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Could Spain partner up with Morocco in the field of solar energy?

A concentrated solar thermal complex in Andalusia [Koza 1983]

▲ A concentrated solar thermal complex in Andalusia [Koza 1983]

The two countries are greatly exposed to solar radiation and they already share electricity interconnectors

Spain was an early developer of solar energy, but it didn’t keep the pace with the required investments. The effort in renewables should mean a clear increase in installed capacity for solar energy. A partnership with Morocco, gifted with even stronger solar resources, could benefit both countries in producing and marketing this particular renewable energy. Spain and Morocco are about to have a third electricity interconnector.


Spain has a lot of potential in solar energy. Currently, its Germany who produces more photovoltaic electricity than Spain, Portugal or Italy in Europe. In fact, in 2019, Germany produced five times more solar energy than Spain (50 GW of installed capacity versus just 11 GW). This fact has little to do with the raw solar energy that the countries receive, considering that Spain is located in Southern Europe.

For how much solar irradiation Spain receives, the solar energy it produces is scarce. Up until 2013, the installed capacity for solar energy grew rapidly. However, since then, the country has fallen behind many other European countries in the development of capacity. The country initially had a leading role in the development of solar power, with low prices that encouraged a boom in solar power installed capacity. However, because of the 2008 financial crisis, the Spanish government drastically cut its subsidies for solar power and limited any future increases in capacity to 500 MW per year. Between 2012 and 2016, Spain was left waiting while other countries developed. The cost of this was high, seeing as Spain lost much of its world leading status to countries such as Germany, China and Japan.

However, as a legacy from Spain’s earlier development of solar power, in 2018 Spain became the first country in the world using concentrated solar power system (CSP), which accounts for almost a third of solar power installed capacity in the country. Nevertheless, in 2019, Spain installed 4,752 MW of photovoltaic solar energy, which situated Spain as the sixth leading country in the world. As of 2019, Spain has a total installed solar generation capacity of 11,015 MW: 8,711 of photovoltaic energy and 2,304 of solar thermal.

Photovoltaic solar (PV) energy is usually used for smaller-scale electricity projects. The devices generate electricity directly from sunlight via an electronic process that occurs naturally on semiconductors, converting it into usable electricity that can be stored in a solar battery of sent to the electric grid. Solar thermal energy (STE) capture is usually used for electricity production on a massive scale, for its use in the industry.

Low solar energy generated in Spain

By 2020, Spain national system has reached the maximum generation capacity ever recorded: 110,000 MW of wind energy, photovoltaic (PV), hydraulic, conventional thermal power (natural gas, coal, fuel oil), nuclear, etc. This amount of energy contrasts with the increasingly thin demand of power, which in 2019 was 40,000 MW (40 GW). According to the data published by Red Electrica de España, the renewable quota of energy amount to a total of 55,247 MW (55 GW out of 110 GW). This 55 GW is composed of 46% corresponding to wind energy, 16% are photovoltaic and the rest (38%) corresponds to other renewable technologies. During 2019, the national renewable production has been 97,826 GW-hour, which represents 37.5% of the kilowatt-hour that the country demanded last year (the remaining 62.5% has been produced in nuclear power plants or facilities that burn fossil fuels).

So, we can clearly see that the percentage of solar energy is extremely low (3,5% solar photovoltaic and 2% solar thermic of the total kilowatts-hour generated). Nevertheless, Spain has the capability to increase these numbers. According to a report on power potential by country published by the World Bank, Spain has a long-term energy availability of solar resource at any location (average theoretical potential) of 4.575 kilowatts-hour per square metre (kWh/m2). This potential is indicated by the variable of global horizontal irradiation (GHI) on the country, which will vary according to the local factors of the land. Furthermore, the power output achievable by a typical PV system, taking into consideration the theoretical potential and the local factors of the land (average practical potential) is 4.413 kWh, excluding areas due to physical/technical constraints (rugged terrain, urbanized/industrial areas, forests…) PV power output (PVOUT), power generated per unit of the installed PV capacity over the long-term, is an average of 1.93 kilowatt-hours per installed kilowatt-peak of the system capacity (kWh/kWp). It varies according to the season from 1.43 to 2.67 kWh/kWp. Finally, it’s worth mentioning that Spain’s electric consumption (balance of production and external trade) in 2019 was of 238 TWh (= 2,38 x1011 kWh).

