Ver también versión en inglés: Algerian presidential elections and the energy reform agenda
Tema
Este ARI revisa primero el contexto económico y energético preelectoral argelino, para explorar a continuación las virtudes y limitaciones del relato de primavera energética proyectado por los nuevos responsables del sector.
Resumen
En los últimos meses se han intensificado los anuncios sobre la inminencia de una nueva ley de hidrocarburos y se ha avanzado en mejorar la relación de Argelia con las compañías petroleras y gasistas internacionales, incluyendo la extensión y renovación de varios contratos. No obstante, parece que la aplicación de las reformas deberá esperar a que se resuelvan las elecciones presidenciales de 2019.
Análisis
Introducción
Contra todo pronóstico, 2018 puede acabar siendo un año preelectoral relativamente plácido en Argelia. La subida de los precios del petróleo ha aliviado considerablemente su situación económica y el presupuesto ha podido exhibir una orientación social con la reversión de algunas de las medidas de ajuste aplicadas en años anteriores. El ciclo electoral expansivo también se apoya en la financiación del déficit público por parte del Banco Central. En la primavera de 2018, a un año vista de las presidenciales de abril, incluso se publicitaron varias intervenciones directas del presidente Bouteflika para corregir decisiones del gobierno Ouyahia. Desde la perspectiva económica insistió en medidas populares como la necesidad de revertir las bajadas en los subsidios, impedir una subida de tasas en la emisión de documentos de identidad y pasaportes, y evitar la venta de terrenos agrícolas a inversores extranjeros. En el plano político, cesó al jefe de la policía, Abdelghani Hamel, que incidentalmente (y como muchos otros) contaba entre los posibles candidatos presidenciales.1
Estas medidas de afirmación también se han producido en materia energética, por ejemplo con el decreto presidencial para ampliar sus prerrogativas en los nombramientos de Sonatrach y reforzando el poder de su nuevo presidente. La primavera energética argelina que el nuevo equipo responsable de la política energética nombrado en 2017 lleva meses intentando transmitir, por tímida que resulte en perspectiva europea, supone una oportunidad de apertura y merece ser acompañada. Aunque resulte exagerado calificarla de “perestroika petrolera”,2 sí parece revelar mayor propensión a las reformas y más flexibilidad frente a un entorno energético global cambiante. Las páginas que siguen abordan, en primer lugar, el contexto económico general argelino, para después pasar al del sector de hidrocarburos y centrarse en las señales de apertura que se aprecian en los últimos meses.
Economía preelectoral
Si el relato de la primavera energética resulta prematuro, aplicarlo a la política económica argelina que le sirve de contexto es simplemente inadecuado (salvo que se aluda a la variabilidad del clima propia de dicha estación). Las tensiones entre impulsos reformistas y conservadores se manifiestan en medidas contradictorias, rectificadas o no aplicadas, y por tanto en una política económica ampliamente inconsistente.3 El presupuesto de 2018 ya olvidaba el relativo rigor de años anteriores, pero la subida de los precios del petróleo ha intensificado el ciclo fiscal electoral. El proyecto de presupuestos para 2019 (Loi de Finances) presentado a finales de septiembre así lo confirma: aumento del gasto público cercano a un 8%, especialmente del gasto corriente, y, dentro de éste, de las transferencias sociales; recurso continuado a la monetización del déficit; y, por supuesto, ni un nuevo impuesto ni una sola bajada de subvenciones.4
La Figura 1 recoge los principales indicadores económicos argelinos y su evolución reciente y prevista. En primer lugar, el crecimiento económico bajó del 3,7% en 2000-2015 a un 2% en 2017. Según las proyecciones del FMI, el crecimiento repuntaría en 2018 por la expansión fiscal del presupuesto preelectoral y la recuperación de los precios del petróleo, cuyos efectos se mantendrían en 2019, aunque con menor intensidad. The Economist Intelligence Unit (EIU) prevé tasas ligeramente inferiores para 2018 pero un repunte del crecimiento a partir de 2019, básicamente debido al aumento de los precios del petróleo y a la entrada en operación en los próximos años de las últimas inversiones en el sector del gas.5
El coste de haber mantenido el crecimiento con medidas contra-cíclicas durante los años de bajos precios del petróleo se aprecia en el deterioro de los principales equilibrios macroeconómicos del país. Las tensiones inflacionistas, contenidas hasta 2015, se situarían en los próximos años por encima del 7%, con el consiguiente aumento del malestar entre una población ya asediada por el incremento de los precios. En cambio, la recuperación de los precios del petróleo podría reducir el abultado déficit público alcanzado en 2015 y 2016 de más del 15% al 7% del PIB en 2018. Se trata de un déficit presupuestario considerable originado básicamente por el aumento de las transferencias sociales, que el presupuesto de 2018 ha incrementado en un 8% hasta representar el 9% del PIB. De aplicarse el aumento del proyecto de presupuesto de 2019, alcanzarían el 21% del presupuesto y previsiblemente crecería de nuevo su peso en el PIB.
