Tema
Conjeturas energéticas para 2019 en clave española.
Resumen
El año 2019 tiene citas energéticas importantes a nivel global, europeo y español. Además de aspectos globales, como la evolución del precio del petróleo y la aceleración geopolítica mundial, y europeos, como la controversia sobre Nord Stream 2, hay asuntos que interpelan directamente a España. Entre ellos destacan: las elecciones presidenciales en Argelia y Nigeria; las nuevas políticas energéticas en México y Brasil; y, finalmente, las esperadas novedades energéticas en el Mediterráneo relacionadas con los recursos de gas del Mediterráneo oriental y las interconexiones eléctricas ibéricas con Marruecos.
Análisis
En el documento de prospectiva del año pasado se anticiparon algunos vectores que, con mayor o menor intensidad, han influenciado la geopolítica de la energía en 2018.1 Buena parte de esas tendencias se confirmaron y previsiblemente seguirán presentes en 2019, como la aceleración geopolítica en Oriente Medio y sus efectos en los mercados energéticos, o la pervivencia de la OPEP+ y los límites a su estrategia. Respecto a los precios del petróleo, el año pasado se tomaba como referencia la previsión de la Energy Information Administration (US EIA): 61 dólares por barril como media en 2018 para el Brent. A principios de diciembre, la media del año estaba cerca de los 70 dólares, pero la caída de final de año ha debido aproximar el dato final a ese entorno.
Durante 2019 se prevé que prosiga la aceleración geopolítica experimentada en 2018, en línea con la tendencia general de una mayor competencia entre grandes potencias. Como resultado colateral se espera también una mayor propensión de las potencias medias y/o regionales a tantear los límites de la gobernanza multilateral. Esta tendencia seguirá afectando a la geopolítica de la energía, incidiendo en la volatilidad de los precios del petróleo y la politización de los flujos de hidrocarburos, especialmente en Oriente Medio, pero también en Europa.
Además de la atención a la evolución del precio del petróleo y a los grandes asuntos globales y europeos, 2019 tiene citas de especial interés para España. En primer lugar, están las elecciones presidenciales en Argelia (país del que proceden el 53% de las importaciones españolas de gas en el último año) y Nigeria (primer suministrador de crudo y tercero de gas de España en el último año, tras Argelia y Qatar).2 En segundo término, si 2018 fue un año de nuevos liderazgos latinoamericanos en países vinculados a las empresas españolas (López Obrador en México y Bolsonaro en Brasil), 2019 será el de la implementación de sus políticas energéticas. Finalmente, se esperan desarrollos en el Mediterráneo relacionados con la competencia entre Italia y España por posicionarse como hubs energéticos, incluyendo las aspiraciones relacionadas con los descubrimientos de gas en el Mediterráneo Oriental o las interconexiones eléctricas de la península Ibérica con Marruecos.
Petróleo: precios de ida y vuelta
El Brent empezó 2018 en 67 dólares, tocó los 86 dólares a principios de octubre y después cayó más del 30% hasta los 54 dólares a final de año. El año pasado se tomaba como referencia la previsión de la US EIA para el Brent de 61 dólares por barril como media en 2018. A principios de diciembre, la media del año estaba cerca de los 70 dólares, pero la fuerte caída de finales de año (cerró el año en 54 dólares) ha debido aproximar el dato final al entorno previsto por la US EIA. Para 2019 el consenso de analistas tendía a prever una primera mitad del año de precios al alza por los recortes de la OPEP+ y una caída en el segundo semestre por el imparable aumento de la producción estadounidense y la eventual ralentización del crecimiento económico mundial.