The colors indicate the average solar radiation; the black dots indicate places where there could be a greater use of solar energy [Mlino76]

The colors indicate the average solar radiation; the black dots indicate places where there could be a greater use of solar energy [Mlino76]


Morocco’s solar energy plan

Africa is the continent that receives most solar irradiance, thus being the optimal continent to exploit solar energy. In this regard, Morocco is already aiming to take advantage of this natural resource. At first, this country launched a solar energy plan with investment of USD 9 billion, aiming to generate 2,000 MW (or 2 GW) of solar power by 2020. It has developed mega-scale solar power projects at five locations; at the Sahara (Laayoune), Western Sahara (Boujdour), South of Agadir (Tarfaya), Ain Beni Mathar and Ouarzazate. But Morocco is planning to go further. Morocco announced during COP21 that it planned to increase the renewables capacity to reach 52% of the total by 2030 (20% solar, 20% wind, 12% hydro). To meet the 2030 target, the country aims to add around 10 GW of renewable capacities between 2018 and 2030, consisting of 4,560 MW of solar, 4,200 MW of wind, and 1,330 MW of hydropower capacity. The Moroccan Agency for Renewable Energy revealed that by the end of 2019, Morocco’s renewable energy reached 3,685 megawatts (MW), including 700 MW of solar energy, 1,215 MW of wind power, and 1,770 MW of hydroelectricity.

Now, what would happen if Spain partnered up with Morocco? Morocco is the only African country to have a power cable link to Europe. In fact, it’s through Spain that these two electricity interconnectors arrive to Europe. The first subsea interconnection, with a technical capacity of 700 MW, was commissioned in 1997 and started commercial operation in 1998. The second was commissioned in the summer of 2016. Furthermore, a new interconnection had been commissioned. This should not only reduce the price of electricity in the Spanish market but it should also allow the integration of renewable energy, mainly photovoltaic, into European electricity system.

Moreover, Red Electrica de España (REE) stated that a collaborations agreement between the Spain and Morocco had been formed “to establish a strategic partnership on energy, whose objectives will be focused on the integration of networks and energy markets, the development of renewable energy and energy efficiency.” But the possibilities don’t stop there. If both countries further develop their solar energy capacities, they could jointly provide enough electricity to sustain Europe, through sustainable and renewable resources.

El gas natural licuado cambia el juego en el hemisferio americano

La venta de GNL de EEUU a sus vecinos y la exportación desde países de Latinoamérica y el Caribe a Europa y Asia abre nuevas perspectivas

No depender de gaseoductos, sino poder comprar o vender gas natural también a países distantes o sin conexiones terrestres, mejora las perspectivas energéticas de muchas naciones. El éxito del frácking ha generado un excedente de gas que EEUU ha comenzado a vender en muchas partes del mundo, también a sus vecinos hemisféricos, que por su parte cuentan con más posibilidad de elegir proveedor. A su vez, el poder entregar gas en tanqueros ha ampliado la cartera de clientes de Perú y sobre todo de Trinidad y Tobago, que hasta el año pasado eran los dos únicos países americanos, aparte de EEUU, con plantas de licuación. A ellos se añadió Argentina en 2019 y México ha impulsado en 2020 inversiones para sumarse a esta revolución.

Un carguero de gas natural licuado (GNL; en inglés: LNG) [Pline]

▲ Un carguero de gas natural licuado (GNL; en inglés: LNG) [Pline]

ARTÍCULOAnn Callahan

Estados Unidos está conectado por gaseoducto únicamente con Canadá y México, pero está vendiendo gas por barco a una treintena más de países (España, por ejemplo, se ha convertido en un importante comprador). En 2019, EEUU exportó 47.500 millones de metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), de los cuales la quinta parte fueron para vecinos americanos, de acuerdo con el informe BP 2020 sobre el sector.