Tras el aumento de gasto corriente estimado para 2018, el déficit público se reconduciría por debajo del 5% del PIB. Ello permitiría frenar la escalada de deuda, que pasaría del 8,8% del PIB en 2015 a situarse por encima del 30%. En junio se hizo público el dato del recurso del Tesoro argelino al Banco Central que, como era previsible por la expansión presupuestaria, resultó superior al objetivo fijado por el Ministerio de Finanzas. Sin embargo, no se registraron nuevas monetizaciones desde febrero, indicando que las urgencias fiscales han remitido con el aumento de los precios del petróleo y el gas natural.
En el plano exterior, tras perder los ingentes superávit de los años de precios altos del crudo, su recuperación permitiría un reequilibrio de la balanza por cuenta corriente: partiendo de un déficit superior al 16% del PIB en 2015 y 2016 se bajaría del 10% a partir de 2018. Las reservas de divisas seguirían reduciéndose, aunque a un ritmo más pausado y siempre dentro de márgenes relativamente cómodos por encima del año de importaciones. El EIU contempla estimaciones para 2018 y previsiones para años posteriores ligeramente más favorables, sobre todo un reequilibrio más rápido del déficit público en el entorno del 6% del PIB en 2018.
Evidentemente, estas proyecciones, estimaciones y previsiones son muy sensibles a la evolución de los precios del petróleo. La última fila de la Figura 1 recoge cuál debería ser el precio del barril de petróleo para alcanzar el equilibrio presupuestario. Entre 2000 y 2016 el presupuesto argelino requería en media precios superiores a los 100 dólares por barril para mantener el equilibrio. Los (tímidos) ajustes de 2016 y 2017 surtieron un cierto efecto rebajando el fiscal break-even price a 102 y 86 dólares, respectivamente. El ciclo fiscal electoral aumentaría el precio de equilibrio presupuestario hasta cerca de los 106 dólares, para volver a caer a los 84 dólares en 2019, nivel más alineado con las previsiones de precios (si bien dicha estimación es previa al expansivo proyecto de presupuestos de 2019). Cabe considerar que las empresas no manejan precios del petróleo muy por encima de los 80 dólares por barril, pero exigen rentabilidad a sus proyectos de inversión en el entorno de los 50 dólares. Los monoproductores de hidrocarburos y sus empresas públicas deberían adoptar marcos prudenciales razonablemente similares.
Un país que depende de las materias primas debería actuar del mismo modo para soportar debidamente en su balanza fiscal la segura e imprevisible volatilidad.Figura 1. Argelia, principales indicadores económicos
| 2000-2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 (1) | 2019 (1) | |
| Crecimiento del PIB real (%) | 3,7 | 3,7 | 3,3 | 2,0 | 3,0 | 2,7 |
| Inflación (IPC, %) | 3,7 | 4,8 | 6,4 | 5,6 | 7,4 | 7,6 |
| Déficit público (% del PIB) | 2,9 | -15,7 | -13,5 | -7,1 | -8,2 | -4,8 |
| Deuda pública (% del PIB) | 24,8 | 8,8 | 20,6 | 25,8 | 33,3 | 38,4 |
| Balanza por cuenta corriente (% del PIB) | 11,4 | -16,5 | -16,6 | -12,3 | -9,3 | -9,7 |
| Deuda externa (% del PIB) | 15,3 | 1,8 | 2,4 | 2,3 | 2,0 | 1,8 |
| Reservas de divisas (en meses de importaciones) | 26,9 | 28,4 | 22,6 | 19,0 | 16,2 | 13,4 |
| Precio del barril de petróleo que equilibra el presupuesto (breakeven fiscal oil price, US$) | 102,1 | 106,8 | 102,5 | 86,7 | 105,7 | 84,3 |
| Precio del barril de petróleo de equilibrio exterior (external breakeven oil price, US$) | 70,2 | 84,5 | 73,4 | 74.5 | 76,8 | 76,6 |
(1) Proyecciones.