En la encuesta de Reuters entre analistas de finales de noviembre, la previsión media de precios para 2019 se situaba en 74 dólares.3 Aunque la posterior caída del precio ha corregido las expectativas a la baja, el grueso de analistas sigue esperando un rebote de los precios en 2019 y buena parte de la banca de inversión maneja previsiones de precio muy por encima de los actuales, en el entorno de los 70 dólares. La US EIA vuelve a prever un precio medio de 61 dólares para el Brent en 2019,4 pero por supuesto hay previsiones más pesimistas como las de Citi o Bank of America. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) mantiene una previsión de crecimiento de la demanda de unos 1,4 millones de barriles diarios (mbd), mientras que prevé un aumento de la producción no-OPEP de 2,4 mbd.5 El grueso de ese incremento de producción vendrá de EEUU, donde se prevé que aumente en 1,2 mbd en 2019 para situar al país como primer productor mundial con 12,1 mbd.6
Estas perspectivas dejan la evolución de los precios en manos de las decisiones de EEUU, Arabia Saudí y Rusia, que juntos suponen ya más del 40% de la producción mundial de petróleo. En el caso estadounidense las decisiones las toman inversores privados con criterios de mercado, mientras que Rusia y Arabia Saudí han tejido una alianza estratégica en el seno de la OPEP+ con un criterio esencialmente político: proteger la cooperación petrolera en la OPEP+ de las crecientes tensiones que enfrentan a muchos de sus participantes. Pese a ello, se espera una fuerte volatilidad de los precios al compás de los vaivenes geopolíticos y su impacto en los mercados, desde las sanciones estadounidenses a Irán y el final o extensión de los waivers (excepciones) otorgados a algunos de sus principales importadores (no a España, por cierto) a los problemas de Libia o Venezuela.
Efectivamente, 2019 promete seguir siendo un año más de las crisis sin fin de Venezuela y Libia. Pero sus impactos están descontados por los mercados y han perdido su capacidad para mover los precios del petróleo. Ya no se perciben como potenciales crisis de suministro, sino como una crisis humanitaria y un conflicto por recursos, respectivamente. La influencia de Venezuela en la OPEP, donde ha sido uno de los “halcones” fundadores, ha caído en picado y en paralelo a su producción. En cambio, la influencia de Rusia y China en el país sigue en aumento con la financiación asistida con que mantienen al sector energético venezolano.
Dos citas importantes para Europa: sanciones a Irán y Nord Stream 2
En primavera de 2019 deberán revisarse los waivers concedidos por EEUU a seis importadores de petróleo iraní, lo que supone una herramienta importante de modulación del mercado: cancelarlos estrecharía el mercado y presionaría al régimen iraní con un deterioro acelerado de la ya difícil situación económica del país; mantenerlas o reducirlas permitiría mantener una vía de suministro tanto al mercado mundial de petróleo como a la propia economía iraní. El mecanismo creado por la UE para evitar las sanciones, el Special Purpose Vehicle (SPV-aka barter) debería empezar a operar a principios de 2019. Sin embargo, hay pocas esperanzas de que pueda facilitar la compra de petróleo iraní por parte de países europeos sin waiver (como España). Tampoco supondrá un impacto relevante para la economía iraní, salvo quizá bajo un enfoque humanitario que parece difícil de coordinar a gran escala y evoca recuerdos poco gratos, como el programa de alimentos por petróleo de Naciones Unidas en Irak.
El año 2019 será también cuando debería entrar en funcionamiento el polémico gasoducto Nord Stream 2, aún en construcción y que transportará gas natural desde Rusia a Alemania, desde donde será distribuido a otros países europeos. Alemania asegura así su seguridad energética y refuerza su posicionamiento como hub gasista en el norte de Europa. Nord Stream 2 aumentará la dependencia energética alemana y europea de Rusia, lo que se observa con creciente preocupación en Ucrania y Polonia (permitirá a Rusia prescindir del tránsito por ambos), en los países bálticos y en EEUU. Pero también en la Comisión y otros Estados miembros, pues compromete la estrategia europea de diversificar las importaciones de gas ruso (que ya están en niveles récord) y debilita la cohesión intra-UE.
Aunque en este punto Alemania está cada vez más sola en Europa, parece difícil frenar el Nord Stream 2. En 2019 se verá hasta dónde llega el aumento de la presión estadounidense sobre el proyecto y en qué medida se materializa la amenaza de sanciones a las empresas implicadas en su construcción. Una mala modulación de las presiones sobre Alemania y un uso excesivo de las sanciones (después de las desplegadas sobre Irán) puede tener efectos contraproducentes y zanjar el debate europeo entre la influencia estadounidense y la rusa con un cierre de filas con Alemania. En clave española la pregunta sería: ¿cómo conseguir un trato para Argelia consistente con el garantizado por Alemania al gas ruso? El siguiente apartado analiza ésta y otras cuestiones en perspectiva española.