Ocho países de Latinoamérica y el Caribe cuentan ya con plantas de regasificación del gas llegado en carguero en estado líquido: existen tres plantas en México y en Brasil; dos en Argentina, Chile, Jamaica y Puerto Rico, y una en Colombia, República Dominicana y Panamá, según el resumen anual la asociación de países importadores de GNL. A esos países el GNL llega, además desde EEUU, también desde Noruega, Rusia, Angola, Nigeria o Indonesia. Por su parte, dos países exportan GNL a diversas partes del mundo: Trinidad y Tobago, que cuenta con tres plantas de licuación, y Perú, que tiene una (otra entró operativa en Argentina en el último año).

En un intento por mitigar el riesgo de escasez de electricidad debido a un descenso de producción hidroeléctrica por sequía o a otras dificultades de acceso a fuentes energéticas, muchos países de Latinoamérica y el Caribe están recurriendo al GNL. Siendo además una energía más limpia, supone también un atractivo para países que ya están luchando contra el cambio climático. Asimismo, el gas ayuda a superar la discontinuidad de fuentes alternativas, como la eólica o la solar.

En el caso de pequeños países insulares, como los caribeños, que en su mayor parte carecen de fuentes de energía, los programas de cooperación para el desarrollo de terminales de GNL pueden aportarles una cierta independencia respecto a determinados suministros petroleros, como la influencia que sobre ellos ejerció la Venezuela chavista a través de Petrocaribe.

El GNL es un gas natural que ha sido licuado (enfriado a unos -162° C) para su almacenamiento y transporte. El volumen del gas natural en estado líquido se reduce aproximadamente 600 veces en comparación con su estado gaseoso. El proceso hace posible y eficiente su transporte a lugares a los que no llegan los gaseoductos. También es mucho más respetuoso con el medio ambiente, ya que la intensidad de carbono del gas natural es alrededor de un 30% menos que la del diésel u otros combustibles pesados.

El mercado mundial del gas natural ha evolucionado rápidamente en los últimos años. Se espera que las capacidades mundiales de GNL continúen creciendo hasta 2035, encabezadas por Catar, Australia y EEUU. Según el informe de BP sobre el sector, en 2019 la proporción de gas en la energía primaria alcanzó un máximo histórico del 24,2%. Gran parte del crecimiento de la producción de gas en 2019, año en que aumentó en un 3,4%, se debió a las exportaciones adicionales de GNL. Así, el año pasado las exportaciones de GNL crecieron en un 12,7%, hasta alcanzar los 485.100 millones de metros cúbicos.


Plantas de licuación y regasificación en América [Informe GIIGNL]

Plantas de licuación y regasificación en América [Informe GIIGNL]



Mientras que al comienzo de la primera década de este siglo Estados Unidos se quedó atrás en la producción gasística, el auge del esquisto desde 2009 ha llevado a EEUU a aumentar de forma exponencial la extracción de gas y a desempeñar un papel fundamental en el comercio mundial del producto licuado. Con el transporte relativamente fácil del GNL, EEUU ha podido exportarlo y enviarlo muchos lugares del mundo, siendo América Latina, por su proximidad, una de las regiones que más están notando ese cambio. De los 47.500 millones de metros cúbicos de GNL exportados por EEUU en 2019, 9.700 millones fueron para Latinoamérica; los principales destinos fueron México (3.900 millones), Chile (2.300), Brasil (1.500) y Argentina (1.000).

Si bien la región tiene un potencial de exportación prometedor, dadas sus reservas probadas de gas natural, su demanda supera la producción y debe importar. Venezuela es el país con mayores reservas en Latinoamérica (aunque su potencia gasística es menor que la petrolera), pero su sector de hidrocarburos está en declive y la mayor producción en 2019 correspondió a Argentina, un país emergente en esquisto, seguido de Trinidad y Tobago. Brasil igualó la producción de Venezuela, y luego siguieron Bolivia, Perú y Colombia. En total, la región produjo 207.600 millones de metros cúbicos, mientras que su consumo fue de 256.100 millones.

Algunos países reciben gas por gaseoducto, como es el caso de México y de Argentina y Brasil: el primero recibe gas de EEUU y los segundos de Bolivia. Pero la opción en auge es instalar plantas de regasificación para recibir gas licuado; esos proyectos requieren cierta inversión, normalmente extranjera. El mayor exportador de GNL a la región en 2019 fue EEUU, seguido de Trinidad y Togado, que por su bajo consumo doméstico prácticamente exporta toda su producción: de sus 17.000 millones de metros cúbicos de GNL, 6.100 fueron para países latinoamericanos. El tercer país exportador es Perú, que destinó sus 5.200 millones de metros cúbicos a Asia y Europa (no vendió en el propio continente). A las exportaciones en 2019 se sumó por primera vez Argentina, aunque con una baja cantidad, 120 millones de metros cúbicos, casi todos destinados a Brasil.

