaciones se basa en el GNL, con una capacidad de licuefacción de 16 bcm, aunque las exportaciones se situaron de media entre 2007-2009 en los 14 bcm, y alrededor de 5 bcm fueron exportados por gasoducto a Jordania, Israel y Siria.

El gobierno egipcio ha mantenido para las reservas de gas la denominada política de los tres tercios: un tercio para cubrir las necesidades domésticas, otro para la exportación y el último para las generaciones futuras. Egipto ha intentado atraer inversiones extranjeras para modernizar y desarrollar todos los segmentos del sector gasista, desde la producción y exploración hasta la comercialización y distribución (Gas Natural Fenosa dispone de una planta de licuefacción de gas en el país). No obstante, la presión sobre las exportaciones ha ido en aumento en los últimos años. Ya antes del derrocamiento de Mubarak había fuertes presiones populares en contra de aumentar las exportaciones de gas y a favor de redirigir la producción hacia el mercado doméstico. Esta tendencia se ha acelerado con las revueltas y la mayor voz de la población en las decisiones económicas del gobierno.

Las presiones han sido especialmente intensas para las exportaciones destinadas a Israel, que depende en más de un 40% del gas egipcio. Uno de los aspectos que más malestar interno levanta es la queja de que los precios estipulados en los contratos son demasiado bajos, especialmente con Israel, pero también con Jordania y Siria. El gasoducto que atraviesa el Sinaí ha sido objeto de sabotajes atribuidos históricamente a las tribus beduinas de la Península, donde los enfrentamientos con las fuerzas de seguridad son frecuentes. Sin embargo, también se ha especulado con que las acciones más recientes de sabotaje pudieran tener su origen en grupos islamistas radicales. En febrero, una explosión en el gasoducto cortó las exportaciones a Israel y Jordania durante más de un mes. La terminal de al-Sabil, cerca de Israel, fue atacada de nuevo a finales de abril, forzando de nuevo el cierre del gasoducto, probablemente durante más tiempo.

Esta situación afecta gravemente a Israel y Jordania, muy dependientes del gas egipcio. En el caso de Israel, probablemente impulse una reorientación de su política de abastecimientos, y acelere el desarrollo de sus yacimientos offshore de gas y el tránsito hacia el GNL. En ese caso, en el futuro una parte importante de las exportaciones egipcias de gas podrían quedar liberadas para redirigirse hacia otros mercados. Más allá de las implicaciones sobre los mercados energéticos, el impacto geopolítico puede ser relevante. Debe recordarse que Israel prefirió adquirir gas egipcio antes de contratar suministros del campo offshore de Gaza Marine, participado por British Gas, por el doble motivo de no depender en sus aprovisionamientos de la franja de Gaza y de no proporcionar a Hamas recursos económicos adicionales. En realidad, el gas de Gaza Marine sería exportado a Egipto y, mediante swap, enviado a Israel a través del gasoducto Egipto-Israel.[5] El resultado final para Israel sería claramente subóptimo si tuviese que afrontar la interrupción de suministros y/o la renegociación de las condiciones de los contratos con Egipto, motivo por el cual reinició en marzo de este año una ronda de negociaciones para adquirir el gas de Gaza tras el primer sabotaje de la terminal de al-Sabil.[6]

La presión se ha extendido al conjunto de las exportaciones egipcias y en los últimos años se ha paralizado la firma de nuevos contratos, retrasando los planes del gobierno para desarrollar la exportación y la exploración, especialmente en zonas offshore, más prometedoras pero donde las inversiones necesarias son mayores. A finales de abril, el nuevo gobierno ordenó una revisión de los precios y volúmenes negociados en los contratos de suministro con Israel, Jordania y el operador del tren de GNL de Damietta, SEGAS. Una semana antes la Fiscalía General había ordenado la detención del ex-ministro del Petróleo por facilitar la exportación de gas a Israel a precios inferiores a los de los mercados internacionales.

Evidentemente, los injustificables niveles de pobreza energética padecidos por un país con recursos de gas importantes han generado un gran malestar social. Basta recordar aquí que Egipto se sitúa por debajo de Cuba en el índice de desarrollo energético de la AIE.[7] Este malestar se ve agravado por las sospechas de malversación y corrupción en los contratos de exportación por parte del régimen anterior. Pese a ello, las exportaciones de gas siguen siendo una de las mejores opciones del país para ayudar a financiar su transición política y apoyar el crecimiento económico a largo plazo. Paradójicamente, la única forma de asegurar la satisfacción de las necesidades domésticas puede ser aumentar las exportaciones, pues ambas requieren inversiones importantes que sólo pueden acometer las compañías internacionales.

Respecto a la situación económica egipcia, las reservas de divisas del país han caído más del 20% entre diciembre 2010 y abril de 2011, situándose en este último mes en unos 28.000 millones de dólares, apenas siete meses de importaciones. Ello implica una necesidad imperiosa de reequilibrar la balanza por cuenta corriente, que ha sufrido un fuerte deterioro en los últimos meses, pasando de un déficit de menos del 2% del PIB en 2010 a cerca del 7% en 2011 según las previsiones del Economist Intelligence Unit. Es evidente que en el corto plazo Egipto no podrá contar con nuevos recursos gasísticos, pero una parte de las exportaciones dirigidas por gasoducto al mercado subregional (léase Israel) susceptibles de interrupción y/o renegociación puedan desviarse hacia los mercados internacionales aprovechando la capacidad excedente de licuefacción, estimada en unos 2 bcm.

Respecto a Argelia, aunque no haya experimentado revueltas de la magnitud de las vividas en Egipto o Túnez, sí ha registrado numerosas protestas sociales desde hace varios años que se han intensificado por el efecto contagio de sus vecinos en los últimos meses.[8] Estas protestas incluyen la inmolación de numerosos ciudadanos argelinos, un gran número de huelgas de diferentes colectivos (incluyendo de los trabajadores de los sectores del gas y del petróleo) y una presión política creciente por parte de organizaciones opositoras sobre el gobierno para redistribuir de manera más equitativa las rentas generadas por los hidrocarburos y emprender reformas políticas.

Es cierto que el espectro de una revolución a la tunecina o a la egipcia se ha visto frenado por el trauma que supuso la guerra civil de la década de 1990, generando una repulsa generalizada entre la población y la clase política a cambios bruscos que puedan entrañar una nueva ola de violencia e inestabilidad. Pero ello no impide que las preferencias del gobierno en materia de políticas de extracción y exportación puedan cambiar ante una situación nueva que buena parte de la clase política parece no saber muy bien cómo afrontar.

Argelia representa aproximadamente el 3% de la producción de gas natural y el 6% de las exportaciones mundiales y cuenta con las segundas reservas de gas de África, sólo por detrás de Nigeria. Recientemente, Yousef Yousfi, ministro argelino de Energía, ha aseverado que el país cuenta también con abundantes reservas de gas no convencional. De hecho, a finales de abril de este año Sonatrach firmó con Eni un acuerdo de cooperación para la exploración de shale gas, si bien dicho acuerdo no implica el compromiso por parte de Eni de desarrollar el gas no convencional en el país. El escaso éxito de las últimas rondas de adjudicación de licencias para la exploración y producción, así como las complejas y costosas tecnologías que implica el desarrollo del gas no convencional parecen poner en duda que puedan cerrarse contratos en firme bajo los términos actualmente ofrecidos por el gobierno.

En todo caso, la importancia estratégica de Argelia en las importaciones europeas de gas es muy superior a la de Egipto. Argelia es el tercer proveedor de gas de la UE tras Rusia y Noruega, suministrando alrededor del 25% de las importaciones de gas comunitarias, y primero de España e Italia. Las importaciones españolas de gas argelino alcanzaron en los últimos 12 meses el 33% del gas natural importado por España (aproximadamente un 20% importado por gasoducto y el 13% restante como GNL) y cerca de la cuarta parte del exportado por Argelia. España es el segundo mercado del gas argelino, por detrás de Italia, y muy por delante de Francia.

La entrada en funcionamiento del gasoducto Medgaz refuerza la interdependencia gasística hispano-argelina, tanto por el aumento de la capacidad de exportación como por la participación de Sonatrach en el mismo y, por tanto, en el downstream español. La participación en el Medgaz otorga a Sonatrach Gas Comercializadora, la subsidiaria española de Sonatrach, casi 3 bcm para comercializar en España. No obstante, la conjunción de dinamismo de la demanda de gas en Argelia, su incapacidad para aumentar la producción y la atonía de la demanda española ponen en duda la plena utilización del Medgaz, cuya entrada en funcionamiento en 2011 se ha retrasado sucesivamente sobre la fecha prevista de 2009.

La interdependencia energética hispano-argelina tiene también otras dimensiones. Cepsa, ya presente en el país y socio del Medgaz, firmó un acuerdo de exploración y producción en la cuenca de Berkine a finales de marzo de este año. Cepsa se ha convertido así en la única compañía internacional que ha conseguido un bloque en la última ronda de adjudicación de licencias en el upstream argelino. Por otro lado, la disputa comercial que enfrenta a Sonatrach con Gas Natural Fenosa por valor de 2.000 millones de euros en concepto de pagos retrospectivos por aumentos de precios no abonados entre 2007 y 2009 acaba de resolverse con la entrada de Sonatrach en el capital de la compañía española y la posible participación de Gas Natural Fenosa en el Medgaz.[9]

Argelia es una economía dominada por los hidrocarburos, a diferencia de Egipto, que cuenta con una economía más diversificada. Los hidrocarburos representan más de la mitad del PIB, casi las tres cuartas partes de los ingresos fiscales del país y el 97% de sus exportaciones, un grado de concentración de las exportaciones que se encuentra entre los más altos del mundo y que Argelia ha sido incapaz de remediar en los últimos 40 años.[10] Pero al problema de la ausencia de diversificación se ha añadido la evidente incapacidad del país para alcanzar los objetivos fijados de exportación de gas: 85 bcm para 2010 y 100 bcm en 2020 frente a los 55 bcm efectivamente exportados en 2010.

Algunos analistas han planteado que los estrangulamientos observados en las exportaciones de gas se deben a problemas en el upstream argelino y no a sus infraestructuras de exportación, que se habrían desarrollado más rápido de lo que las actividades de exploración y producción pueden alimentar; en ese caso, hasta que la nueva oferta llegue al mercado hacia 2014-2015, la política de exportación argelina se basaría en maximizar el valor de las exportaciones, y no en mantener la cuota de mercado como ha ocurrido en el pasado.[11] Otros autores han alertado de los problemas planteados por lo que el establishment argelino (al igual que otros productores mundiales) siempre consideró una política de extracción demasiado agresiva por parte del anterior ministro de Energía, Chakib Khelil.[12]

En todo caso, el énfasis en atender las demandas internas de gasto social derivadas de la nueva situación política en el Norte de África puede desviar las necesarias inversiones por parte de Sonatrach en el upstream. Debe recordarse que la demanda de gas en Argelia creció a un ritmo superior al 8% entre 1970 y 2005. Adicionalmente, sin un cambio de las vigentes condiciones exigidas a las empresas extranjeras, que han desincentivado la inversión en los últimos años, Argelia no puede tampoco contar con su aportación para compensar eventualmente dicho desvío de recursos.