Fuente: FMI (2018), ‘Regional Economic Outlook Update: Middle East and Central Asia, May 2018, Statistical Appendix’.
En general, el panorama macroeconómico refleja las inconsistencias de la política económica. Aunque el gobierno ha intentado ajustarse a un entorno de precios bajos del petróleo, el ciclo electoral sólo lo ha permitido parcialmente. El recurso a la financiación no convencional del déficit plantea serios interrogantes a medio plazo, como ha destacado el Banco Mundial.6 Ahora que la narrativa del lower for longer parece revelarse errónea, los incentivos a corto plazo para mantener la disciplina fiscal pueden debilitarse aún más.
Los vaivenes también se aprecian con claridad en la política microeconómica de 2018. Un área de especial interés para Europa (y España) es la política comercial. Argelia lleva desde 2015 aplicando una medida proteccionista tras otra, lo que afecta de manera importante a las relaciones comerciales del país con la UE. El argumento argelino es contener el desequilibrio de la balanza de pagos, pero existe también un elemento de economía política claro: los incumbentes quieren preservar las rentas que procuran las licencias, aranceles y prohibiciones propias de los mercados protegidos.
Primero se paralizó la liberalización comercial prevista por el Acuerdo de Libre Comercio del Acuerdo de Asociación Argelia-UE. Luego se introdujeron licencias de importación no automáticas para productos como los automóviles y el cemento y otros materiales de construcción. Desde 2018 estas licencias ya no afectan a las importaciones de automóviles, pero se han introducido nuevas medidas restrictivas: la suspensión de la importación para varios grupos de productos que abarcan unas 850 posiciones arancelarias; el aumento de los aranceles para unas 130 posiciones arancelarias adicionales; y nuevos requerimientos administrativos y financieros.7
Como se expone a continuación para el sector energético, el contexto económico preelectoral queda marcado por una mejoría transitoria debido al aumento de los precios del petróleo. El problema es que la ventana de oportunidad para el ajuste fiscal y las reformas microeconómicas que ofrece dicho aumento se ha solapado con un año preelectoral. Ambos elementos se conjugan para reforzar la tentación de seguir confiando en la recuperación de los precios y evitar (o minimizar) las reformas. Pero como ocurre con el sector energético, una coyuntura relativamente más favorable para el ciclo electoral a corto plazo no debería ocultar los numerosos retos económicos del país en el medio y largo plazo.
Gas y precios al rescate
A diferencia de otros monoexportadores de hidrocarburos, como Venezuela, el manejo de la política económica en Argelia no ha sido tan nefasto como para impedir que el país se beneficie de la actual subida de los precios del petróleo.8 Los peores escenarios contemplados en 2014, al inicio de la abrupta caída de los precios, no se han materializado. Ni se ha producido una regresión a la inestabilidad del decenio negro de 1990 ni se ha producido un golpe de Estado como en de Egipto.9 En cambio, como parecía previsible, el país ha permanecido instalado en un compás de espera marcado por la sucesión del presidente Bouteflika. A causa de ello, el contexto de elaboración de la política económica se ha sumido en una especie de continuidad deteriorada en espera de tiempos políticos y económicos más propicios.10
Se trataba de una apuesta arriesgada y tomada por defecto, dada la inviabilidad política de acometer un ajuste fiscal duro y acompañarlo de reformas microeconómicas de calado. Una parte de esa apuesta se fiaba a una eventual recuperación de los precios del petróleo, pero la otra era más tangible: la entrada en operación de nuevos proyectos gasistas capaces de revertir temporalmente el declive de la producción del país.
La Figura 2 muestra el estancamiento de la producción argelina de petróleo en los últimos años y el declive previsto a medio plazo. Con todas las cautelas acerca de las cifras manejadas por las diferentes previsiones, la tendencia de corto plazo de la producción de gas, representada en la Figura 3, es más favorable. Tras el acelerado declive de la producción en la década de 2000 y el estancamiento registrado en la primera mitad de la década actual, la producción creció de manera significativa en 2016 (pero no en 2017) y se esperan nuevos incrementos conforme los proyectos en curso se vayan completando. El declive de la producción en el caso del gas no se prevé hasta entrada la próxima década, pero todo el incremento de esos años se habría esfumado para 2027. Si bien no puede descartarse que el presidente Bouteflika busque la enésima reelección en esos años, las urgencias electorales argelinas son más inmediatas.