La región importó en 2019 un total de 19.700 millones de metros cúbicos de GNL. Los principales compradores fueron México (6.600 millones de metros cúbicos), Chile (3.300 millones), Brasil (3.200) y Argentina (1.700).

Algunos de los que importaron cantidades más reducidas luego reexportaron parte de los suministros, como hicieron República Dominicana, Jamaica y Puerto Rico, en general con Panamá como principal destino.


Tablas extraídas del informe Statistical Review of World Energy 2020 [BP]


Por países

México es el mayor importador de GNL de América Latina; sus suministros proceden sobre todo de EEUU. Durante mucho tiempo, México ha dependido de los envíos de gas de su vecino del norte llegados a través de gaseoductos. Sin embargo, el desarrollo del GNL ha abierto nuevas perspectivas, pues la ubicación del país le puede ayudar a impulsar ambas capacidades: la mejora de sus conexiones por gaseoducto con EEUU le puede permitir a México disponer de un surplus de gas en terminales del Pacífico para la reexportación de GNL a Asia, complementando la ausencia por ahora de plantas de licuación en la costa oeste estadounidense.

La posibilidad de reexportar desde la costa pacífica mexicana al gran y creciente mercado del GNL de Asia –sin necesidad, por tanto, de que los tanqueros tengan que atravesar el Canal de Panamá– supone un gran atractivo. El Departamento de Energía de EEUU concedió a comienzos de 2019 dos autorizaciones al proyecto Energía Costa Azul de México para reexportar gas natural derivado de EEUU en forma de GNL a aquellos países que no tienen un acuerdo de libre comercio (TLC) con Washington, según se recoge en el informe de 2020 del Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL).

Durante la última década, Argentina ha estado importando GNL de EEUU; sin embargo, en años recientes ha reducido sus compras en más de un 20% al haber aumentado la producción nacional de gas gracias a la explotación de Vaca Muerta. Esos yacimientos han permitido también reducir las compras de gas a la vecina Bolivia y vender más gas, igualmente por gaseoducto, a sus también vecinos Chile y Brasil. Además, en 2019 comenzó exportaciones de GNL desde la planta de Bahía Blanca.

Con el bombeo de gas de Argentina a su vecino Chile, en 2019 las importaciones chilenas de GNL disminuyeron a su grado más bajo en tres años, aunque sigue siendo uno de los compradores importantes de América Latina, que ha cambiado Trinidad y Tobago por EEUU como proveedor preferente. Cabe señalar, sin embargo, que la capacidad de las exportaciones de Argentina depende de los niveles de los flujos internos, especialmente durante las temporadas de invierno, en las que la calefacción generalizada es una necesidad para los argentinos.

En el último decenio, la importación de GNL por parte del Brasil ha variado significativamente de un año a otro. No obstante, se proyecta que será más consistente en la dependencia del GNL por lo menos hasta la próxima década, mientras se desarrollan energía renovables. En Brasil, el gas natural se utiliza en gran medida como refuerzo de la energía hidroeléctrica brasileña.

Además de Brasil, Colombia también considera el GNL como un recurso ventajoso para respaldar su sistema hidroeléctrico en períodos bajos. En su costa pacífica, Colombia está planeando actualmente un segundo terminal de regasificación. Ecopetrol, la empresa estatal de hidrocarburos, destinará 500 millones de dólares a proyectos no convencionales de gas, además de petróleo. Junto con la autorización del gobierno para permitir el frácking, se proyecta que las reservas actualmente estancadas se incrementen.​

Bolivia también posee un importante potencial de producción de gas natural y es el país de la región cuya economía es más dependiente de este sector. Tiene la ventaja de la infraestructura ya existente y el tamaño de los mercados de gas vecinos; no obstante, se enfrenta a la competencia de producción de Argentina y Brasil. Asimismo, al ser un país sin acceso al mar queda limitado en la comercialización de GNL.