Energía global en perspectiva española
Una primera aproximación es fijar la atención en el ciclo político de suministradores y mercados clave para España: las citas electorales de Argelia y Nigeria y la implementación de las políticas de los nuevos gobiernos de México y Brasil. Un segundo vector es la competencia desatada entre varios (casi todos) países del Mediterráneo por convertirse en hubs energéticos, tal y como Alemania persigue con el Nord Stream 2.
Elecciones presidenciales en Argelia y Nigeria
Las elecciones presidenciales argelinas se convocaron a mediados de enero de 2019 para la primavera del mismo año, aunque a finales de 2018 surgieron nuevas dudas sobre el proceso.7 De hecho, 2018 venía siendo un año pre-electoral relativamente plácido en Argelia. La elección presidencial había sido abonada con presupuestos expansivos y la fortuna, en forma de subida de precios del crudo, parecía acompañar al quinto mandato del presidente Bouteflika. El círculo presidencial había impulsado medidas importantes, como la destitución de varias figuras prominentes en el ejército, la policía y la judicatura, mientras que en el plano económico y energético el presidente había tomado decisiones populares y afirmado su control sobre el sector energético. La agenda política aparecía despejada y se esperaba que la reelección de Bouteflika generase una ventana de oportunidad que permitiera consolidar y avanzar las reformas energéticas y, en general, económicas.
Pero el relato del quinto mandato pareció torcerse a finales de 2018, cuando el anciano presidente apareció ante las cámaras seriamente deteriorado por su enfermedad. Desde ese momento, el debate empezó a girar en torno a la “continuidad”, que no necesariamente implicaba un nuevo mandato. Parecía asentarse la evidencia de que el presidente difícilmente podría aguantar otros cinco años en el cargo. El segundo escenario consiste en una sucesión ordenada, con dos variantes: la dinástica implica la candidatura de uno de sus dos hermanos, Saïd o Nacer; en la versión orgánica, el sucesor saldría del círculo presidencial pero no familiar. Esta segunda variante se sigue considerando la más probable en caso de que finalmente Bouteflika renunciase al quinto mandato.
El giro de los acontecimientos introdujo un tercer escenario: el aplazamiento de la elección presidencial y una prórroga de uno o dos años para el anciano presidente; es decir, “continuidad” sin quinto mandato. Sin embargo, el 18 de enero de 2019 se convocaban oficialmente las elecciones presidenciales, lo que elimina la posibilidad de prórroga. El aplazamiento de la elección presidencial habría generado nuevas incertidumbres sobre el futuro de una primavera energética argelina largamente esperada.8 La convocatoria reduce esa incertidumbre sobre la continuidad a si Bouteflika concurrirá o renunciará en favor de un sucesor. En cualquiera de los dos casos, el candidato del régimen ganará las elecciones y deberá abordar de una vez las reformas económicas que precisa el país, y muy especialmente la publicación y aplicación de la nueva ley de hidrocarburos. Se trata por tanto de un año clave para Argelia y la evolución de su política energética.
También resultan importantes para España las presidenciales nigerianas de febrero, a las que seguirán las de los gobernadores y parlamentarios en marzo. Nigeria lleva años ganando peso como suministrador energético de España, hasta convertirse en los últimos 12 meses en el primer suministrador de crudo y tercero de gas, tras Argelia y casi igualado con Qatar. Al tiempo, el país ha experimentado recientes dificultades en su producción petrolera, desde accidentes a sabotajes y ataques a las infraestructuras. Las presidenciales se decidirán entre el actual presidente Buhari y su principal rival y ex vicepresidente Abubakar en un ambiente político de enfrentamiento. Entre los analistas crece la preocupación sobre el estallido de posibles enfrentamientos a causa del proceso electoral, que en 2001 ya ocasionó centenares de muertos.9
La desconfianza de la oposición en el proceso electoral genera riesgos adicionales a una situación ya difícil: elevados niveles de violencia y criminalidad, Boko Haram en el noreste y enfrentamientos entre agricultores cristianos y pastores musulmanes en el centro. En el Delta del Níger, donde se sitúa el grueso de las reservas de hidrocarburos, siguen aumentando las tensiones entre sus habitantes y el gobierno federal. Éste parece incapaz de cumplir sus compromisos de limpiar la contaminación ocasionada por los vertidos de crudo, construir infraestructuras y revertir parte de la renta petrolera en la mejora de las condiciones de vida de la región. El deterioro de la estabilidad política en Nigeria podría generar a corto plazo nuevas dificultades en la producción petrolera del país, pero sobre todo dañaría las perspectivas a medio plazo de atraer nuevas inversiones.