Por otro lado, la preferencia por los contratos a largo plazo, otro de los ejes de la política de exportación de gas de Argelia, puede necesitar adaptarse a las nuevas condiciones del mercado del gas. Éste se encuentra cada vez más desacoplado del mercado del petróleo y afectado por el auge del gas no convencional en EEUU y, tal vez en el futuro, en algunos países de la UE como Polonia. Pero además, el desarrollo del mercado del GNL ha permitido a nuevos productores irrumpir en los mercados europeos de gas, aumentando la competencia y amenazando la cuota de mercado de Argelia, especialmente en el contexto descrito en el párrafo precedente de cambio en las preferencias exportadoras argelinas desde un objetivo de mantenimiento de cuotas de mercado a otro de maximización del valor de las exportaciones. Todos estos vectores apuntan a una política de inflexibilidad en los precios pero de flexibilidad en las cantidades sin alterar la estrategia basada en los contratos a largo plazo. La actual situación político-social del país refuerza esta tendencia.

En general, tanto en Egipto como en Argelia, o en Libia antes del estallido del actual conflicto, el upstream de gas y petróleo padece de unas condiciones poco atractivas para la inversión, sobre todo en términos fiscales. La situación actual de mayores necesidades presupuestarias dificulta revertir esa tendencia y, de hecho, puede reforzarla. Una de las formas de maximizar a corto plazo la renta de los hidrocarburos en un contexto de precios elevados del crudo es precisamente endurecer su fiscalidad.[13] En ese caso, las inversiones en el upstream seguirán siendo reducidas y el potencial de producción y exportación no se verá realizado, privando a largo plazo a las economías productoras del Norte de África de un factor fundamental de crecimiento económico y a Europa de nuevos recursos energéticos en su vecindad. El sector egipcio del gas necesita inversiones importantes para abastecer el crecimiento de su demanda interna a medio y largo plazo. Ya antes del cambio de gobierno los analistas consideraban que esas inversiones sólo podían proceder del sector privado y que para ello se requerían reformas importantes de las políticas egipcias.[14] La nueva situación refuerza la importancia de esas inversiones privadas ante las nuevas demandas que debe atender el sector público, pero la incertidumbre dificulta la participación de las compañías extranjeras.

Respecto a las políticas de exportación, la llegada del nuevo gobierno egipcio puede alterar las preferencias tradicionales del país y reducir el porcentaje de reservas asignado a las exportaciones, aunque a corto plazo ese riesgo parece afectar sobre todo a los precios estipulados con Israel y, en menor medida, Jordania. En el largo plazo, la oposición popular a aumentar la exportación de gas también puede afectar a la construcción de nuevas infraestructuras de exportación. Por otro lado, la inestabilidad en Siria pone en duda la realización del tramo del Arab Gas Pipeline en este país y por tanto su conexión con Turquía y el mercado europeo. En el caso argelino, los ambiciosos objetivos de exportación de gas parecen más inalcanzables en presencia de presiones sociales en contra del descenso de los subsidios internos y de políticas de extracción más agresivas. En suma, si no se consigue mejorar la situación presupuestaria de estos países, puede darse un estancamiento de sus niveles de producción y exportación, con el consiguiente perjuicio a largo plazo para su propio desarrollo económico y el abastecimiento de los importadores europeos.

Subsidios y demanda doméstica

Ya se ha apuntado que la demanda de energía en Argelia y Egipto ha aumentado rápidamente en los últimos años. Entre 1975 y 2005 la demanda de energía primaria creció a una tasa anual media del 5,9% y 5,4% en Egipto y Argelia, respectivamente, mientras que en Libia lo hizo al 7,2%. Entre esos mismos años la demanda de gas aumentó a una tasa anual cercana al 19% en Egipto, al 8% en Argelia y al 5% en Libia. Esas tasas son incluso superiores al aumento de la demanda de petróleo, salvo en Libia, donde ésta aumentó al 9% frente al 4,5% en Egipto y el 3,2% en Argelia. Las proyecciones de 2008 de la OME apuntaban a un crecimiento de la demanda de gas para 2005-2030 en el entorno del 3% anual para ambos países, una tasa similar a la proyectada para el conjunto de la demanda energética.[15] No obstante, probablemente esas tasas deberán ser revisadas al alza ante la ausencia de reformas de calado en las políticas de demanda de los últimos años y, eventualmente, también de los próximos.

Esa ausencia de políticas de demanda se traduce en que el nivel de subsidio que recibe el consumo energético en varios países norteafricanos es elevado, ya sea de manera directa o implícita mediante precios muy por debajo del coste de oportunidad. El ejemplo más claro lo constituye la subvención que reciben los combustibles fósiles: en Egipto, oscila entre el 75% al diesel y el 12% a la gasolina; en Argelia, entre el 75% al diesel y el 40% a la gasolina; en Libia, entre el 85% al diesel y el 75% a la gasolina; en Marruecos y Túnez el diesel tiene una baja imposición, pero la gasolina sí tiene un nivel impositivo relativamente elevado (71% en Túnez y 130% en Marruecos, comparables al 120% imperante en España).[16]

La electricidad y el gas registran precios artificialmente bajos en Egipto y Argelia, y el conjunto del sector está muy subvencionado, tanto en lo que respecta al consumo de los hogares como a determinadas industrias intensivas en energía. En Egipto, los subsidios al consumo de energía alcanzan el 9% del PIB, y en Argelia y Libia se sitúan en torno al 4% del PIB.[17] Este nivel de subvención desincentiva la eficiencia y ha generado un fuerte aumento de la demanda interna, además de tener un coste presupuestario importante que se añade al de las subvenciones a los alimentos. En el actual contexto de demandas sociales por parte de la población, la reducción de los subsidios, que Egipto planeaba llevar a cabo a finales de 2011 (doblando el precio del gas a los consumidores industriales), no parece factible, y por tanto las políticas de demanda carecen de margen para moderar el crecimiento de la demanda interna. El gobierno argelino ha proporcionado otro buen ejemplo de ello al anunciar ya en enero, con el inicio de las revueltas, que mantendría el subsidio de 7.000 millones de dólares al gas empleado para la generación eléctrica.

En Egipto, el gobierno provisional ha pedido al Consejo Supremo de las Fuerzas Armadas un aumento sustancial de los subsidios, especialmente a los alimentos. No obstante, el grueso del presupuesto dedicado a los subsidios se destina a los combustibles a través de la Egyptian General Petroleum Corporation, cuya asignación supone casi el 70% de los subsidios presupuestados para el año fiscal 2010/2011, frente a algo más del 10% asignado a los subsidios a alimentos, cuyo importe el gobierno quiere casi doblar. El presupuesto propuesto por el nuevo gobierno egipcio contempla un aumento del 30% en los subsidios a los combustibles respecto al del año anterior, hasta alcanzar los 16.600 millones de dólares, equivalente a la quinta parte del gasto público.[18] Estas mayores presiones de gasto corriente en forma de subsidios a los productos básicos, aumentos de los salarios públicos (subida del 20%) e inversiones públicas, así como la introducción de un salario mínimo (117 dólares mensuales), se producen además en una coyuntura económica difícil. El ministro de Economía, Samir Radwan, ha admitido que la economía se contrajo entre enero y marzo de 2011 en un 7%. Las previsiones del FMI en su World Economic Outlook de abril de 2011 asumen una contracción del PIB egipcio del 3,5% entre enero y junio de este año.

Como ya se ha apuntado, atender a las necesidades domésticas sin contar con margen de actuación sobre los subsidios al consumo reduce a corto plazo el espacio de la política energética egipcia. Pero sí habría margen para medidas de política energética que permitan una focalización (targeting) de los subsidios para que verdaderamente alivien la pobreza energética de los segmentos de la población más desfavorecidos del país. Este es uno de los grandes retos de la política energética que afronta la región en los próximos años, especialmente en los países productores de hidrocarburos, pero también en algunos países consumidores, si bien en menor medida. En el caso de Egipto, los subsidios y bajos precios de la energía se suelen justificar socialmente, pero en realidad encubren intereses industriales y de las elites gobernantes.[19]

La “vieja guardia” del régimen se ha opuesto tradicionalmente a las reformas del sistema de precios al considerar que ello significaría una pérdida del poder del Estado para redistribuir rentas. Por otro lado, los empresarios afines al régimen de Mubarak han capturado las rentas de los subsidios para enriquecerse gracias a los bajos precios domésticos de la energía en sectores como el acero y la cerámica;[20] este componente de economía política se aplica también al ejército, que tiene intereses importantes en la industria siderúrgica.

En Argelia la situación económica es más holgada. Los altos precios del crudo (y por tanto del gas en virtud de la indexación de los contratos) se han traducido en unas reservas de divisas superiores  a los 160.000 millones de dólares a finales de 2010. Dada la baja capacidad de absorción de los ingresos por exportaciones de hidrocarburos de su economía, el país ha adoptado una política extremadamente prudente, colocando buena parte de esas divisas en activos muy seguros pero de rendimiento reducido, básicamente deuda estadounidense. Esa política, adecuada para países exportadores de hidrocarburos con dificultades para encontrar inversiones domésticas con rendimientos elevados como Noruega o los países del Golfo, no resulta necesariamente óptima para Argelia, que podría obtener rendimientos muy superiores con las inversiones locales que requiere su economía.

Pese a ello, en el nuevo contexto regional Argelia ha preferido dedicar parte de sus excedentes a calmar el malestar social con subidas salariales y de los subsidios básicos. A principios de mayo de este año, el gobierno decidió aprobar un presupuesto suplementario que supone un incremento del gasto de cerca del 25% respecto al inicial, con el objetivo de cubrir un aumento salarial a los trabajadores del sector público, incrementar los subsidios a los alimentos básicos y destinar nuevos fondos a la creación de empleo para los jóvenes y la construcción de viviendas sociales. Argelia ya ha anunciado que piensa financiar sus programas de gasto recurriendo a las reservas de divisas de su fondo de estabilización de hidrocarburos, estimadas en cerca de 65.000 millones de dólares a finales de 2010.