Aunque Perú es el séptimo país en producción de gas natural de la región, se ha convertido en el segundo exportador de GNL. El menor consumo interno, comparado con otros mercados vecinos, le ha llevado a desarrollar la exportación de GNL, reforzando su perfil de nación enfocada hacia Asia.

Por su parte, Trinidad y Tobago, ha acomodado su producción gasística a su condición de país insular, por lo que basa su exportación de hidrocarburos mediante tanqueros, lo que le da acceso a mercados distantes. Es el primer exportador de la región y el único que tiene clientes en todos los continent

Surinam sigue a Guyana en el ‘milagro’ petrolero

El hallazgo de una cantidad “significativa” de petróleo en pozos ‘off-shore’ coloca a la excolonia neerlandesa tras los pasos de su vecina Guyana

La intuición se ha demostrado acertada y las prospecciones realizadas bajo aguas territoriales de Surinam, junto a la exitosa bolsa de hidrocarburos que se está explotando en los límites marítimos de Guyana, han encontrado abundante petróleo. El hallazgo puede suponer un decisivo empuje para el desarrollo del que es, precisamente después de Guyana, el segundo país más pobre de Sudamérica, pero también puede ser ocasión, como ocurre con su vecino, de acentuar una corrupción económica y política que ha venido lastrando el progreso de la población.

Palacio presidencial de Surinam, en la capital del país, Paramaribo [Ian Mackenzie]

▲ Palacio presidencial de Surinam, en la capital del país, Paramaribo [Ian Mackenzie]

ARTÍCULOÁlvaro de Lecea

En lo que va de año, las perforaciones en dos yacimientos ‘off-shore’ de Surinam han dado resultado positivo, confirmando la existencia “significativa” de petróleo en el bloque 58, operado por la francesa Total, en sociedad con la estadounidense Apache. Todo indica que igual éxito podría obtenerse en el bloque 52, operado por la también estadounidense ExxonMobil y la malaya Petronas, que fueron pioneras en las prospecciones en aguas de Surinam con operaciones desde 2016.

Ambos bloques colindan con los campos en explotación bajo aguas de la vecina Guyana, donde de momento se calcula que existen unos 3.200 millones de barriles extraíbles de petróleo. En el caso surinamés, las prospecciones realizadas en el primer yacimiento viable, Maka Central-1, descubierto en enero de 2020, hablan de 300 millones de barriles, pero falta sumar las estimaciones a partir de Sapakara West-1, descubierto en abril, y subsiguientes prospecciones programadas. Se considera que en la cuenca de Guyana y Surinam pueden existir unos 15.000 millones de barriles de reservas de petróleo.

Hasta esta nueva era petrolera de las Guayanas (las antiguas Guayanas inglesa y holandesa; la francesa sigue como dependencia ultramar de Francia), se consideraba que Surinam tenía unas reservas de 99 millones de barriles, que al ritmo de su explotación actual dejaba dos décadas para agotarlas. En 2016, el país producía apenas 16.400 barriles diarios.

Situación política, económica y social

Con algo menos de 600.000 habitantes, Surinam es el país menos poblado de Suramérica. Su economía depende en gran medida de la exportación de metales y minerales, especialmente bauxita. La caída de precios de las materias primas desde 2014 afectó especialmente a las cuentas del país. En 2015 se produjo una contracción del PIB del 3,4% y del 5,6% en 2016. Aunque luego la evolución volvió a ser positiva, el FMI pronostica para este 2020, a raíz de la crisis mundial por el Covid-19, una caída del 4,9% del PIB.

Desde que logró su independencia en 1975 de los Países Bajos, su débil democracia ha sufrido tres golpes de estado. Dos de ellos fueron liderados por la misma persona: Desi Bouterse, presidente del país hasta este mes de julio. Bouterse dio un golpe de estado en 1980 y siguió a la cabeza del poder indirectamente hasta 1988. Durante esos años, mantuvo a Surinam bajo una dictadura. En 1990 dio otro golpe de estado, aunque está vez renunció a la presidencia. Fue acusado del asesinato en 1982 de 15 opositores políticos, en un largo proceso judicial que finalmente acabó en diciembre de 2019 con una sentencia de veinte años de prisión y que ahora está apelada por Bouterse. También ha sido condenado por narcotráfico en Holanda, por lo que la consiguiente orden de captura internacional le impide salir de Surinam. Su hijo Dino también ha sido condenado por tráfico de drogas y armas y se encuentra preso en Estados Unidos. El Surinam de Bouterse ha llegado a ser presentado como el paradigma del estado mafioso.