Nuevas políticas energéticas en México y Brasil
La llegada de López Obrador a la presidencia de México ha suscitado algunas dudas sobre el futuro de la reforma energética aprobada por su predecesor y la dirección de su política energética. En campaña, Obrador propuso tres proyectos prioritarios: aumentar la producción de gas y petróleo, cuyo declive achaca (erróneamente) a la reforma energética, aumentando la inversión pública en exploración y producción; rehabilitar seis refinerías y construir una más para reducir las importaciones de gasolina; y generar más electricidad, modernizando las plantas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), empezando con las hidroeléctricas.10
Desde su toma de posesión, Obrador ha seguido cargando contra la reforma energética de Peña Nieto y su apertura a la inversión extranjera, aunque al tiempo ha expresado su compromiso de mantener los contratos ya firmados y las inversiones realizadas. La duda es si su política energética seguirá una línea populista de deshacer la reforma por completo, inspeccionar los contratos y, eventualmente revisarlos; o si, por el contrario, prevalecerá el enfoque más pragmático exhibido en su período de alcalde de la Ciudad de México. La nueva secretaria de energía, Rocío Nahle, se ha apresurado a declarar que suspenderá las rondas de concesiones hasta 2021. La dimisión del regulador del sector de hidrocarburos bajo supuestas presiones de Nahle ha aumentado las suspicacias acerca del carácter de la política energética de AMLO. También ha iniciado una campaña contra el robo de combustible (conocido en México como huachicoleo), de triste actualidad por la explosión que el pasado 18 de enero acabó con la vida de más de 80 personas en una toma clandestina de combustible. Sin embargo, el cierre de los ductos para evitar el robo generalizado, en el que está involucrado el crimen organizado, generó una crisis de desabastecimiento en algunos estados y duras críticas de imprevisión logística contra el nuevo gobierno.
La posibilidad de que los planes de aumento de la producción de gas y petróleo tengan éxito son reducidas: la revisión de la reforma energética inhibe las inversiones extranjeras en exploración y producción; la decisión de cambiar las rutas de distribución para reducir los robos de gasolina genera desabastecimiento; y las medidas de recorte de retribución de directivos adoptada en la petrolera PEMEX está generando una salida de cuadros y técnicos que compromete el futuro de la empresa. El foco en el sector de hidrocarburos (impulso a PEMEX) y el apoyo a las centrales térmicas de la CFE también plantea interrogantes sobre la política de renovables del nuevo presidente. La cancelación a finales de 2018 de una subasta de nuevas capacidades renovables ha aumentado esas dudas, aunque las autoridades han matizado que se trata de un retraso motivado por causas administrativas.
El giro político experimentado en Brasil con la elección de Bolsonaro ha sido en sentido opuesto, aunque algunos analistas destacan las similitudes de corte populista de ambos mandatarios.11 Si AMLO despierta temores a más intervención pública y menos mercado, Bolsonaro apuesta por un “choque liberal” con rasgos negacionistas del cambio climático similares a los de Trump. El foco de su política energética estará en desarrollar los hidrocarburos, mientras que se teme un recorte en las políticas de promoción de las renovables y un escaso compromiso climático. Desde la perspectiva medioambiental y climática, sus planes pasan por bajar los impuestos a los combustibles fósiles y facilitar los trámites ambientales de las licencias (incluyendo las de nuevas presas en la Amazonia). Al igual que en el caso de AMLO, la duda es si imperará el populismo o el pragmatismo. O, más precisamente, si se impondrá la tendencia más conservadora y proteccionista del canciller Araújo o la liberal del ministro de Economía Paulo Guedes.