Es cierto que los altos precios del crudo (y por tanto del gas exportado por Argelia) facilitarán la financiación de dichos programas, sobre todo teniendo en cuenta que el presupuesto argelino se basa en un precio de 37 dólares por barril, muy inferior al precio medio alcanzado en los mercados durante el año en curso y, previsiblemente, durante lo que queda del mismo. Pero esa inyección de fondos supone una ruptura con la prudencia macroeconómica seguida en los últimos años por el gobierno argelino, consistente en esterilizar los saldos para evitar los problemas de la ‘enfermedad holandesa’ padecida por el país en el pasado. Esto es especialmente crítico en lo referido al aumento de las tensiones inflacionistas ya registradas a causa del reciente programa de gasto en infraestructuras, de cerca de 300.000 millones de dólares para el período 2010-2014. No obstante, el gobierno ya fue incapaz de llevar a cabo programas de gasto similares para fomentar el empleo y la construcción de viviendas contemplados en el Plan de Desarrollo 2005-2009, por lo que hay dudas de que ahora sea capaz de obtener mejores resultados.

La nueva situación política del Norte de África apunta a que la falta de determinación política para abordar la reducción de subsidios (o aumento de precios) energéticos al consumo doméstico puede intensificarse en el corto plazo. Al igual que ocurre con las políticas de extracción y exportación, la prioridad política ha pasado a ser la estabilidad, que implica la sostenibilidad de la reforma política en Egipto y la supervivencia del régimen en Argelia. Por tanto, en el corto plazo la evolución del consumo doméstico de gas en ambos países no podrá ser gestionada con políticas de demanda, básicamente mediante la necesaria reducción de subsidios al consumo de gas y electricidad.

También aumenta la tentación de recurrir a gravar fiscalmente al sector para financiar esos mismos subsidios. La única alternativa sería diseñar nuevos esquemas de apoyo al consumo menos costosos y, sobre todo, más focalizados en los consumidores de rentas más bajas. Si dicha tendencia no puede revertirse en el medio y largo plazo, añadirá presión a la eventual reorientación de las políticas de extracción y exportación ya analizadas.

Libia tras el conflicto

Libia ha sido el primer gran exportador de crudo en que las revueltas de la región se han traducido en una interrupción duradera del suministro de hidrocarburos. El país representa más del 3,3% de las reservas mundiales de crudo, las mayores de África, el 2% de la producción y el 2,6% de las exportaciones mundiales de crudo. Su relevancia en el mercado del gas natural es menor, suponiendo menos del 1% de las reservas, el 0,5% de la producción y algo más del 1% de las exportaciones mundiales. Además, dado que grandes zonas del país permanecen inexploradas, es previsible que esas cifras aumentasen si se diese un contexto más favorable para la inversión en exploración y producción.

Aunque estos porcentajes puedan parecer modestos, su relevancia en los mercados, especialmente europeos, es muy superior a su mera importancia volumétrica, como muestra que ante la pérdida del 1% de la producción mundial por la paralización de la producción libia, los mercados reaccionaran con un aumento de los precios cercano al 30%. Esta reacción aparentemente desproporcionada se debe ante todo el aumento del riesgo geopolítico, al afectar las revueltas por primera vez a un exportador estratégico de crudo. La crisis desatada en Libia muestra no sólo que los regímenes petroleros no son inmunes a la ola de cambio que recorre la región, sino que en este tipo de países, a diferencia de lo que ocurre en economías más diversificadas y por tanto con estructuras de poder económico más difusas, puede degenerar en una violenta lucha por captar las rentas de los hidrocarburos.[21]

Desde una perspectiva geoeconómica, la importancia del crudo libio (y argelino) reside básicamente en tres elementos.[22] Primero, su cercanía a los mercados europeos, que reduce los costes y facilita la logística en relación a fuentes alternativas (el transporte desde el Golfo supone 10-12 días más de navegación y atravesar Suez), si bien estos efectos tienden a diluirse en el largo plazo. En general, los mercados se ven más afectados y de forma más inmediata cuanto más próximos sean los orígenes geográficos objeto de la interrupción de suministro, salvo en caso de que puedan sustituirse por fuentes alternativas homologables en calidad y tiempo de transporte.

En segundo lugar, los crudos libios (como los argelinos) son de alta calidad, ligeros y dulces (con bajo contenido en sulfuro), fáciles de procesar en refinerías sencillas incapaces de refinar crudos pesados y amargos, y en ocasiones utilizados en mezcla para rebajar la densidad de crudos más pesados; por tanto, su pérdida es más difícil de gestionar que la de los crudos pesados, tanto por estas características como por el hecho de que el grueso de la capacidad ociosa mundial es de crudo pesado (en concreto Saudí). Así, el grado Es Sider, el más importante en Libia, es ligeramente más pesado que el Brent pero tiene un menor contenido en sulfuro, mientras que el grado Sirtica es más ligero que el Brent.La importancia de las calidades del crudo se ve realzada en el caso de la UE por el hecho de que parte de las refinerías europeas están adaptadas a esos crudos ligeros y dulces norteafricanos que facilitan el cumplimiento de la normativa comunitaria sobre contenido en sulfuro.

Finalmente, varias compañías petroleras europeas han tenido que evacuar a su personal y paralizar las operaciones, con el consiguiente impacto logístico y económico, no sólo en la producción, sino también en el comercio de derivados. En el caso de Italia, buena parte del crudo importado de Libia (alrededor de la cuarta parte de las importaciones italianas) es procesado y reexportado, por lo que la interrupción libia puede reducir dichas reexportaciones, tensionando los mercados regionales de productos derivados, si bien hasta la fecha no parece haberse producido dicho efecto. Debido a la crisis económica Europa cuenta con cierta capacidad excedentaria de refino, lo que ha aminorado en cierta medida la amplitud del efecto sobre los precios de los derivados, aunque éste haya sido importante.

En el caso de España, las importaciones de crudo libio representaron el 12,5% de las importaciones en el último año, un porcentaje similar al de Arabia Saudí, pero como se ha apuntado en el párrafo precedente, para Italia esos porcentajes son mucho mayores. De hecho, la actitud reticente de Alemania y de Italia ante la imposición de una zona de exclusión aérea por parte de la coalición internacional no debería suponer ninguna sorpresa, pues fueron precisamente ambos países los que ya salvaron a Libia de un embargo total a principios de los años 90, cuando la propia Libia ya se esperaba un tratamiento semejante al aplicado a Irak.[23]

En este contexto, la situación de Libia plantea una doble problemática. En primer lugar, el impacto sobre el equilibrio de fuerzas en conflicto en función de si los rebeldes son capaces de obtener ingresos a partir de los campos y terminales de exportación de crudo que controlan, y de si las partes disponen de combustible para mantener el esfuerzo bélico y abastecer a sus poblaciones de servicios básicos como gas, electricidad y agua. En segundo término, qué escenarios pueden manejarse de cara a la finalización del conflicto, sea cual sea su duración y resultado final; es decir, cómo preparar la etapa posterior al conflicto.

Respecto al problema del petróleo rebelde[24] y ante la negativa inicial de la comunidad internacional a facilitar financiación al Consejo Nacional de la Transición (CNT), éste ha pretendido exportar el crudo que Agoco produce en los campos del Este del país, especialmente en el campo de Sarir, el mayor de Libia, y el de Mesla, unidos por un oleoducto a la terminal de Tobruk, desde donde se exporta. La producción de Agoco, una empresa subsidiaria con sede en Benghazi de la compañía nacional libia de petróleo, se hundió tras la salida de las compañías extranjeras del país, los ataques de las fuerzas de Gaddafi a los campos bajo su control y la saturación de su capacidad de almacenamiento ante la imposibilidad de exportar.

Además de estos problemas, los rebeldes han debido superar varios obstáculos legales, puesto que el petróleo libio está sometido a embargo y pertenece a la compañía nacional, que podría denunciar los contratos concluidos con Agoco y, caso de mantenerse Gaddafi en el poder, represaliar a las compañías que compren el crudo rebelde. En el momento de escribir estas líneas (12/VI/2011) Qatar, Jordania, Gambia, Francia e Italia habían reconocido formalmente al Consejo, y España, EEUU, Dinamarca y los Países Bajos lo habían hecho de facto.[25] La UE no ha reconocido todavía la legitimidad del CNT, pero la alta representante anunció en marzo la apertura en Benghazi de una oficina permanente. EEUU ha invitado al CNT a abrir una oficina de representación en Washington y desde finales de abril la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Tesoro estadounidense permite las transacciones de crudo libio comercializadas por Qatar Petroleum o por el grupo Vitol, uno de los mayores comercializadores del mercado.

El embargo también plantea dificultades para los pagos contractuales corrientes de las compañías internacionales a la compañía nacional libia, que se está resolviendo mediante depósitos en custodia. Respecto al uso de los fondos del régimen libio bloqueados en bancos extranjeros, los rebeldes solicitaron que se les entregase al menos una parte de los mismos o que se les permitiese utilizarlos como aval para acceder a la financiación exterior. A principios de mayo, los aliados decidieron crear un fondo bajo supervisión del comité de Sanciones de Naciones Unidas dotado con los fondos congelados al régimen libio para canalizar recursos financieros a los rebeldes. Por el momento, el Fondo Transitorio de Financiación se nutrirá de aportaciones voluntarias de países como Qatar, Kuwait, Francia, Italia y Turquía.[26]

En relación a la disponibilidad de combustible, algunas fuentes apuntan que Trípoli padece una gran escasez debido al embargo, aunque no está claro hasta qué punto eso afecta a la capacidad militar de las tropas de Gaddafi. Su régimen sólo controla la refinería de Az-Zawia, en el oeste del país, que produce combustibles para el transporte y la generación eléctrica en Trípoli, pero también para alimentar el sistema de bombeo de agua del “Gran Río Hecho por el Hombre” que transporta el agua de los acuíferos libios del sur hasta la costa y resulta clave para el abastecimiento de agua. Algunos autores reportan rumores sobre los intentos de Gaddafi de aprovisionarse de combustible argelino, pero no hay evidencia de que eso haya ocurrido.[27] La situación no parece tan grave en materia de aprovisionamiento de gas. Aunque Eni hubo de interrumpir las exportaciones de gas a Italia a través del Greenstream, ha seguido suministrando a la población con consentimiento de Naciones Unidas por razones humanitarias.

Del lado rebelde la situación también es compleja, aunque Qatar les aprovisionó de combustible desde finales de marzo y parece que la situación ha mejorado considerablemente en las últimas semanas gracias a las importaciones de derivados. Por el momento los suministros de gas para la generación de electricidad no se han interrumpido en el este del país, pero sí en Misrata, cuya población también depende del gas para el funcionamiento de la desalinizadora que abastece de agua a la ciudad; en esta localidad el abastecimiento de gas se produce a través del puerto. Dado que la red eléctrica del país no está unificada, resulta complicado cortar la electricidad al conjunto del este del país, que además cuenta con interconexión con Egipto.