En 2010 Desi Bouterse ganó las elecciones como candidato del Partido Nacional Democrático (PND); en 2015 fue reelegido para otros cinco años. En las elecciones del pasado 25 de mayo, a pesar de algunas controvertidas medidas para limitar las opciones de la oposición, perdió frente a Chan Santokhi, líder del Partido de la Reforma Progresista (VHP). Intentó retrasar el conteo y validación de votos alegando la emergencia sanitaria del coronavirus, pero finalmente a finales de junio la nueva Asamblea Nacional quedó constituida y esta debe designar al nuevo presidente del país a lo largo de julio.


Operaciones de Total en aguas de Surinam y de Guyana [Total]

Operaciones de Total en aguas de Surinam y de Guyana [Total]


Relación con Venezuela

Surinam tiene la intención de aprovechar esta perspectiva de bonanza de crudo para fortalecer Staatsolie, la compañía petrolera estatal. En enero, antes de la generalización de la crisis por Covid-19, anunció el propósito de expandir su presencia en el mercado de bonos en 2020 y también, si las condiciones lo permitían, de cotizar sus acciones en Londres o Nueva York. Esto serviría para recaudar hasta 2.000 millones de dólares para financiar la campaña de exploración de los próximos años por parte de la petrolera nacional.

Por otra parte, las reclamaciones territoriales que hace Venezuela frente a Guyana, que afectan al Esequibo –la mitad occidental de la antigua colonia inglesa– y que están siendo estudiadas por el Tribunal Internacional de Justicia, incluyen parte del espacio marítimo en el que Guayana está realizando extracciones petroleras, pero no afectan en el caso de Surinam, cuyas delimitaciones quedan al margen de esa vieja disputa.

Venezuela y Surinam han mantenido especiales relaciones durante el chavismo y mientras Desi Bouterse ha estado en el poder. En ocasiones se han señalado cierta conexión entre el narcotráfico amparado por autoridades chavistas y el atribuido a Bouterse. La oferta que hizo el hijo de este a Hezbolá para tener campos de entrenamiento en Surinam, asunto por el que fue detenido en 2015 en Panamá a demanda de Estados Unidos y juzgado en Nueva York, puede entenderse a la luz de la relación mantenida por el chavismo y Hezbolá, a cuyos operativos Caracas ha entregado pasaportes para facilitar sus movimientos. Surinam ha apoyado a Venezuela en los foros regionales en momentos de presión internacional contra el régimen de Nicolás Maduro. Además, el país ha venido estrechando cada vez más sus relaciones con Rusia y China, de la que en diciembre de 2019 logró el compromiso de un nuevo crédito.

Con el cambio político de las últimas elecciones, en principio la Venezuela de Maduro pierde un estrecho aliado, al tiempo que puede ganar un competidor petrolero (al menos mientras la explotación petrolera venezolana siga bajo mínimos).

Climate Refugees will raise, nations should find the way for shelter them

Flood rescue in the Afghan village of Jalalabad, in 2010 [NATO]

▲ Flood rescue in the Afghan village of Jalalabad, in 2010 [NATO]

ESSAYAlejandro J. Alfonso

In December of 2019, Madrid hosted the United Nations Climate Change Conference, COP25, in an effort to raise awareness and induce action to combat the effects of climate change and global warming. COP25 is another conference in a long line of efforts to combat climate change, including the Kyoto Protocol of 2005 and the Paris Agreement in 2016. However, what the International Community has failed to do in these conferences and agreements is address the issue of those displaced by the adverse effects of Climate Change, what some call “Climate Refugees”.


