Brazil is zooming ahead on ethanol

For Robert Weiner, Claude Pepper and George Clingan (The Miami Herald, 09/08/2012). Robert Weiner was a senior White House spokesman, chief of staff for Rep. Claude Pepper and spokesman for the House Government Operations Committee. George Clingan is Latin American policy analyst for Solutions for Change.

As the world watches the 2012 London Olympics, the United States ought to brace for a looming embarrassment at the 2016 Olympics in Rio de Janeiro. Unless we act fast, everyone will see Brazilians spending one-third less per gallon and generating significantly cleaner air, while the United States and other nations remain locked in the stronghold of the OPEC oil cartels.

Brazil is getting rich on its energy independence — and buying up depressed Florida real estate with its deep coffers. In June, Brian Williams reported on NBC Rock Center that, “Brazil is minting 20 new millionaires a week,” prompting “waves of wealthy Brazilians landing on South Florida’s shores spending millions.” They now own the majority of new real-estate value in Miami.

Brazil’s newfound wealth, aided by its energy policy, has rocketed the country to Florida’s top trading partner. “Brazil is our China,” said Frank Nero, the head of Miami-Dade County’s economic development agency. Brazil is proving itself a world leader in environmental reform on several fronts, having reduced deforestation to a fifth of its peak in the 1990s.

Brazil is amassing fortunes by developing the most biofuel-based infrastructure in the world from sugarcane-based ethanol. It spends what is necessary to develop the infrastructure and offer tax incentives to encourage a nationwide eco-friendly economy. As a result, Brazil has decreased oil imports from more than 80 percent in the 1970s to essentially zero today (including its own domestic oil production).

Try to imagine an energy source that is abundant, carbon-neutral and cheaper for Miami-Dade County’s 1,012,724 cars and trucks and the 250 million in the United States, as well as heating and cooling the homes of our 313 million people. As we record the hottest year in history in the United States by five degrees, policy analyst Richard Mann, visiting Brazil last month, confirmed that the price for ethanol, available right alongside gas, was 30-percent cheaper.

Half of all cars on the road today in Brazil are flex-fuel, capable of running on 100-percent ethanol or a blend of ethanol and gasoline (up to 25 percent ethanol). Last year over 80 percent of Brazil’s new car sales were flex-fuel. Brazil’s ethanol emits as much as 90 percent less carbon emission than gasoline.

Not all biofuels are created equal. Currently, the United States version is corn-based, which may cause more environmental harm, including carbon emissions during conversion and transportation, than petroleum, in addition to raising food prices.

Luckily, corn ethanol is only one piece of a biofuel policy that could challenge Brazil’s leadership if we stop listening to the oil companies’ excuses.

Under the Energy Acts of 2005 and 2007, a renewable fuel standard was established to mandate biofuel production, including a minimum 36 billion U.S. gallons of ethanol per year by 2022. At least 16 billion gallons must come from cellulosic (trees and grass) biofuel, and no more than 15 billion from corn.

The challenge of the law’s stated standard is that we do not have enough ethanol-capable gas stations (now fewer than 1 percent are ready) or dedicated pipelines (we have none). The president campaigned to increase ethanol-capable cars. But we have not made the investments to allow this to occur.

Ethanol shipping now relies on trains, trucks and barges in lieu of pipelines. The Environmental Protection Agency said that will only be sufficient through 2015. To meet the targets beyond this date will require an estimated $2.6 billion and $100,000 per gas station for special tanks. Another hurdle: fewer than 1 percent of all cars on the road today are capable of running on biofuel.

Ethanol has the potential to transform energy in the United States, but only if Congress shows leadership and spurs the private sector to action. Until then, Brazil will continue to increase its global stature from ethanol, reduced deforestation, and economic growth — and outshine the United States in the process.

Fuente: Bitácora Almendrón. Tribuna Libre © Miguel Moliné Escalona

El futuro de los biocarburantes

Por Pere Puigdomènech, director del Centro de Investigación Agrigenómica (EL PERIÓDICO, 09/07/11):

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.

Fuente: Bitácora Almendrón. Tribuna Libre © Miguel Moliné Escalona

La Agencia Internacional de la Energía responde a la crisis libia

Por Gonzalo Escribano, director del Programa de Energía del Real Instituto Elcano (REAL INSTITUTO ELCANO, 07/07/11):

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.

Fuente: Bitácora Almendrón. Tribuna Libre © Miguel Moliné Escalona

Energía en el Norte de África: vectores de cambio

Por Gonzalo Escribano, director del Programa de Energía y Cambio Climático, Real Instituto Elcano (REAL INSTITUTO ELCANO, 06/07/11):

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.

Fuente: Bitácora Almendrón. Tribuna Libre © Miguel Moliné Escalona