Desde una perspectiva estratégica, la gran cuestión es qué escenarios se abren en Libia de cara al futuro. Además del impacto inmediato que los hidrocarburos tienen sobre la correlación de fuerzas sobre el terreno, a largo plazo queda por ver la evolución de cuestiones tan relevantes como cuál será el resultado final del conflicto, quién se hará con el control de los recursos libios, en qué medida esos recursos podrán alcanzar los niveles de producción previos y ser exportados, y qué papel jugarán las compañías internacionales en su explotación. La evolución de todos estos aspectos es imposible de predecir, pero al menos pueden identificarse tentativamente algunos vectores que permitan acotar el grado de incertidumbre.

Respecto al resultado final del conflicto, todas las opciones permanecen abiertas: la partición, el derrocamiento del régimen o incluso una victoria de las fuerzas pro-Gaddafi. El Grupo de Contacto ha mostrado su determinación en terminar con el régimen gaddafista, y muchos observadores han apuntado que la cuestión no está en el “si”, sino en el “cuándo”. En el escenario de victoria rebelde, no obstante, como en cualquier otro, el “cuándo” es importante, pero puede serlo más el “cómo”. Si la actual situación se prolonga en el tiempo, la producción libia seguirá fuera del mercado tanto por el impacto del propio conflicto sobre la capacidad de producción y exportación del país como por la distorsión de sus relaciones exteriores: el embargo al régimen de Gaddafi le impide exportar; las dificultades legales afrontadas por el petróleo rebelde obstaculizan su salida al mercado.

Si la situación se prolonga en el tiempo, el escenario de partición se hará más plausible. Aunque es imposible aventurar la eventual demarcación entre zonas “rebeldes” y del “régimen”, la distribución de los recursos de hidrocarburos actual parece más beneficiosa para los rebeldes, que controlan buena parte de la cuenca de Sirte, donde se encuentran los principales campos del país que representaban cerca de las dos terceras partes de la producción libia, si bien la situación parece bastante cambiante y dichos campos han sido atacados repetidamente por las fuerzas de Gaddafi y han cesado su producción. No obstante, éste mantiene el control de los campos del sudoeste y los campos offshore del oeste del país, donde operan varias compañías internacionales.

Las infraestructuras de almacenamiento y las terminales de exportación de la parte central de Libia, situadas en el Golfo de Sirte, se encuentran actualmente en disputa, como las terminales de Ras Lanuf y Marsa el Brega; esta última alberga también la terminal de licuefacción desde la que se canalizan las exportaciones libias de GNL, dirigidas íntegramente hacia España y hoy paralizadas. Sólo las terminales de Tobruk y Benghazi, parecen aseguradas por el CNT, y la de Zawia por las fuerzas de Gaddafi.

En caso de partición este-oeste, el CNT podría mantener los campos de petróleo de la cuenca de Sirte, las terminales orientales del país y los oleoductos que transportan el crudo de los primeros a las segundas. Gaddafi podría conservar los campos de Murzuk y Al-Hamra, en el sudoeste, el oleoducto que transporta su crudo hacia la terminal de Zawia, la propia terminal y los campos offshore situados frente a Trípoli.[28] Eso dejaría el grueso de las reservas y la producción libia, y la mayor parte de sus infraestructuras de exportación en manos del CNT. En consecuencia, bajo el escenario de partición es de esperar que las fuerzas de Gaddafi se esforzasen por recuperar terreno en el Golfo de Sirte y continuar los ataques a los campos orientales en manos de los rebeldes.

Por otro lado, si el conflicto se enquista las probabilidades de que las infraestructuras de producción, transporte, almacenamiento y exportación sufran mayores daños también aumentan. Hasta la fecha parece que esos daños no han sido muy elevados, pero la incertidumbre al respecto es importante: algunas infraestructuras de extracción y almacenamiento han sido destruidas, pero el mayor riesgo probablemente resida en que no se tomasen las necesarias medidas técnicas preventivas, dada la apresurada salida del personal de las compañías internacionales. Por ejemplo, que los pozos no fuesen cerrados de manera adecuada y que la falta de mantenimiento dañe los yacimientos. En todo caso, parece evidente que incluso si el conflicto terminase de forma rápida la producción libia no llegaría a los mercados hasta varios meses más tarde, en el mejor de los casos. En función de las condiciones en que se encuentren las instalaciones, los niveles de producción previos podrían no recuperarse en años, como ocurrió con los campos iraníes tras la guerra con Irak, cuyo pico nunca se ha vuelto a alcanzar debido a los daños sufridos por los pozos, no por sabotajes o ataques, sino por una clausura inadecuada y la falta de mantenimiento y equipos.[29]

En caso de partición o de victoria de las tropas leales a Gaddafi, el escenario más probable sería el de sanciones al régimen gaddafista, esta vez sí de naturaleza semejante a las impuestas al Irak de Sadam Hussein tras su invasión de Kuwait. Ello implicaría un impacto mucho mayor sobre la producción de los campos bajo su control que el experimentado en la “década perdida” tras el embargo parcial aplicado a raíz del atentado de Lockerbie de 1988; y, probablemente, la práctica desaparición de la producción de esos campos para el mercado internacional, justo cuando empezaban a recuperarse de los efectos de dicho embargo.[30] El impacto sobre las compañías internacionales sería por tanto independiente del estado de sus relaciones con el régimen de Gaddafi: probablemente sus operaciones se verían paralizadas por un embargo de la comunidad internacional tanto en el caso de partición del país como en el de recuperación de los campos rebeldes por parte de las fuerzas leales a Gaddafi.

Una cuestión diferente es el eventual comportamiento del CNT de cara al sector de hidrocarburos, bien en los campos bajo su control en caso de partición, bien en el conjunto del país si finalmente expulsase a Gaddafi del poder. El escenario más favorable, y desde luego el preferido por los países occidentales de la coalición internacional que apoya a los rebeldes, sería que éstos consolidasen sus relaciones con los primeros y promulgaran una nueva legislación que incentivase las inversiones internacionales en el sector de los hidrocarburos. Además de un “pago por servicios prestados”, el CNT tendría así la posibilidad de reavivar la economía libia, satisfacer las demandas sociales de las bases rebeldes y ofrecer incentivos económicos a los sectores que pudiesen mantener cierta afinidad con el ancien régime. Pero todo esto requiere de la pre-condición de proveer por parte del CNT y la comunidad internacional la seguridad necesaria para que las compañías internacionales puedan operar los campos y reiniciar la producción, algo que en la actualidad parece complicado de alcanzar en el corto plazo.

Ese escenario ideal incluiría el acceso al poder de nuevas elites, la aplicación de un nuevo marco regulatorio para el sector, la mejora del débil marco institucional del mismo en sus aspectos de gestión y administración, y una revisión de los contratos de gas y petróleo con las compañías internacionales, especialmente en sus aspectos fiscales, para fomentar la movilización de nuevos recursos de hidrocarburos. La medida en que el CNT será capaz de afrontar estos retos energéticos, al tiempo que acomete las reformas políticas, sociales e institucionales en un país asolado por cuarenta años de deconstrucción institucional sistemática está por ver, aunque algunos analistas se muestren moderadamente optimistas.[31]

Conclusión

La situación en Argelia, Egipto y Libia difiere notablemente en su impacto sobre el papel de la región norteafricana en los mercados mundiales de hidrocarburos. En Argelia y Egipto la incertidumbre se concentra sobre la influencia de las demandas sociales sobre las políticas de extracción, exportación y demanda, bien a título preventivo en el caso de Argelia o en respuesta a las exigencias de la población en un nuevo marco político en el caso egipcio. En Libia, la incertidumbre estriba en cuál será el resultado final del conflicto, en su duración y en cómo el panorama que emerja en el país afectará a las condiciones de producción y exportación de sus recursos fósiles.

Evidentemente, el futuro de la región también tiene efectos que trascienden la situación regional por sus posibles efectos de desbordamiento sobre otros países productores, especialmente en el Golfo Pérsico. Claramente, la evolución de estos tres países no puede en ningún caso extrapolarse mecánicamente, y el “efecto dominó” tiene límites claros en países como Arabia Saudí, principal objeto de preocupación de los mercados.[32] No obstante, la situación sí impacta en el nivel del precio objetivo del barril del crudo preferido para estos países, que puede aumentar considerablemente para afrontar el nuevo equilibrio político-social inducido por la primavera norteafricana.[33]

Volviendo a la clave regional, la actual situación plantea hasta qué punto Argelia, Egipto, y en el futuro Libia, serán capaces de afrontar las inversiones necesarias para aumentar la inversión en el sector de hidrocarburos que requiere abastecer con nueva producción y mayores exportaciones el aumento proyectado de la demanda mundial de gas y petróleo. Sólo así se podría asegurar un nivel de abastecimiento adecuado a largo plazo para las economías europeas de la región y un cierto equilibrio en la diversificación de sus suministradores (por ejemplo frente a Rusia). Parte de la respuesta estriba en la voluntad política de mejorar las condiciones de inversión en el sector, incluyendo en el caso libio restablecer unos niveles mínimos de estabilidad y seguridad. Pero una parte igualmente importante depende de la capacidad de los gobiernos, nuevos o no, para avanzar en la reforma de las políticas energéticas de demanda. Como se ha apuntado, en las condiciones actuales las reformas del sistema de precios y subsidios al consumo doméstico se han visto frenadas e incluso revertidas, afectando a la capacidad de los productores de la región para aumentar las exportaciones.

Todo ello supone un cambio de escenario para los importadores europeos, especialmente para aquellos con un mayor grado de interdependencia con el Norte de África, básicamente la Europa mediterránea y, desde luego, España. El peso de los productores del Norte de África difiere, pero simplificando, puede resumirse en que para la UE Egipto puede ser un productor marginal en el mercado del gas, mientras que Argelia es un actor con capacidad para influir en el mercado europeo del gas y Libia en el del petróleo. Estos dos últimos países son game changers en los respectivos mercados europeos, pero los tres lo son, y en mayor medida, para España. En el caso del gas, las limitaciones de oferta y el fuerte crecimiento de la demanda interna ya ofrecían perspectivas poco favorables antes de que estallasen las revueltas.

En el actual contexto, el principal determinante de las políticas energéticas de estos países dependerá todavía más que en el pasado de la evolución de sus equilibrios políticos. Para la UE y para España parece crucial hacer un seguimiento detallado de dicha evolución y de sus implicaciones energéticas. La visión no puede limitarse a la gestión de los eventuales riesgos a corto plazo, sino que debe también abordar el aprovechamiento de las oportunidades a largo plazo que ofrece la reconfiguración del orden regional. Sin duda deben diseñarse estrategias que afronten escenarios de incremento de riesgos a corto plazo, pero también trabajar en estrategias para aprovechar, y acompañar, escenarios más favorables que permitan a largo plazo un mayor desarrollo del sector energético en el Norte de África con la participación de las empresas europeas y españolas. Ese escenario puede conciliar las preferencias norteafricanas y europeas, pero exigirá esfuerzos por parte de todos los actores implicados.