En campaña, Bolsonaro y sus asesores prometieron acabar con la corrupción del sector energético brasileño (que ha costado 12 años de cárcel a Lula y la destitución a Dilma Roussef), privatizando las empresas públicas petrolera y eléctrica, Petrobras y Eletrobrás, aunque más recientemente ha matizado que el núcleo de ambas debe seguir siendo público y nunca chino. De hecho, el componente nacionalista de su programa implica que ninguna de ellas pueda caer bajo control de empresas extranjeras, lo que limita mucho el alcance de la liberalización. De momento, la retórica nacionalista se ha concentrado en las inversiones energéticas chinas, obviando que China es el principal comprador de los recursos naturales brasileños. Gran parte de esas inversiones se han concentrado en el sector energético, donde grandes empresas públicas chinas como State Grid y China Three Gorges tienen grandes inversiones en presas y redes eléctricas. Aunque otros operadores podrían beneficiarse de esas oportunidades en un primer momento, es de esperar que el proteccionismo acabe afectándoles. Un caso claro es el contrato de importación de gas con Bolivia, con el que Bolsonaro se ha mostrado muy crítico, y que vence a finales de 2019.
Más competencia entre hubs que cooperación energética en el Mediterráneo
La política energética europea en el Mediterráneo seguirá más determinada por la competencia que por la cooperación. La principal será por asegurarse la condición de hub gasista. Casi todos los países mediterráneos, desde Turquía a Egipto pasando por Chipre y Grecia, aspiran a serlo. Los mejor posicionados son España (un hub de GNL con gasoductos con Argelia) e Italia (un hub de gasoductos desde Argelia, Rusia, el Caspio y, potencialmente, del Mediterráneo Oriental). España tiene interés en rentabilizar sus inversiones en Egipto (la planta de GNL de Damietta, ahora ociosa), pero también en mantener una competencia sana con Italia.
La propuesta de Israel, Chipre, Grecia e Italia de que la UE financie con más de 7.000 millones de euros un gasoducto de más de 2.000 km desde los campos de gas offshore de Chipre e Israel hasta Europa no sólo supone falsear con subvenciones europeas la competencia gasista en el Mediterráneo. Sobre todo, implica generar un vector de conflicto, y no de cooperación, alrededor de los recursos de gas del Mediterráneo Oriental. Si el gas de la región debe fomentar la cooperación, no puede hacerse contra los intereses de Turquía o Egipto, pero tampoco de la Autoridad Palestina (recursos offshore de Gaza) o el Líbano.
Hay argumentos económicos, energéticos y de política exterior para no emplear el dinero de los contribuyentes europeos en este tipo de grandes infraestructuras más propias del pasado. Sobre todo si hay infraestructuras ya operativas y con capacidad ociosa, gasoductos y plantas de GNL, en países como España. Desde la perspectiva europea, antes que construir nuevas mega-infraestructuras de importación de gas, parecería más coherente con la política energética europea promover las interconexiones europeas y crear un mercado interior de la energía operativo. En clave mediterránea, España debe abogar por una cooperación energética amplia, que considere los suministros de hidrocarburos pero también el potencial a medio plazo de las energías renovables y la financiación climática.
La coyuntura europea parece ahora más propicia para que España promueva una nueva narrativa energética euro-mediterránea coherente con las preferencias de política exterior y energética europeas. Para poder ofrecer un paquete energético consistente en el Mediterráneo, resulta clave atender a la dimensión climática, eléctrica y renovable, para completar el relato de la interdependencia gasista. Además de insistir, como en documentos de años anteriores, en la necesidad de cooperar con Argelia y avanzar en las interconexiones gasistas y eléctricas con Francia, España debe completar su propuesta energética para Europa y el Mediterráneo con una narrativa de cooperación climática y enfocada a la transición energética, tanto de la UE como de su vecindad mediterránea: España como compañera de la transición energética de Europa y el Mediterráneo occidental.12
Precisamente en 2019 deberá resolverse la petición de Marruecos de realizar una tercera interconexión eléctrica con España.13 Dicha petición permitiría aumentar las exportaciones de electricidad españolas hacia Marruecos y facilitar sus proyectos renovables ofreciendo soporte a la red eléctrica marroquí. Actualmente, las importaciones desde España representan más del 15% del consumo eléctrico marroquí, y el saldo es estructuralmente favorable a España. Sólo en los últimos meses ha habido exportaciones comerciales de electricidad relevantes de Marruecos a España, en una evolución previsible a largo plazo hacia una mayor interdependencia eléctrica y renovable.14 Ante las objeciones planteadas en el pasado por España, Marruecos y Portugal han promovido un tendido alternativo entre ambos países. Sin embargo, España decidió ya el año pasado incluir el tercer cable con Marruecos en la planificación eléctrica.