In 1951, six years after the conclusion of the Second World War and three years after the creation of the State of Israel, a young organization called the United Nations held an international convention on the status of refugees. According to Article 1 section A of this convention, the status of refugee would be given to those already recognized as refugees by earlier conventions, dating back to the League of Nations, and those who were affected “as a result of events occurring before 1 January 1951 and owing to well-founded fear of being persecuted for reasons of race, religion, nationality, membership of a particular social group or political opinion…”. However, as this is such a narrow definition of a refugee, the UN reconvened in 1967 to remove the geographical and time restrictions found in the 1951 convention[1], thus creating the 1967 Protocol.

Since then, the United Nations General Assembly and the UN High Commissioner for Refugees (UNHCR) have worked together to promote the rights of refugees and to continue the fight against the root causes of refugee movements.[2] In 2016, the General Assembly made the New York Declaration for Refugees and Migrants, followed by the Global Compact on Refugees in 2018, in which was established four objectives: “(i) ease pressures on host countries; (ii) enhance refugee self-reliance; (iii) expand access to third country solutions; and (iv) support conditions in countries of origin for return in safety and dignity”.[3] Defined as ‘interlinked and interdependent objectives’, the Global Compact aims to unite the political will of the International Community and other major stakeholders in order to have ‘equitalized, sustained and predictable contributions’ towards refugee relief efforts. Taking a holistic approach, the Compact recognizes that various factors may affect refugee movements, and that several interlinked solutions are needed to combat these root causes.

While the UN and its supporting bodies have made an effort to expand international protection of refugees, the definition on the status of refugees remains largely untouched since its initial applications in 1951 and 1967. “While not in themselves causes of refugee movements, climate, environmental degradation and natural disasters increasingly interact with the drivers of refugee movements”.3 The United Nations Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) has found that the increase of the average temperature of the planet, commonly known as Global Warming, can lead to an increase in the intensity and occurrence of natural disasters[4]. Furthermore, this is reinforced by the Internal Displacement Monitoring Centre, which has found that the number of those displaced by natural disasters is higher than the number of those displaced by violence or conflict on a yearly basis[5], as shown in Table 1. In an era in which there is great preoccupation and worry concerning the adverse effects of climate change and global warming, the UN has not expanded its definition of refugee to encapsulate those who are displaced due to natural disasters caused by, allegedly, climate change.


Table 1 / Global Internal Displacement Database, from IDMC



This present paper will be focused on the study of Central America and Southeast Asia as my study subjects. The first reason for which these two regions have been selected is that both are the first and second most disaster prone areas in the world[6], respectively. Secondly, the countries found within these areas can be considered as developing states, with infrastructural, economic, and political issues that can be aggravating factors. Finally, both have been selected due to the hegemonic powers within those hemispheres: the United States of America and the People’s Republic of China. Both of these powers have an interest in how a ‘refugee’ is defined due to concerns over these two regions, and worries over becoming receiving countries to refugee flows.

Central America

As aforementioned, the intensity and frequency of natural disasters are expected to increase due to irregularities brought upon by an increase in the average temperature of the ocean. Figure 1 shows that climate driven disasters in Latin America and the Caribbean have slowly been increasing since the 1970s, along with the world average, and are expected to increase further in the years to come. In a study by Omar D. Bello, the rate of climate related disasters in Central America increased by 326% from the year 1970 to 1999, while from 2000 to 2009 the total number of climate disasters were 143 and 148 in Central America and the Caribbean respectively[7].  On the other hand, while research conducted by Holland and Bruyère has not concluded an increase in the number of hurricanes in the North Atlantic, there has been an upward trend in the proportion of Category 4-5 hurricanes in the area[8] .



This increase in natural disasters, and their intensity, can have a hard effect on those countries which have a reliance on agriculture. Agriculture as a percentage of GDP has been declining within the region in recent years due to policies of diversification of economies. However, in the countries of Honduras and Nicaragua the percentage share of agriculture is still slightly higher than 10%, while in Guatemala and Belize agriculture is slightly below 10% of GDP share[9]. Therefore, we can expect high levels of emigration from the agricultural sectors of these countries, heading toward higher elevations, such as the Central Plateau of Mexico, and the highlands of Guatemala. Furthermore, we can expect mass migration movements from Belize, which is projected to be partially submerged by 2100 due to rising sea levels[10].