Gonzalo Escribano

Director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano

[1] Todos los datos para España proceden del Boletín Estadístico de Hidrocarburos de CORES, marzo de 2011, que recoge estadísticas de los últimos 12 meses.

[2] Datos de reservas, producción y exportaciones de todos los países para 2009 de BP Statistical Review of World Energy 2010.

[3] Según CORES, en el mes de marzo de 2011 ese porcentaje aumentó hasta el 12,2%.

[4] Datos de la Agencia Internacional de la Energía.

[5] Véase al respecto G. Escribano (2008), “Energy security and prospects for EU-Israel Co-operation”, en R. Nathanson y S. Stetter (eds.), Climate Changes in Security and energy and the New Challenges for EU-Israel Relations, Fiedrich Ebert Stiftung, Tel-Aviv.

[6] Jerusalem Post, edición digital, 6/III/2011.

[7] AIE (2010), World Energy Outlook 2010, París, cap. 8.

[8] Sobre este particular puede consultarse L. Thieux (2011), “La sociedad civil y las perspectivas de cambio político en Argelia”, ARI nº 68/2011, Real Instituto Elcano.

[9] El acuerdo se firmó a principios de junio en Argel y contempla el pago de unos 1.300 millones de euros por el aumento de precios entre 2007 y mayo de 2011, cerrando así el contencioso, a cambio de lo cual Gas Natural abre su capital a Sonatrach con una ampliación del 3,85% del mismo (Expansión, “Gas Natural Fenosa aprueba una ampliación del 3,85% para que Sonatrach entre en el capital”, edición digital, 17/VI/2011). Sobre los antecedentes y causas de dicho contencioso puede consultarse G. Escribano (2011), “Conjugando diferenciar y diversificar: Una visión económica más ambiciosa de las relaciones hispano-argelinas”, Cahiers d’Algérie, nº 4, marzo.

[10] R. Hausmann, B. Klinger y J.R. López-Cáliz (2010), “Export Diversification in Algeria”, en J.R. López-Cáliz, P. Walkenhorst y Ndiamé Dipo (eds.), Trade Competitiveness of the Middle East and North Africa: Policies for Export Diversification, Banco Mundial, Washington, pp. 63-104.

[11] Véase al respecto H. Darbouche (2011), Algeria’s Shifting Gas Export Strategy: Between Policy and Market Constraints, Oxford Institute for Energy Studies, NG 48, marzo.

[12] F. Ghilès (2011), “Ahead of Spring in Algeria: Tough Energy and Economic Challenges Await”, Notes Internacionals CIDOB, nº 32.

[13] H. Darbouche (2011), “Politics are Set to Play an Even More Important Role in North African Gas Development After the Uprisings”, Oxford Energy Forum, mayo.

[14] L. Guarera (2011), “Egypt Energy Challenges”, Global Energy for the Mediterranean, nº 7, marzo, OME.

[15] Cifras de OME (2008), Mediterranean Energy Perspectives 2008, OME, Nanterre. No se ha podido acceder todavía a las nuevas perspectivas de la OME.

[16] Datos para 2008 de German Technical Cooperation (2009), International Fuel Prices 2009, 6ª edición, GTZ, Eschborn, Alemania.

[17] Datos para 2009 de Agencia Internacional de la Energía (2010), World Energy Outlook 2010, AIE, París.

[18] Financial Times, “IMF Offers $3bn to Alleviate Cairo ‘Bottleneck’”, 6/VI/2011, p. 7.

[19] P.H. Suding (2010), “Struggling Between Resources-based and Sustainable Development Schemes – An Analysis of Egypt’s Recent Energy Policy”, Energy Policy, vol. 39, nº 8, agosto, pp. 4431-4444, doi:10.1016/j.enpol.2010.11.010.

[20] S. Roll (2010), “Gamal Mubarak and the Discord in Egypt’s Ruling Elite”, Carnegie Endowment for International Peace’s Arab Reform Bulletin, septiembre.

[21] G. Escribano (2011), “Economía del cambio en el mundo árabe”, Política Exterior, nº 141, mayo/junio.

[22] Evidentemente, hay otros elementos en juego. Véase al respecto IEA (2011), “Libyan Supply Disruption may have Both Direct and Indirect Effects”, This Week in Petroleum, 2/III/2011.

[23] L. Martínez (2010), Violence de la rente pétrolière: Algérie, Irak, Libye, Presses de Sciences Po, Paris, p. 120.

[24] G. Escribano (2011), “La nueva energía del Mediterráneo”, Economía Exterior, nº 57.

[25] La ministra española Trinidad Jiménez aseguró en Benghazi, antes de partir para la tercera reunión del Grupo de contacto con el CNT en Abu Dhabi el 9 de junio, que éste es “el único representante legítimo del pueblo libio”, mientras que Hillary Clinton expresó en dicha reunión que EEUU lo considera “el interlocutor legítimo” del pueblo libio (“EEUU reconoce al CNT libio como el interlocutor legítimo”, El País, edición digital, 11/VI/2011).

[26] Ibid.

[27] J. Hamilton (2011),“Energy as a Vital Factor in Libya’s Civil War”, Oxford Energy Forum, mayo.

[28] En el anexo figura el mapa de las infraestructuras de gas y petróleo de Libia.

[29] H.L. Croft y A. Sen (2011),”Oil and Geopolitics: Blood and Steel”, Oxford Energy Forum, mayo.

[30] J. Gavin (2011), “Libya: A División of the Spoils”, Petroleum Economist, abril.

[31] Sobre las posibilidades ofrecidas por un eventual gobierno del CNT, véase R.B. St John (2011), “Reframing the Libyan Narrative”, ARI nº 96/2011, Real Instituto Elcano.

[32] Sobre dichos límites véase A. Lorca (2011), “Arabia Saudita y el dominó de la primavera árabe”,

Nota para el “Observatorio: crisis en el mundo árabe”, nº 21, 1/IV/2011.

[33] Sobre este particular puede consultarse G. Escribano (2011), “Cambio político y economía en el mundo árabe: algunas implicaciones para España”, ARI nº 49/2011, Real Instituto Elcano.

The Western campaign for hearts and minds in Afghanistan is based heavily on providing roads, dams, buildings and, especially, electricity. The United States Agency for International Development, or U.S.A.I.D., expects to spend $2.1 billion this year in Afghanistan. It has been working there for half a century, since the Soviets and Americans were competing to be the country’s development partners.

So you’d think that a new five-year, $1.2 billion program that U.S.A.I.D. has proposed to create a modern electrical grid there would be a model. You’d be quite wrong.

When it comes to electricity, the agency has a dismal record, one that needs to be reviewed now, before the grid plan moves ahead. Afghanistan is in the bottom 10 percent of the world in electricity consumption per capita; if recent patterns hold, it will stay there as U.S.A.I.D. and the State Department try to appease the Afghan president, Hamid Karzai, and also give American officials a veneer of victory over Afghanistan’s problems as American troops start to withdraw. President Obama’s desire to speed the withdrawal makes the issue more urgent.

As in Iraq, the main American electrical reconstruction effort in Afghanistan is divided between U.S.A.I.D. and the Army Corps of Engineers. Of the two, the Corps has proved far more efficient.

The biggest project until now has been a 105-megawatt diesel power plant at Tarakhil, outside Kabul. It took the aid agency nearly three years to get it built. And as documented by the reporters Pratap Chatterjee of the CorpWatch news service and Marisa Taylor of McClatchy Newspapers, the Kabul plant became emblematic of the agency’s struggles.

Its contractors were the Louis Berger Group and Black & Veatch. Last year, U.S.A.I.D.’s inspector general said delays and contracting problems at the project had cost nearly $40 million, out of a total outlay of more than $300 million.

The agency itself had criticized Black & Veatch in letters to the company and in performance reports. So analysts who followed the contracting — including academics, lawyers, legislators and journalists — were stunned last October when U.S.A.I.D. offered Black & Veatch a $266 million contract, without competitive bidding, for other electrical projects in Afghanistan. The agency has cited the special challenges of war-zone work.

And in the end, the Kabul plant most often has sat idle, as it supplements power from abroad. Current prices for diesel fuel trucked into a war zone have driven its operating costs to around 40 cents per kilowatt-hour, seven times the 6 cents that a kilowatt-hour imported over transmission lines from Turkmenistan, Uzbekistan or Tajikistan costs.

Another U.S.A.I.D. failure was at the Shorandam Industrial Park, near the city of Kandahar, which I visited with American military engineers in April. In 2005, U.S.A.I.D. set out to install 10 diesel generators able to produce 6.6 megawatts together. But it had a dispute with its initial contractor about costs and later said the generators had been damaged by an improvised explosive device.

After the generators sat in storage for five years, the agency contracted with Black & Veatch to finally install them; now the agency hopes to get the facility running this month. Meanwhile, the Corps of Engineers contracted for a 10-megawatt facility on the same site last July; it went into full operation on Dec. 2.

Why have two American agencies planned two different diesel-generating facilities in the same location, but with different transformers, switches, contractors and manufacturers? That’s a good question — one of many I couldn’t get a sensible answer to in the three weeks I spent in Afghanistan reporting for my magazine on the projects.

Now U.S.A.I.D. is about to start its five-year initiative to rebuild, improve, expand and tie together Afghanistan’s decrepit electrical networks into a single modern grid. It’s an excellent idea, but the agency and the Afghan national utility are not up to the challenge.

In an annex to a U.S.A.I.D. report, dated March 5 and given to me in Afghanistan, the agency outlines a nine-part mechanism for contracting and financing the many projects. It indicates its intention to put the national utility in overall charge, with the agency as a sort of supervisor and intermediary with the Afghan Finance Ministry. Just last week at a briefing in Washington, the utility’s chief executive officer, Abdul Razique Samadi, enthusiastically looked forward to getting to work on the project.

According to the March 5 outline of the project, the utility would control $906 million to be issued over five years — most of the budget. But that makes no sense. The utility has no experience with large-scale international contracting work, and most of its existing grids are ancient. No technical specialist outside of U.S.A.I.D. with whom I spoke in Afghanistan thinks the utility can direct and monitor the work of perhaps dozens of Western contractors and subcontractors. “It’s almost like we’re setting them up for failure,” one development official told me.

Why is U.S.A.I.D. pushing this scheme? It is under intense pressure from two sides: from its State Department overseers, who want to show progress before the troop pullouts are well under way, and from President Karzai, who wants more control over development funds and activities. Giving the utility and the Afghan Finance Ministry control of this project could satisfy both parties, at least on paper.

At its core, the problem isn’t the utility’s inadequacy; it is U.S.A.I.D.’s. The agency has shown an inability to manage large electrical projects. Its programs change with the policy goals of the American administrations it serves, and it seems to lack officials in Afghanistan who arrived with prior experience in electrical projects and contracting.