En principio, todo son ventajas para la interconexión española: dada la menor distancia, el coste sería mucho menor, y España ya cuenta con dos interconexiones con Marruecos y más interconexiones internacionales que Portugal. Sería importante que, al igual que se propone en este ARI para los hubs gasistas, la cooperación primase sobre la competencia. De hecho, la cooperación quizá sea más importante para la nueva geopolítica de la energía, que dependerá cada vez más de cables, redes, interconectores y diferentes tecnologías renovables (y de almacenamiento), que para la clásica geopolítica de los tubos o pipeline politics. Después de todo, enzarzarse en una competencia sin sentido por gasoductos está en la naturaleza de la vieja geopolítica de la energía. Hacer lo mismo con las interconexiones eléctricas o las renovables sería una inconsistencia fundacional para un nuevo modelo euro-mediterráneo de interdependencia energética.15
Conclusiones
Para 2019 se prevé que prosiga la aceleración geopolítica de los últimos años. Conforme aumente la competencia entre grandes potencias, también lo hará la propensión de las potencias regionales a tantear los límites del orden liberal. Esta tendencia continuará marcando la geopolítica de la energía, la volatilidad de los precios del petróleo y la politización de los flujos energéticos. Respecto a los precios del petróleo, el consenso de los analistas para 2019 tiende a prever una primera mitad del año de precios al alza por los recortes de la OPEP+ y una caída en el segundo semestre por el aumento de la producción de EEUU y la ralentización del crecimiento económico mundial por la eventual guerra comercial entre EEUU y China.
Hay dos citas de especial interés para Europa en 2019: su respuesta a las sanciones estadounidenses a Irán y la entrada en funcionamiento del Nord Stream 2. En primavera, EEUU revisará los waivers concedidos a seis importadores de petróleo iraní, lo que supone una herramienta importante de modulación tanto para la oferta de petróleo como para la economía de Irán. El Special Purpose Vehicle (SPV) creado por la UE para evitar las sanciones debe empezar a operar a principios de 2019, pero hay pocas esperanzas de que tenga un impacto relevante. También parece difícil frenar el Nord Stream 2. Aunque en este asunto Alemania parece cada vez más aislada en Europa, las presiones estadounidenses parecen llegar demasiado tarde e incluso pueden resultar contraproducentes. Europa deberá vivir con el Nord Stream 2 y con una Alemania reafirmada como futuro hub gasista del norte de Europa.
El nuevo año tiene también puntos de atención para España. En Argelia parece complicarse el quinto mandato de Bouteflika, aunque los temores de un aplazamiento de la elección presidencial han quedado superados con la reciente convocatoria de elecciones para esta primavera. Permanece la incertidumbre sobre si Bouteflika optará al quinto mandato o si se producirá una sucesión en la candidatura. La resolución de la candidatura mantiene las incertidumbres acerca del relato de la primavera energética argelina en que las nuevas autoridades del sector llevan más de año y medio trabajando. En Nigeria, país de creciente importancia como suministrador de España que atraviesa una situación de seguridad de por sí complicada, las presidenciales se decidirán en un ambiente de enfrentamiento y preocupación por el posible estallido de brotes de violencia pre y post-electoral. Las tensiones en el Delta del Níger siguen en aumento y podrían ocasionar dificultades en la producción de hidrocarburos.