Incidentalmente, antes de que llegase el año preelectoral de 2018, los precios del petróleo empezaron a subir y con ellos lo hicieron los ingresos por exportaciones. La Figura 4 muestra el alza de los ingresos por exportaciones de hidrocarburos previstos hasta 2022 bajo el impulso del aumento tanto de la producción de gas como de los precios esperados del barril de petróleo. Como se refleja en el declive previsto en la producción de gas, el problema se presenta a partir de ese año. Independientemente de la evolución de los precios del crudo, Argelia necesita realizar ya las inversiones gasistas necesarias para revertir el declive anunciado de su producción.
Evidentemente, como se avanzaba, siempre es recomendable cierto escepticismo con las previsiones optimistas de la producción argelina de gas.11 Por ejemplo, incluir producción de shale gas resulta claramente prematuro, como se mostrará más adelante. Las previsiones de la Figura 3 dependerán de la evolución de la producción del campo de Hassi R’Mel, sobre todo en invierno con la bajada de las temperaturas y la reinyección de gas. Aunque hasta la fecha Argelia ha podido cumplir los contratos firmados, en 2017 no pudo suministrar a Francia cantidades adicionales de gas. De hecho, hay previsiones tan pesimistas que contemplan la desaparición de las exportaciones argelinas de gas para 2030 en un escenario de alta demanda doméstica, como sucedió con Egipto.12 Pero lo relevante es que incluso las previsiones optimistas sólo lo son a corto plazo, planteando un escenario muy complicado a partir de 2023-2024.
En suma, al igual que ocurre con la economía, la reciente mejora de la situación y de los indicadores y previsiones del sector energético argelino no puede esconder los retos que afronta a corto y medio plazo. Teniendo en cuenta los largos períodos de ejecución de los proyectos gasistas, muy especialmente en Argelia, las inversiones deben acometerse lo antes posible. Pero la realidad es que en los últimos años las desfavorables condiciones contractuales, fiscales y administrativas en Argelia han sido incapaces de atraer las inversiones necesarias por parte de las compañías internacionales. Las últimas rondas para pujar por licencias de exploración realizadas han obtenido escaso interés por parte de las compañías internacionales, que encuentran el contexto general de los negocios en el país muy desfavorable.13 De hecho, se han aplazado sine die y no se esperan nuevas rondas con el presente marco regulatorio.
La lentitud de los procesos administrativos y los largos plazos de aprobación, las dificultades para operar en un marco volátil de política comercial, los impedimentos a los flujos internacionales (desde los financieros a los aduaneros) y la situación de seguridad aumentan los costes de transacción de operar en el país. A ello se suma un sistema impositivo que limita los ingresos potenciales con un impuesto sobre beneficios extraordinarios (windfall tax), muy desincentivador en el actual contexto del mercado. La limitación de la participación extranjera en los proyectos (la denominada regla 49/51 la limita al 49%) es el otro obstáculo al que aluden las compañías extranjeras.
Finalmente, a pesar de contar con unas de las mayores reservas de gas no convencional (shale gas) del mundo, la estrategia argelina acerca de su explotación ha sido igualmente errática. Según las diferentes estimaciones, el país tendría las terceras o cuartas reservas técnicamente recuperables, tras EEUU, China y Argentina. La cuenca de Ghadames, que se extiende desde el este de Argelia hasta el sur de Túnez y el oeste de Libia, es una de las principales del mundo en recursos de gas no convencional.14 Pero las ventajas otorgadas por contar con una geología favorable y una industria gasista establecida han quedado anuladas hasta la fecha por obstáculos técnicos, políticos y económicos.
Las preocupaciones acerca de la competencia del fracking por un recurso escaso como el agua, aunque relativizadas desde la industria por la evolución de la tecnología, han generado protestas violentas en localidades afectadas en el sur del país (especialmente las registradas en In Salah en 2015 tras las primeras perforaciones). Por otro lado, las ineficiencias burocráticas y la lentitud administrativa que lastran el desarrollo de los recursos de gas convencionales son extrapolables al sale.15 En un contexto de precios bajos y oposición popular, los anteriores responsables de la política energética argelina parecieron optar por priorizar el desarrollo de recursos convencionales de menor coste de producción. Aunque no dejaron de considerar la explotación del shale gas, lo hacían a más largo plazo a la espera de un contexto más propicio: mayores precios del gas natural; avances tecnológicos capaces de minimizar los costes y el impacto sobre acuíferos y consumo de agua; y, en relación a esto último, un apaciguamiento de la oposición social a su explotación.