What to do? Turn the projects over to the Army Corps of Engineers. It has performed better than U.S.A.I.D. on electrical projects in Afghanistan; it is less hobbled by politics; it has experienced engineers. It’s critical that this happen soon, because the Corps can expect to be withdrawn with the rest of the Army, even if the timetable isn’t set.

Yes, a transfer of responsibility would upset the delicate war-zone power balance between the State and Defense Departments. And the military isn’t supposed to do long-term development overseas. But weigh those objections against the record: U.S.A.I.D.’s performance in Afghanistan’s electrical sector has been so poor for so long that we can expect many millions of dollars to be wasted unless the administration acts now to give a vast new project a better chance of succeeding before only the aid agency is left in Afghanistan to struggle with the job.

Meses después de que los devastadores terremoto y maremoto del 11 de marzo azotaran al Japón, el actual desastre nuclear en Fukushima agrava la tragedia en materia humanitaria e impide la recuperación. Los reactores dañados y los estanques de combustible gastado contienen unas diez veces más combustible nuclear que el reactor de Chernóbil que estalló en 1986. En tres reactores, el combustible se ha fundido, casi con toda certeza a través de las vasijas de reacción; se han abierto brechas en las estructuras de contención primaria; las explosiones han destrozado la contención secundaria (los edificios); continúan las emisiones radioactivas y no se ha restablecido el enfriamiento en bucle cerrado.

Ahora las instalaciones están inundadas del todo con más de 100.000 toneladas de agua residual sumamente radioactiva, pues se sigue vertiendo agua  en ellas para impedir emisiones radioactivas en gran escala. El combustible gastado en los estanques adyacentes a cada uno de los reactores, que contienen más radioactividad que estos mismos, ha quedado también gravemente dañado, por lo que ha habido fugas radioactivas y sigue sin recibir el necesario enfriamiento estable. El combustible gastado del reactor 4 causó una explosión de hidrógeno y un incendio el 15 de marzo.

A consecuencia de ello, ya ha habido emisiones de radiación al aire, a la tierra y al océano en grandes cantidades, en escala comparable a la de Chernóbil,. Continuará habiendo más emisiones, probablemente durante años.

Y, sin embargo, mientras que el desastre de Fukushima está centrando la atención mundial en la seguridad nuclear y provocando una reconsideración de la energía nuclear, se sigue sin comentar sus consecuencias para las armas nucleares. Las reacciones nucleares que impulsan los reactores y las armas son las mismas, como también los productos radioactivos dispersados por el aire, la lluvia y el agua, en caso de que haya emisiones, con la misma falta de respeto por las fronteras y los peligros genéticos y de cáncer indiscriminado a largo plazo.

En Fukushima, una tormenta perfecta –un terremoto y un maremoto en gran escala, múltiples reactores costeros vulnerables con estanques de combustible gastado en los mismos edificios, barreras inadecuadas, pérdida de energía y generadores de reserva situados a una altura demasiado baja– puede haber parecido una posibilidad remota, pero, ¿lo era de verdad? Antes había habido ya problemas en reactores similares. La empresa que regentaba la central de Fukushima, Tokyo Electric Power Company  (TEPCO), tenía una deficiente cultura de seguridad y una larga historia de falsificación y encubrimiento de datos de inspecciones y de seguridad.

Ningún reactor nuclear está concebido para soportar un terremoto de grado 8. Sin embargo, en el siglo pasado hubo 11 terremotos de grado superior a 8,5 y tan sólo en los once años transcurridos de este siglo ha habido cinco. A casi todos ellos les siguieron maremotos. El dique de contención del mar en Fukushima estaba concebido para un maremoto que no superara los 5,7 metros. Sin embargo, la misma costa había sido devastada por un maremoto de 38 m de alto en 1896 y de nuevo por otro de 29 metros en 1933.

Además, no hay reactores nucleares construidos para soportar un ataque como el del 11 de septiembre de 2001, que tampoco se había previsto. Conviene recordar que el avión que se estrelló en un campo de Pennsylvania estaba a menos de diez minutos de vuelo de la central nuclear de Three Mile Island.

Lo sucedido en Fukushima ha puesto de relieve lo vulnerables que son los estanques de combustible gastado a los daños directos o las interrupciones de la corriente, del agua o de las bombas de enfriamiento. Esos estanques contienen enormes cantidades de radioactividad de larga vida, normalmente dentro de un simple edificio, sin múltiples capas de ingeniería de contención. Cada uno de los 437 reactores nucleares del mundo y sus correspondientes estanques de combustible gastado son en realidad enormes armas radiológicas situadas con antelación o “bombas sucias”.

Además, el mundo está cubierto con 22.400 armas nucleares. Unas 1.770 de ellas en Rusia y los Estados Unidos y otras 64 en Francia y 49 en el Reino Unido están en gran alerta, listas para ser lanzadas en respuesta, en caso de avizorarse un ataque, con sólo unos minutos para la verificación y la adopción de la decisión. La historia reciente está salpicada con una letanía de falsas alertas y situaciones en las que por muy poco no ha habido una catástrofe, todas ellas imprevistas, combinaciones todas ellas de fallos técnicos y humanos. Las posibilidades cada vez mayores de un desastre nuclear mediante ataques cibernéticos aumentan el peligro existencial.

Ahora sabemos que tan sólo cien armas nucleares relativamente “pequeñas”, del tamaño de la de Hiroshima, menos de una centésima parte del arsenal nuclear mundial, podrían levantar millones de toneladas de humo negro en lo alto de la atmósfera. Allí se enfriaría abruptamente y obscurecería el planeta, con lo que reduciría radicalmente las precipitaciones y la producción de alimentos en años sucesivos, lo que causaría hambre en una escala nunca antes conocida. Podría ser la consecuencia de los arsenales de cualquiera de los diez Estados nucleares actuales, con la excepción de Corea del Norte.

Una decisión intencionada, un error de cálculo, un fallo técnico, un ataque cibernético o un accidente podrían causar la intensificación en forma nuclear de un conflicto entre la India y el Pakistán, en Oriente Medio (con la intervención de las armas nucleares de Israel) o en la península de Corea. Semejantes resultados son al menos tan verosímiles o probables –por no decir más– como que un terremoto y un maremoto en gran escala causen daños generalizados a cuatro reactores nucleares japoneses y los estanques adyacentes de combustible gastado.

Cualquier país que pueda enriquecer uranio para alimentar reactores nucleares tiene todo lo que necesita para enriquecer el uranio aún más a fin de que resulte apto para la fabricación de armas. En un reactor nuclear, entre el uno y el dos por ciento del combustible de uranio se convierte inevitablemente en plutonio, que se puede separar mediante un proceso químico y utilizar para construir una bomba, como hicieron Israel, la India y Corea del Norte y muchos temen que esté pretendiendo hacer el Irán.

Actualmente, no hay restricción alguna que impida a un país que construya una central de enriquecimiento de uranio o reprocese combustible nuclear gastado para extraer plutonio. Como hemos visto, las salvaguardas por sí solas no sirven para eso. No impediremos una mayor proliferación de armas nucleares y su posible utilización y menos aún lograremos un mundo libre de armas nucleares sin un estricto control internacional de todo el enriquecimiento de uranio y sin la prohibición de la separación del plutonio a partir del combustible gastado.

Lo que no se puede controlar se debe prevenir. En la actualidad, eso significa prevenir la amenaza del cambio climático y la erradicación de las armas nucleares, pero no podemos permitirnos el lujo de adoptar medidas para abordar una amenaza que acabe agravando la otra. Intentar reducir las emisiones de gases que provocan el efecto de invernadero mediante la energía nuclear, con lo que se intensificarían los peligros del máximo incendiario mundial –la guerra nuclear–, podría ser el más trágico de los errores de cálculo.

Os habéis quedado solos, afirma el ecologista estadounidense Stewart Brandt, con referencia a los planes de Alemania de abandonar la energía nuclear. Y añade: Alemania actúa de forma irresponsable. No podemos renunciar a la energía nuclear por razones económicas y por la amenaza de los gases de efecto invernadero.

Sería absurdo suponer que Alemania, al decidir dar un vuelco a su política energética, se despide del concepto europeo de modernidad y se adentra en las oscuras y boscosas raíces de su historia intelectual. No es la irracionalidad alemana la que ha ganado, sino la fe en la capacidad de aprendizaje y creatividad de la modernidad en el trato con los peligros de los que ella misma es responsable.

Los adalides de la energía nuclear basan su juicio en un concepto de riesgo inmune a la experiencia, que, irreflexivamente, confunde la era de la industrialización temprana con la era atómica. La racionalidad de los riesgos parte del supuesto de que puede darse el peor caso concebible y de que debemos tomar medidas cautelares frente a él. Por ejemplo, si se nos incendia la techumbre, vienen los bomberos, el seguro nos resarce, se han tomado medidas para la eventual asistencia sanitaria, etcétera. Trasladado a los riesgos de la energía nuclear, eso querría decir: incluso en el peor de los casos, nuestro uranio solo emite radiación durante unas pocas horas, no durante miles de años; tampoco es necesario evacuar la población de una gran urbe cercana. Eso, naturalmente, es absurdo. Quien después de Chernóbil y Fukushima siga afirmando que las nucleares -francesas, británicas, estadounidenses, chinas, etcétera- son seguras, ignora que, empíricamente, hay que extraer la consecuencia exactamente opuesta: solo una cosa es segura, el próximo accidente nuclear a gran escala.

Quien asegure que en las grandes instalaciones técnicas no puede haber un riesgo nulo (lo que es cierto) y saque de ahí la conclusión de que los riesgos de la utilización limpia del carbón, la biomasa, la energía hidráulica, el viento y el sol, por un lado, y el de la energía nuclear, por otro, son, aunque diferentes, comparables, intenta escamotearnos el hecho de que sabemos con toda exactitud qué ocurre cuando se funde el núcleo de un reactor. Sabemos durante cuánto tiempo existirán emisiones radiactivas, qué hacen el cesio y el yodo con las personas y con el ambiente y cuántas generaciones sufrirán en el caso de que suceda lo peor. Sabemos también que estas dimensiones no son equiparables a las consecuencias temporales, espaciales y socialmente delimitadas de las energías alternativas y renovables.

¿Y qué decir de los seguros? Curiosamente, en el imperio de la libre economía de mercado, es decir, precisamente en Estados Unidos, la energía nuclear fue la primera industria de socialismo estatal… al menos en lo tocante a los costes de los errores. Los beneficios acaban en bolsillos privados, los riesgos se socializan, es decir, se derivan a las generaciones futuras y a los contribuyentes. Sin embargo, si la legislación obligara a que las empresas de energía nuclear suscribieran pólizas por el riesgo que generan, eso supondría el fin del cuento de la electricidad nuclear barata. El concepto de riesgo del siglo XIX aplicado a la energía nuclear de comienzos del XXI es una categoría zombi, una categoría que nos hace ciegos a la realidad en la que vivimos. No solo no es irracional el abandono de la energía nuclear: lo que es irracional es seguir respaldándola después de Fukushima, ya que se basa en un concepto anticuado de riesgo que se inmuniza contra la experiencia histórica.