La renovación de los liderazgos en México y Brasil también despierta incertidumbres sobre el futuro de la política energética en ambos países. López Obrador mantiene una actitud ambigua: por un lado, ha prometido revertir la reforma energética de Peña Nieto, inspeccionar los contratos y revisarlos; al tiempo, se ha comprometido a respetar las inversiones desembolsadas. Bolsonaro, en cambio, apuesta por un “choque liberal”, pero su componente nacionalista limita la credibilidad de sus propuestas de liberalización. También se anticipa un menor compromiso con las renovables y el cambio climático, pero esa pulsión puede revertirse en virtud de consideraciones económicas. En ambos casos, la duda es si prevalecerá el populismo o será el pragmatismo el que acabe por imponerse.
Finalmente, y si nada lo impide, la narrativa energética europea para el Mediterráneo seguirá previsiblemente determinada por la competencia y no por la cooperación. No parece haber país mediterráneo, grande o pequeño, que no quiera ser el hub de algo: gas, electricidad o incluso servicios. La competencia más clara se da entre aspirantes a hub gasista, aunque los mejor posicionados son el de España e Italia. Subvencionar un gasoducto desde Chipre e Israel hasta Europa no sólo falsearía dicha competencia e impediría la cooperación, sino que puede fomentar el conflicto en un contexto regional especialmente sensible. Desafortunadamente, ese enfoque competitivo corre el riesgo de extenderse del gas a las renovables, y de los gasoductos a los cables. En 2019 deberá resolverse la tercera interconexión eléctrica Marruecos-España, superando las objeciones del gobierno anterior que hicieron que Marruecos y Portugal promovieran un tendido alternativo.
La cooperación resulta si cabe más importante en la nueva geopolítica de los cables, las redes, los interconectores, las renovables y el almacenamiento. La coyuntura parece propicia para que España promueva una narrativa energética coherente con las preferencias europeas. Para ello resulta clave completar el relato de la interdependencia gasista con la dimensión climática, eléctrica y renovable: además de cooperar con Argelia y avanzar en las interconexiones con Francia, España debe proyectarse como compañera de la transición energética de Europa y el Mediterráneo occidental.
Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano | @g_escribano
1 G. Escribano (2018), “Energía en 2018: aceleración geopolítica, más OPEP+ y Trump año II”, ARI nº 17/2018, Real Instituto Elcano, 12/II/2018.
2 Datos de CORES, Boletín Estadístico de Hidrocarburos, octubre de 2018.
3 Reuters (2018), “Slowing demand and a supply glut to drain oil’s gains in 2019: Reuters Poll”, 30/XI/2018.
4 US EIA (2018), “Short-term energy outlook”, 11/XII/2018.
5 Agencia Internacional de la Energía (2018), “Oil Market Report”, 13/XII/2018.
6 US EIA (2018), op. cit.
7 Gonzalo Escribano y Virginia Crespí de Valldaura (2019), “Argelia, reforma energética y continuidad política”, Política Exterior, nº 187, enero/febrero.
8 Gonzalo Escribano (2018), “Elección presidencial y reforma energética se citan en Argelia”, ARI nº 117/2018, Real Instituto Elcano, 26/10/2018.
9 Robert Malley (2018), “10 conflicts to watch in 2019”, Commentary, International Crisis Group, 28/XII/2018.
10 CSIS (2018), “What will AMLO and Bolsonaro do to energy markets?”, CSIS podcast, 14/XII/2018.
11 Carlos Malamud (2019), “Presidente esquerdista do México e Jair Bolsonaro guardam muitas semelhanças”, Folha de S. Paulo, 13/I/2019.
12 G. Escribano (2018), “The geopolitics of renewable and electricity cooperation between Morocco and Spain”, Mediterranean Politics, publicado online, 28/II/2018.
13 G. Escribano (2016), “Encuentros en la tercera interconexión (Marruecos-España)”, Blog Elcano, Real Instituto Elcano, 15/XII/2016.
14 L. Ojea (2019), “España y Portugal se enzarzan en una carrera por poner en marcha la tercera interconexión eléctrica con Marruecos”, El Periódico de la Energía, 17/I/2019.
15 G. Escribano (2015), “Towards a Mediterranean energy community: no roadmap without a narrative”, en Rubino, Otzurk, Lenzi y Costa (eds.), Regulation and Investments in Energy Markets. Solutions for the Mediterranean, Academic Press, Elsevier.