Una primavera energética tardía, limitada y por confirmar
Ante el letargo inducido por la parálisis política del sector energético argelino, en la primavera de 2017 el gobierno empezó a señalar un cambio de rumbo. El primer paso fue estabilizar la situación de Sonatrach, paralizada por los casos de corrupción y la sucesión de presidentes, cinco en apenas siete años. La designación del nuevo responsable, Abdelmoumen Ould Kaddour, no se trató de un nombramiento más. En 2007, Ould Kaddour había sido objeto de una oscura intriga del entonces todopoderoso Département du Renseignement et de la Sécurité (DRS), disuelto por Bouteflika en 2016. Acusado de estar en posesión de documentación del DRS, fue juzgado por espionaje por un tribunal militar que le condenó a 30 meses de prisión en un rápido proceso plagado de interrogantes. A los 20 meses de encarcelamiento fue liberado sin explicación alguna gracias a la supuesta intervención de un allegado de Bouteflika, tras lo cual se instaló en Dubai como consultor.
A principios de 2017 el entorno presidencial viajó a visitarle y consiguió convencerle, al parecer no sin dificultad, para que se hiciera cargo de Sonatrach.16 Se trataba no sólo de una rehabilitación personal, sino también indirectamente de la de su mentor Chakib Khelil, ministro de Energía entre 1999 y 2010, verdadero objeto de las intrigas del DRS para hacerse con el control de Sonatrach.17 El hecho de que Khelil sea uno de los potenciales candidatos a las presidenciales ha generado numerosas interpretaciones sobre el nombramiento. En junio de 2018 un decreto presidencial modificaba el estatuto de Sonatrach, atribuyendo nuevas prerrogativas a Kaddour, básicamente poder escoger a su consejo de administración. No obstante, también reforzaba el control presidencial sobre la empresa, cuyos presidentes y vicepresidentes deben ser nombrados también por decreto presidencial. En el plano organizativo, Sonatrach está ya cerca de completar el cambio de su cuadro directivo y ya tienen nuevos responsables en las áreas más importantes de la empresa (Estrategia, Upstream, Logística por Ducto y Comercialización).
En la misma primavera de 2017 se nombró a Arezki Hocini responsable de la Agencia Nacional de Valorización de Hidrocarburos (Alnaft), el regulador del sector. Se trata de un hombre cercano a Kaddour y Khelil y, como el primero, rescatado del olvido del régimen, aunque en este caso de una jubilación anónima. El nuevo ministro de Energía, Mustapha Guitouini, proviene de la distribución (Sonelgaz) y no del sector de exploración y producción. Tampoco tiene peso específico político, así que hasta fechas recientes ha dejado hacer y apenas ha intervenido en la formulación de la política de extracción.
El nuevo equipo energético rescató inmediatamente el espíritu aperturista del código petrolero de 2005 impulsado por Khelil y luego cercenado con medidas como el 49/51 y el windfall tax como principales elementos restrictivos a la inversión extranjera. En paralelo, Alnaft parece estar experimentando un proceso de incremento de sus funciones que, aunque todavía no ha sido aclarado, podría relevar a Sonatrach en algunas de sus tareas históricas de regulación y control para convertirla en una compañía más comercial y homologable a las grandes compañías internacionales.
Su objetivo declarado era despertar al sector petrolero y gasista argelino con el apoyo del clan presidencial. Empezaron por aproximarse a las compañías internacionales para reconducir amistosamente los litigios pendientes y recuperar en lo posible la imagen perdida. Al cabo de un año, Sonatrach consiguió cerrar el 80% de los mismos, entre otros con la noruega Statoil y la estadounidense ExxonMobil.18 Pero el caso más destacable es el acuerdo de asociación alcanzado con Total, que dejaba atrás numerosas disputas y recuperaba el clima de entendimiento entre ambas compañías.
A continuación llegó la firma de nuevos contratos y la extensión de otros, varios con Total. Entre ellos un contrato de concesión dentro de un nuevo marco contractual para desarrollar el campo de Timimoun, alcanzado entre Cepsa, Sonatrach, Total y Alnaft a finales de 2017.19 A principios de 2018, Cepsa, Sonatrach y Alnaft firmaron otro nuevo contrato de concesión para la explotación del yacimiento de Rhoude el Krouf (RKF), situado en la cuenca de Berkine. En abril de 2018 Sonatrach firmó un ambicioso acuerdo marco con ENI para relanzar la exploración y el desarrollo en la misma cuenca de Berkine, además de reforzar su cooperación en otros ámbitos del sector energético (shale gas, petroquímica, renovables, exploración offshore…).20 Más recientemente, en junio, se firmó un acuerdo entre Sonatrach, Total y Repsol para extender el contrato de la concesión de gas de Tin Fouyé Tabankort (TBT).