Ninguna otra nación industrial se ha embarcado en un abandono tan rápido de la energía nuclear como Alemania. ¿Estamos ante un acceso de pánico exagerado? No. No es el “miedo alemán”. ¡Es la economía, estúpido! La energía nuclear se hará más onerosa a la larga; la renovable, más barata. A los alemanes lo que les impulsa es un miedo astuto. Olfatean las oportunidades económicas del mercado mundial del futuro. En alemán, el vuelco energético es sinónimo de empleo. Un cínico podría decir: dejemos que los demás sigan en su orgullosa falta de miedo; eso termina resultando en estancamiento económico e inversiones fallidas. Los paladines de la energía nuclear se ciegan el camino hacia los mercados del futuro, al no invertir en la alternativa de los productos que ahorran energía y en las energías renovables, como tampoco en universidades, carreras profesionales e institutos de investigación “verdes”.

A comienzos del siglo XXI, la situación es comparable a la de otras rupturas históricas en materia de abastecimiento de energía. Imaginemos que hace 250 años, en el arranque de la primera revolución industrial, la gente hubiera desoído el consejo de invertir en carbón y acero, máquinas de vapor, telares mecánicos y ferrocarriles. O que, hace 50 años, se hubiera despreciado, como muestra del “miedo americano”, la súbita inversión de los estadounidenses en microprocesadores, ordenadores, Internet y los nuevos mercados que inauguraron esas tecnologías de comunicación. Hoy estamos ante un momento histórico similar. Quien abriera a la explotación a través de la energía solar siquiera una parte de los desiertos podría cubrir la demanda energética de toda la civilización. Nadie puede apropiarse de la luz del sol, nadie puede privatizarla o nacionalizarla. Cualquiera puede explotar y beneficiarse por sí solo de esa fuente de energía. Algunos de los países más pobres de la Tierra son “ricos en sol”.

La energía nuclear es jerárquica y antidemocrática. Exactamente lo contrario puede decirse de las energías renovables, como la eólica o la solar. A quien obtenga su energía de una central nuclear se le cortará el suministro eléctrico si no paga la factura. Nada semejante puede ocurrirle a quien obtenga su energía de placas solares instaladas en su casa. La energía solar hace a la gente independiente. Está claro que esta libertad de la energía solar pone en cuestión el monopolio energético de la energía nuclear. ¿Por qué los estadounidenses, británicos y franceses, que tanto valor atribuyen a la libertad, son ciegos a estas consecuencias emancipatorias del vuelco energético?

Por doquier se anuncia y lamenta el final de la política. De forma paradójica, la percepción cultural del peligro puede obrar justo lo contrario, el final del final de la política. Quien quiera entender lo que digo puede recurrir a las ideas que John Dewey expuso ya en 1927 en The public and its problems. Según Dewey, una opinión pública capaz de transcender las fronteras y animada del poder de constituir una comunidad no surge de las decisiones políticas, sino de las consecuencias de las decisiones que son existencialmente problemáticas en la percepción cultural de los ciudadanos. De este modo, un riesgo percibido como tal por la opinión pública impone la comunicación entre aquellos que quizá antes no tuvieran nada en común. Hace recaer sobre ellos obligaciones y costes frente a las que se defienden, frecuentemente con la ley de su parte. En otras palabras: precisamente aquello que muchos creen tener que atacar como sobrerreacción histérica frente al “riesgo” de la energía nuclear es un paso de vital importancia que posibilita que el vuelco energético se convierta en un vuelco democrático.

Las estrategias de actuación que abre el potencial catastrófico de la energía nuclear frente a las alternativas realistas de las energías renovables subvierten el orden que se ha originado en la alianza neoliberal de capital y Estado. Ante la amenaza de catástrofe nuclear, adquieren poder Estados y movimientos surgidos de la sociedad civil. Simultáneamente pierde poder la industria nuclear, puesto que las consecuencias de las decisiones de inversión ponen en peligro la vida de todos. Por el contrario, se le ofrece una oportunidad histórica a esa novedosa coalición entre los movimientos de la sociedad civil y el Estado, tal como la vemos ahora en Alemania. También desde el punto de vista de la política de poder tiene sentido el cambio de política energética. Solo un Gobierno conservador, cercano al mundo de la economía, puede llevar a cabo tal vuelco energético.

Quien critique el abandono de la energía nuclear por parte de Alemania podría ser víctima del error de la oruga: cuando se encuentra en plena metamorfosis, la oruga podría lamentar la pérdida del capullo que la envuelve porque aún no percibe la mariposa de la energía renovable en la que se está convirtiendo.

La fusión en la planta nuclear de Fukushima envió réplicas políticas que recorren el planeta. Sin embargo, la mayoría de las veces, las sacudidas fueron ideológicas, sin ninguna base científica.

Los gerentes de Tokyo Electric Power (TEPCO), que opera los reactores de Fukushima, fueron criticados justamente por usar una generación antigua de generadores mal mantenidos. Los japoneses, que se consideran los mejores ingenieros del mundo, ahora se sienten humillados.

Sin embargo, a pesar de las protestas callejeras, la reacción colectiva en Japón no fue repudiar la energía nuclear. Después de todo, el accidente de Fukushima afectó seriamente sólo a unas pocas personas -probablemente menos de una docena de trabajadores están irradiados a niveles peligrosos-. Casi todas las miles de víctimas japonesas se ahogaron como consecuencia del tsunami, no fueron aniquiladas por una fusión nuclear.

Japón no dejará de utilizar energía nuclear. De hecho, sus ingenieros desarrollarán plantas mejores y más seguras, muy probablemente utilizando reactores nucleares miniaturizados que fueron planeados para reemplazar a la planta envejecida de Fukushima. La mayoría de los japoneses se mostraron racionales frente a la tragedia de su país, al igual que la mayoría de la gente en los países vecinos asiáticos como China y Corea del Sur que tampoco abandonaron su compromiso con la energía nuclear.

No sucede lo mismo en Europa y Estados Unidos, donde las réplicas ideológicas de Fukushima fueron más destructivas. El gobierno de la canciller alemana, Angela Merkel, fue el primero en reaccionar desproporcionadamente al decidir cerrar todos los reactores nucleares en los próximos años -una medida radical impulsada por la política interna-. El gobierno de Merkel no incluye a los Verdes alemanes, pero la ideología verde se convirtió en un credo nacional ampliamente compartido en Alemania. De hecho, se puede vincular la hostilidad popular hacia la energía nuclear con el tradicional culto romántico de la naturaleza, no de la ciencia, en Alemania.

Las plantas nucleares de Alemania serán reemplazadas por más plantas termales, lo que implica un gran incremento en las emisiones de carbono alemanas -muy a pesar de la preocupación verde por el calentamiento global. Y muy a pesar de la honestidad intelectual, porque una Alemania sin energía nuclear propia se verá obligada a comprársela a Francia, que no tiene ninguna intención de cerrar sus plantas nucleares.

En Estados Unidos, la réplica ideológica está más cerca de la de Alemania que de la de Francia: Estados Unidos tal vez no sea excesivamente proclive al romanticismo, pero un culto de la naturaleza sigue siendo parte de la psiquis estadounidense. Esto de alguna manera puede explicar por qué los demócratas, que controlan la presidencia y el Senado, están tan comprometidos con las llamadas energías alternativas.

La administración del presidente Barack Obama invirtió miles de millones de dólares en energía eólica, solar, en base a etanol y otros recursos energéticos alternativos. Ahora la tragedia de Fukushima se utiliza como justificación para seguir adelante con estos programas económicamente discutibles. Podemos apostar a que ninguna de estas energías alternativas reemplazará fácilmente al petróleo, al gas y a la energía nuclear en el futuro previsible.

A precios de mercado, sin subsidios públicos, una unidad de energía producida por sol o viento en Estados Unidos cuesta cinco veces más que una unidad producida por plantas de petróleo, gas o nucleares. Es más, quienes respaldan las energías alternativas sistemáticamente minimizan su impacto ambiental negativo. Una turbina eólica requiere 50 toneladas de acero y 1,25 kilómetros cuadrados de espacio terrestre. Si California tuviera que basarse en la energía solar para su consumo de electricidad, tendría que cubrirse todo el estado con células fotovoltaicas.

La gran ironía de la situación actual es que donde se está llevando a cabo una verdadera innovación y actividad empresarial, sin respaldo del gobierno, es en el terreno de la generación de energía, como es el caso de la creación de reactores nucleares miniaturizados. El avance más prometedor bien puede ser el descubrimiento de enormes reservas de shale gas en todo el planeta.

Por cierto, gracias a las nuevas técnicas de fracturación hidráulica y perforación horizontal, el shale gas bien puede convertirse en el recurso energético dominante del futuro. El shale gas podría así reducir la dependencia del petróleo y del gas de la OPEP y disminuir la emisión de carbono. El gas genera diez veces menos carbono que la biomasa o el etanol, algo que los ecologistas promueven tan fervientemente.

Más allá de Fukushima, los futuros suministros de energía muy probablemente se basen cada vez más en plantas nucleares miniaturizadas y shale gas -una combinación capaz de responder a la creciente demanda de electricidad de una población mundial que se urbaniza a pasos acelerados.

Un equilibrio semejante de energía renovada tendría un impacto en el actual equilibrio de poder global. El shale gas es abundante en Europa y Norteamérica, a diferencia del petróleo y el gas. Por lo tanto, la energía de mañana bien podría apuntalar a las democracias del mundo y debilitar a sus regímenes más represivos, donde hoy se encuentra la mayor cantidad de petróleo. En este nuevo marco geopolítico, la ideología verde sobrevivirá como un culto o una receta para el suicidio económico.

Justo antes de que comenzara la cuarta cumbre trilateral entre Japón, China y Corea del Sur el 21 de mayo, el premier chino, Wen Jiabao, el presidente surcoreano, Lee Myung-bak, y el primer ministro japonés, Naoto Kan, conjuntamente visitaron las zonas afectadas por el Gran Terremoto del Este de Japón, en una señal de aliento para las víctimas del desastre que viven en los centros de evacuación. Desde el accidente en la Planta de Energía Nuclear Fukushima Daiichi en marzo, Kan apuntó a que se levantaran las prohibiciones que muchos países impusieron a las importaciones de productos agrícolas japoneses, y así ofreció a los dos jefes de Estado cerezas de Fukushima con la intención de poner de relieve su seguridad.