Estos avances han venido aderezados con una ronda de consultas para recabar información sobre qué medidas consideraban necesarias para reformar la Ley de Hidrocarburos y mejorar la dinámica del sector. Aunque se trata de una novedad bienvenida, las conclusiones de dicha ronda de consultas no se han hecho públicas, ni las compañías han sido informadas acerca de si sus sugerencias serían finalmente tenidos en cuenta. Esta falta de transparencia e indefinición supone otra limitación importante del relato de apertura energética de los últimos meses. Aunque las compañías internacionales parecen haber recibido señales de que el host government take (HGT, que en la mayoría de los casos está en el 90%) va a ser rebajado en la nueva Ley de Hidrocarburos, aquéllas siguen descontando que Argelia seguirá siendo un país con un HGT demasiado alto.
Su componente de política exterior es un elemento adicional de distorsión. Así, parte del éxito de los contratos con Total se debe a la voluntad de Francia de mantener sus intereses en Argelia. Cabe destacar que, al mismo tiempo, Francia continúa obstaculizando el gasoducto Midcat y el acceso por ducto del gas argelino al resto del mercado europeo. Estas inconsistencias estratégicas afectan considerablemente al horizonte exportador del gas argelino en Europa.
El otro reto pendiente era la renovación de los contratos de suministro de gas con los principales clientes argelinos, muchos de los cuales se acercaban a su fecha de expiración. Las negociaciones, de las que poco se sabe, se venían prolongando desde hacía años sin grandes avances. Las compañías europeas, apoyadas por la Comisión, insistían en flexibilizar las condiciones contractuales, rebajando su duración y considerando fórmulas de indexación de los precios menos rígidas, como ya estaba haciendo Rusia para adaptarse al nuevo contexto de abundancia de gas natural, mucho más competitivo.21 Aunque las autoridades argelinas se mostraban comprensivas, se resistían con el argumento de la seguridad de demanda e insistían en mantener una cierta estabilidad de expectativas.
En junio de 2018 Naturgy (antes Gas Natural Fenosa) se convirtió en la primera compañía europea en renovar su contrato, asegurándose el suministro de gas natural argelino hasta 2030. Aunque los detalles del acuerdo se desconocen, parece haber sido renovado en términos más flexibles, tanto en plazo (10 años) como en fórmulas de precios. Lo previsible es que las negociaciones con los demás clientes, algunas pautadas en acuerdos marco como los de Sonatrach con Eni y Total, sigan el mismo formato. No por tardías estas medidas dejan de ser bienvenidas, y suponen un brote de racionalidad en la política energética argelina que ha renovado las expectativas acerca de la anunciada nueva Ley de Hidrocarburos.
Tras muchas esperas y rumores, el pasado 4 de junio Kaddour anunció la contratación de una firma de consultoría estadounidense (Curtis, Mallet-Prevost, Colt & Mosle) para brindar asesoría en la confección de la nueva legislación petrolera. También destacó la necesidad de proceder con rapidez en su promulgación y aplicación para mejorar cuanto antes las condiciones de inversión y atraer la inversión de las compañías internacionales. Al parecer, la estrategia consiste en que la nueva ley sea aprobada al mismo tiempo que sus decretos de aplicación, al contrario de lo que ocurrió en 2005, 2006 y 2012, cuando estos últimos tardaron años en llegar y mantuvieron al sector paralizado.22 El ministro Guitouni, en cambio, ha expresado por primera vez su discrepancia y se ha mostrado a favor de un enfoque más cauteloso que podría entorpecer el proceso.23 Así, tanto la nueva ley como sus decretos de aplicación y el anuncio de las nuevas zonas abiertas a exploración deberán previsiblemente esperar a que se clarifiquen las incertidumbres de la elección presidencial.