En la cumbre, los tres países emitieron una declaración conjunta donde delinearon una cooperación en un amplio rango de cuestiones, que incluyen la seguridad nuclear, la prevención de desastres, el crecimiento económico y el medio ambiente. Las lecciones aprendidas del terremoto y el accidente nuclear de Japón serían compartidas con China, Corea del Sur y el resto de la comunidad internacional y, en una adenda, las autoridades japonesas prometieron “continuar ofreciendo información… con la mayor transparencia posible”.

De hecho, el gobierno de Kan –que detesta la participación de burócratas, que son profesionales, en el manejo de los asuntos públicos- demoró la notificación a los países vecinos cuando se vio obligado a ordenar la liberación de agua con bajas concentraciones de material radioactivo. Para Kan, la verdadera prioridad era el esfuerzo de su gobierno por mantener un control férreo del poder, no tranquilizar a los vecinos de Japón informándoles sobre las acciones que estaba tomando para contener una potencial amenaza para sus ciudadanos.

La adenda del comunicado de la cumbre, que se creó para abordar estas cuestiones, hacía hincapié en la importancia de compartir información sobre la seguridad nuclear. Asimismo, incorporó medidas específicas, como la creación de un marco para una rápida notificación en caso de una emergencia e intercambios de expertos para asistir en el manejo de futuras crisis nucleares y asegurar que se tengan en cuenta las preocupaciones regionales.

Desde el accidente de Fukushima, la oposición a la energía nuclear ha venido creciendo en China y Corea del Sur, países que habían planificado una expansión masiva de su capacidad de generación de energía nuclear –y que enfrentan un cambio de liderazgo político el año próximo-. La sucesión de China, aunque ya establecida, traerá aparejado de todas maneras un período de incertidumbre, mientras que Corea del Sur sin duda enfrentará su habitual pelea democrática sin trabas en su inminente elección presidencial. Frente a estas realidades políticas, mantener a los ciudadanos comunes contentos respecto de la energía nuclear civil se convirtió en una prioridad más importante de lo habitual en ambos países.

Esta confluencia de necesidad política creó una oportunidad para que los tres países cooperen más estrechamente en la gestión de la energía nuclear civil, y es una oportunidad que no debería desperdiciarse. Al percibir esto, China y Corea del Sur ofrecieron ayuda humanitaria y económica a las zonas afectadas por el terremoto, y ambos países fueron rápidos en el envío de equipos especializados a Japón para buscar a la gente desaparecida.

El primer país en enviar un equipo de rescate a Japón, sin embargo, fue Taiwán (que también fue el mayor proveedor de donaciones, por un total de 20.000 millones de yenes). Pero, debido a lo que el gobierno de Kan calificó de “confusión en el terreno”, al equipo de rescate de Taiwán se lo dejó esperando durante días. Y, mientras el pueblo de Japón agradecía la inesperada generosidad de Taiwán, el gobierno japonés no daba las gracias, a pesar de publicar anuncios en los principales periódicos expresando gratitud por la ayuda enviada por otros países. (Finalmente, una campaña pública recaudó el dinero para publicar un anuncio en un periódico taiwanés).

El presidente taiwanés, Ma Ying-jeou, se sorprendió tanto como los japoneses por el volumen de los aportes hechos por su pueblo. Ma venía inclinando las políticas de su gobierno cada vez más hacia China, lo que concluyó en un acuerdo macro bilateral sobre cooperación económica. Pero, tras la efusiva compasión que la sociedad taiwanesa manifestó por Japón, modificó su postura.

El gobierno de Ma también estuvo en guardia por el reclamo del opositor Partido Democrático Progresista (PDP) de eliminar la energía nuclear en Taiwán para 2025. Taiwán tiene tres plantas de energía nuclear y, al igual que la planta de Fukushima, están directamente frente al océano. Dos están situadas como máximo a 20 kilómetros de la capital, Taipei, y en general todos coinciden en que no habría ninguna salida de escape para la gran mayoría de los ciudadanos del país si ocurriera un accidente nuclear importante.

La construcción de una cuarta planta de energía nuclear, que comenzó en 1999, fue suspendida por el presidente del PDP, Chen Shui-bian, al año siguiente. Si bien el gobierno de Chen, bajo presión del opositor Kuomintang, más tarde reanudó los trabajos en la planta, las revisiones del diseño demoraron su finalización en repetidas ocasiones. La oposición de los residentes locales sigue siendo dura.

En su reciente cumbre trilateral, Japón, China y Corea del Sur hábilmente evitaron una mención directa de las delicadas cuestiones de seguridad que enfrentan. Y, si bien sí plantearon la cuestión de la seguridad nuclear y acordaron cooperar y compartir información entre sí, los esfuerzos por cumplir este desafío a nivel regional no pueden resultar exitosos si no se incorpora a Taiwán a las discusiones.

A Taiwán también se le debería permitir participar en la Agencia Internacional de Energía Atómica en el área de seguridad nuclear, de la misma manera que se convirtió en un observador en la Organización Mundial de la Salud durante las pandemias del Síndrome Respiratorio Agudo Severo (SRAS) y la gripe aviar de los años 1990. Cuando se trata de la seguridad nuclear, China debería repensar su política de aislar a Taiwán de los organismos internacionales.

La agitación en Oriente Medio y África del Norte ha vuelto a centrar la atención en el impacto que las tensiones o la interferencia políticas pueden tener en el precio y la disponibilidad de las importaciones de energía. A pesar de los temores de los consumidores al alza de los precios de los combustibles, la seguridad energética ocupa un lugar destacado en las agendas políticas de muchos gobiernos occidentales.

Por supuesto, no se trata de un fenómeno nuevo: Europa comenzó a tratar de aumentar sus reservas de energía en los años 1960. Del mismo modo, todos los presidentes estadounidenses desde Richard Nixon en la década de 1970 ha intentado, sin éxito, reducir la dependencia del petróleo extranjero.

Sin embargo, una nueva tendencia es que las políticas que hasta hace pocos años se promocionaban para combatir el cambio climático se presentan como un medio necesario para aumentar la seguridad energética. En el contexto de la crisis financiera, y en momentos en que el apoyo público a las políticas de cambio climático alcanzan nuevos mínimos en muchos países desarrollados, se oye hablar menos a las autoridades acerca de la amenaza del calentamiento global, y más sobre los supuestos beneficios económicos de las políticas climáticas.

Este cambio no es de extrañar, dada la creciente cantidad de análisis que demuestran que las políticas actuales -unilaterales- de cambio climático tendrán un efecto prácticamente nulo en el aumento de la temperatura global.

La Unión Europea ofrece un ejemplo clásico de este punto. Su plan climático ”20-20-20″ -con mucho, la política de cambio climático más amplia que haya sido llevada a la práctica- tiene como objetivo reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% con respecto a los niveles de 1990 para el año 2020, garantizar que la energía renovable ofrezca un 20% del consumo de energía y reducir el consumo de energía primaria en un 20%.

Un análisis de los costos y beneficios de esta política en 2010, realizado por el economista climático Richard Tol mostró que el precio anual sería de alrededor de 210 mil millones de euros. Si se ejecuta la política en el modelo RICE de economía climática, vemos que a finales de este siglo reducirá el incremento de la temperatura en apenas un 0,05 ° C (0,1 º F).

Sin dejarse intimidar por el impacto extremadamente débil del plan sobre el calentamiento global, los políticos han declarado que la política por lo menos mejorará la seguridad energética de la UE. Así que el Centro del Consenso de Copenhague preguntó al profesor Christoph Böhringer y Andreas Keller de la Universidad de Oldenburg que probaran esta afirmación.

Por supuesto, la noción de seguridad energética es difusa. En su trabajo de investigación, ”Seguridad energética: Una evaluación del impacto del Plan energético y climático de la UE”, Böhringer y Keller hacen notar que la UE nunca se ha fijado un parámetro claro de seguridad energética.

A pesar de -o debido a- esta falta de definición y medición, Böhringer y Keller señalan que quienes establecen las políticas “explotan el argumento de la seguridad energética para justificar multitud de medidas”. Estas medidas hasta incluyen la prohibición de de utilizar bombillas eléctricas y calefactores de exterior, exenciones de impuestos para propietarios de bicicletas, normas para la presión de los neumáticos y pruebas de conducción eficiente en términos de uso del combustible, ninguna de los cuales parece tener mucho impacto en el nivel de las importaciones petroleras desde Rusia o Oriente Próximo.

Lo que está claro, según Böhringer y Keller, es que el Plan energético y climático de la UE viola principios básicos de la relación coste-eficacia, si el único objetivo es la reducción de las emisiones. El paquete destaca por su maraña de instrumentos y, por lo tanto, el riesgo de normas contraproducentes y superpuestas entre sí, lo que aumentará considerablemente los costes en comparación con una política climática efectiva.

Los investigadores miden el impacto del plan 20-20-20 a través de índices independientes de seguridad energética. Sin la aplicación del plan, un poco más de la mitad de las necesidades energéticas de Europa se tendrían que satisfacer con combustibles fósiles importados en 2020, frente al 50% en la actualidad. Si la UE logra reducir las emisiones de CO2 en un 20% para el año 2020, Böhringer y Keller consideran que su dependencia de los combustibles fósiles importados se reducirá en apenas dos puntos porcentuales. Eso es estar muy lejos de la autosuficiencia.

Por supuesto, el plan 20-20-20 de UE tiene como objetivo más que reducir las emisiones; también pretende aumentar el uso de energías renovables y reducir el consumo total de energía. Los investigadores establecen que el plan 20-20-20 completo en realidad significaría ”aumentar las importaciones de energía, así como el riesgo de mayores precios” - principalmente debido a que el impuesto sobre la electricidad para lograr el objetivo de eficiencia del plan 20-20-20 afectará más que todo a la energía nuclear. En otras palabras, es probable que la misma política que se suponía iba a lograr una mayor seguridad energética, de hecho termine por aumentar los precios y lleve a una mayor dependencia de las importaciones energéticas extranjeras.

Cabe señalar que estos resultados se basan en el optimista escenario de referencia Internacional Energy Outlook, utilizado por el Departamento de Energía de los EE.UU., según el cual el uso de energía renovable crecerá a un ritmo mayor que en el pasado. Sin esta expectativa, probablemente la política de la UE sería aún más costosa.

En muchos países occidentales, las políticas se presentan cada vez más arropadas en promesas de una mayor seguridad energética y no en amenazas de catástrofes climáticas. Pero, debido a que la seguridad energética es un concepto tan vago, estas políticas rara vez se someten a un examen riguroso para determinar si estarán a la altura de las afirmaciones de los políticos.

Como muestran los nuevos estudios, debemos adoptar una actitud particularmente cautelosa ante las afirmaciones de los políticos que usan los sucesos de actualidad para justificar políticas antiguas e ineficaces de cambio climático sobre la nueva e igualmente problemática base de la seguridad energética.

El año 2011 ha comenzado con acontecimientos que quizás cambien para siempre nuestra visión del mundo y nuestras decisiones sobre cómo generar la energía eléctrica q