Algo semejante ocurre con el futuro del gas no convencional. Conscientes de que el aumento de la exploración y producción de gas convencional no bastará para compensar el declive de los campos existentes, los nuevos responsables energéticos argelinos han mostrado un renovado interés por desarrollar los vastos recursos de shale gas del país. En los últimos meses han tenido conversaciones con compañías estadounidenses como ExxonMobil y Chevron, pero parecen muy preliminares y planeadas a muy largo plazo.24 El shale es también objeto de su partenariado con Eni y Total, pero parece que las negociaciones más avanzadas son las mantenidas con Anadarko y BP. En unas declaraciones recientes a Bloomberg, Kaddour incluía entre las prioridades de Sonatrach tanto la exploración offshore como lo que denomina las “nuevas energías” (“We don’t want to call it shale… I don’t like the term”).25
Por plazos, ninguno de estos proyectos verá la luz antes de las elecciones presidenciales, evitando su coste político en la campaña electoral y permitiendo mantener unos meses más el enfoque prudente adoptado hasta ahora por el gobierno. Dados los obstáculos que afronta la producción convencional, resulta complicado esperar que la de shale gas pueda resultar más sencilla. Todo lo contrario, su éxito se basa en conseguir la máxima eficiencia en la operación, lo que requiere un marco empresarial, fiscal y normativo favorecedor que hoy sólo existe prácticamente en EEUU: un proceso ágil de toma de decisiones, empresas de servicios que actúen en un mercado altamente competitivo, desarrollos tecnológicos ad-hoc para cada especificidad de los proyectos y un flujo constante de maquinaria y técnicos. Por ejemplo, las compañías internacionales tienen problemas aduaneros para importar maquinaria cuya llegada se retrasa en ocasiones hasta seis meses, plazos incompatibles con la agilidad exigida por la industria del shale. En todo caso, se espera que la nueva ley sea fiscalmente más favorable al shale y al offshore, así como promover la exploración en cuencas poco investigadas.
Conclusiones
La situación macroeconómica argelina refleja las inconsistencias de su política económica, reforzadas por el ciclo electoral. El recurso a la financiación no convencional del déficit y la recuperación de los precios del petróleo han debilitado todavía más la disciplina fiscal de cara a las elecciones presidenciales.
La coincidencia de éste reduce la ventana de oportunidad para el ajuste y las reformas que ofrece la mejoría temporal del contexto económico, ocultando los numerosos retos económicos del país a más largo plazo. Algo semejante ocurre con el sector de hidrocarburos. La mejoría de la situación no puede esconder la falta de las inversiones necesarias para revertir el declive de su producción. A los obstáculos administrativos que afrontan los proyectos, desde los largos plazos de aprobación y ejecución a los que sufren las transacciones internacionales, se suman una fiscalidad inadecuada y la limitación al 49% de la participación extranjera en los proyectos. Respecto al shale gas, hasta la fecha la estrategia argelina ha sido errática y plantea las mismas dudas que las condiciones de explotación de los recursos convencionales.
Para afrontar estas dificultades, los nuevos responsables de la política energética argelina han emitido señales de una mayor propensión a las reformas y preparado el terreno para la nueva ley de hidrocarburos y un cambio de enfoque respecto a la explotación del gas no convencional. En apenas unos meses Sonatrach, la compañía petrolera y gasista nacional, ha reglado gran parte de sus diferencias y arbitrajes con las compañías internacionales; ha firmado nuevos contratos y renovado o extendido otros con Cepsa, Eni, Naturgy (Gas Natural Fenosa), Repsol o Total; y ha renovado su interés por el gas no convencional buscando el apoyo de las empresas estadounidenses y europeas. La nueva ley de hidrocarburos, que lleva años anunciándose, es probablemente una oportunidad única para culminar y anclar esos esfuerzos por atraer la inversión internacional necesaria para desarrollar las reservas argelinas de gas. El presidente de Sonatrach y el regulador del sector de hidrocarburos llevan meses recurriendo a la narrativa de la primavera energética argelina, aunque desde luego no con ese nombre tan poco evocador en el Norte de África.
Sin embargo, ese nuevo tono de la política petrolera y gasista argelina tiene sus limitaciones. El documento destaca las inercias burocráticas y de opacidad como uno de los lastres principales de la apertura energética (especialmente críticas para la industria del shale), así como sus distorsiones por motivos de política exterior. Pero concluye que la principal limitación, como para el conjunto de la economía, consiste en que el ritmo de reformas impuesto se solapa y subordina al ciclo electoral, y líneas rojas como el 49/51 o un host government take elevado no pueden cruzarse antes de que concluya, y sólo difícilmente después. Esa realidad dificulta y retrasa la toma de decisiones, impide el uso de contratistas de calidad, alarga los tiempos de reacción y reduce el atractivo del país.
El futuro energético de Argelia es precisamente uno de los elementos de mayor valor estratégico a dirimir en las presidenciales de 2019. Tras años de parálisis, parece que la cita con la reforma energética no puede postergarse mucho más, pero tampoco parece previsible que pueda adelantarse a la clarificación del panorama político del país. La consolidación de la reforma energética no sólo exige una nueva ley y decretos efectivos de aplicación, sino también legitimidad y autoridad política. Si, como todo apunta, Bouteflika accede a la petición de la mayoría presidencial de presentarse, una reforma ambiciosa podría ser uno de los legados clave de su quinto mandato. Deberá confirmar, profundizar o revertir las medidas adoptadas, empezando por la ley de hidrocarburos y sus decretos de aplicación. Y sólo más a medio plazo definir una estrategia coherente para la explotación de las reservas de gas no convencional.
Gonzalo Escribano
Director del Programa de Energía y Cambio Climático del Real Instituto Elcano | @g_escribano
1 The Economist Intelligence Unit-EIU (2018), “Bouteflika’s rivals bide their time”, 18/VI/2018.
2 Véase “Les hydrocarbures pris en otage par la présidentielle de 2019”, Africa Energy Intelligence, n° 818, 5/VI/2018.
3 G. Escribano (2017), “Algeria: global challenges, regional threats and missed opportunities”, en K. Westphal y D. Jalilvand (eds.), Political and Economic Challenges of Energy in MENA, Routledge.
4 H. Haddouche (2018), “Dépenses en hausse, planche à billets: une LF 2019 fortement influencée par la présidentielle”, Tout Sur l’Algérie, 27/IX/2018.
5 EIU (2018), Algeria. Country Report, julio.
6 World Bank (2018), “Algeria”, MPO, abril.
7 Comisión Europea-Alta Representante (2018), “Rapport sur l’état des relations UE-Algérie dans le cadre de la PEV rénovée”, SWD(2018) 102 final, 6/IV/2018.
8 G. Escribano (2018), “Argelia no es Venezuela”, Comentario Elcano, nº 22/2018, 4/IV/2018.
9 G. Joffé (2015) “The outlook for Algeria”, IAI Working Papers, nº 15/38.
10 G. Escribano, “A political economy of low oil prices in Algeria”, Elcano Expert Comment, nº 40/2016, 19/X/2016.
11 H. Darbouche y J. Hamilton (2015), “North Africa’s energy challenges”, en Zoubir y White (eds.), North Africa Politics. Change and Continuity, Routledge, 2015.
12 A. Aissaoui (2016), “Algerian Gas: Troubling Trends, Troubled Policies”, Oxford Institute for Energy Studies Paper NG 108, mayo.
13 Argelia figura en la posición 166 (de 185 países) en el ranking Doing Business 2018 del Banco Mundial.
14 US EIA (2015), “Shale gas resources: an assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United States”, junio 2013, actualizado 24/IX/2015.
15 Boersma, T., M. Vandendriessche, y A. Leber (2015), “Shale gas in Algeria. No quick fix”, Brookings Energy Security and Climate Initiative Policy Brief, nº 15-01, noviembre.
16 F. Alilat (2018), “Algérie : Ould Kaddour, de la prison à la tête de Sonatrach”, Jeune Afrique, 15/I/2018,
17 En junio de 2018 Kaddour declaró en una entrevista que todo el affaire había sido fabricado por la DRS “pour casser Chakib Khelil”. Y. Babouche (2018), “Ould Kaddour : ‘J’ai été jugé pour espionnage alors que BRC avait construit le siège de l’état-major de l’armée!’”, Tout Sur l’Algérie, 3/VI/2018.
18 El Watan (2018), “Sonatrach a réglé 80% de ses litiges”, 7/III/2018.
19 Cepsa (2017), “Cepsa, Sonatrach, Total y Alnaft firman un nuevo marco contractual de la concesión del campo de gas de Timimoun”, nota de prensa, 13/XII/2017.
20 World Oil (2018), “Eni and Sonatrach strengthen cooperation in the gas sector in Algeria”, 18/VII/2018.
21 Esencialmente reducir los plazos contractuales de 20 o 25 años y fórmulas de indexación con mayor participación de precios de hubs europeos.
22 African Energy Intelligence, op. cit.
23 EIU ViewsWire (2018), “Algeria economy: quick view – US firms hired to advise on hydrocarbons law”, 7/VI/2018.
24 Natural Gas World (2018), “Sonatrach eyes foreign investors for shale gas: CEO”, 6/VII/2018.
25 “Sonatrach CEO Kaddour on Oil Supply, Prices, Investment”, Bloomberg Markets and Finance, 24/IX/2018.