Figure 2 / Climate Risk Index 2020, from German Watch


Southeast Asia

The second region of concern is Southeast Asia, the region most affected by natural disasters, according to the research by Bello, mentioned previously. The countries of Southeast Asia are ranked in the top ten countries projected to be at most risk due to climate change, shown in Figure 2 above[11]. Southeast Asia is home to over 650 million people, about 8% of total world population, with 50% living in urban areas[12]. Recently, the OECD concluded that while the share in GDP of agriculture and fisheries has declined in recent years, there is still a heavy reliance on these sectors to push economy in the future[13]. In 2014, the Asian Development Bank carried out a study analyzing the possible cost of climate change on several countries in the region. It concluded that a possible loss of 1.8% in the GDP of six countries could occur by 2050[14]. These six countries had a high reliance on agriculture as part of the GDP, for example Bangladesh with around 20% of GDP and 48% of the workforce being dedicated to agricultural goods. Therefore, those countries with a high reliance on agricultural goods or fisheries as a proportion of GDP can be expected to be the sources of large climate migration in the future, more so than in the countries of Central America.

One possible factor is the vast river system within the area, which is susceptible to yearly flooding. With an increase in average water levels, we can expect this flooding to worsen gradually throughout the years. In the case of Bangladesh, 28% of the population lives on a coastline which sits below sea level[15]. With trends of submerged areas, Bangladesh is expected to lose 11% of its territory due to rising sea levels by 2050, affecting approximately 15 million inhabitants[16][17]. Scientists have reason to believe that warmer ocean temperatures will not only lead to rising sea levels, but also an intensification and increase of frequency in typhoons and monsoons[18], such as is the case with hurricanes in the North Atlantic.

Expected Destinations

Taking into account the analysis provided above, there are two possible migration movements: internal or external. In respect to internal migration, climate migrants will begin to move towards higher elevations and temperate climates to avoid the extreme weather that forced their exodus. The World Bank report, cited above, marked two locations within Central America that fulfil these criteria: the Central Plateau of Mexico, and the highlands of Guatemala. Meanwhile, in Southeast Asia, climate migrants will move inwards in an attempt to flee the rising waters, floods, and storms.

However, it is within reason to believe that there will be significant climate migration flows towards the USA and the Popular Republic of China (PRC). Both the United States and China are global powers, and as such have a political stability and economic prowess that already attracts normal migration flows. For those fleeing the effects of climate change, this stability will become even more so attractive as a future home. For those in Southeast Asia, China becomes a very desired destination. With the second largest land area of any country, and with a large central zone far from coastal waters, China provides a territorial sound destination. As the hegemon in Asia, China could easily acclimate these climate migrants, sending them to regions that could use a larger agricultural workforce, if such a place exists within China.

In the case of Central America, the United States is already a sought-after destination for migrant movements, being the first migrant destination for all Central American countries save Nicaragua, whose citizens migrate in greater number to Costa Rica[19]. With the world’s largest economy, and with the oldest democracy in the Western hemisphere, the United States is a stable destination for any refugee. In regard to relocation plans for areas affected by natural disasters, the United States also has shown it is capable of effectively moving at-risk populations, such as the Isle de Jean Charles resettlement program in the state of Louisiana[20].


While some would opine that ‘climate migrants’ and ‘climate refugees’ are interchangeable terms, they are unfortunately not. Under international law, there does not exist ‘climate refugees’. The problem with ‘climate refugees’ is that there is currently no political will to change the definition of refugee to include this new category among them. In the case of the United States, section 101(42) of the Immigration and Nationality Act (INA), the definition of a refugee follows that of the aforementioned 1951 Geneva convention[21], once again leaving out the supposed ‘climate refugees’. The Trump administration has an interest in maintaining this status quo, especially in regard to its hard stance in stopping the flow of illegal immigrants coming from Central America. If a resolution should pass the United Nations Security Council, the Trump administration would have no choice but to change section 101(42) of the INA, thus risking an increased number of asylum applicants to the US. Therefore, it can confidently be projected that the current administration, and possibly future administrations, would utilize the veto power, given to permanent members of the United Nations Security Council, on such a resolution.

China, the strongest regional actor in Asia, does not have to worry about displeasing the voter. Rather, they would not allow a redefinition of refugee to pass the UN Security Council for reasons concerning the stability and homogeneity of the country. While China does accept refugees, according to the UNHCR, the number of refugees is fairly low, especially those from the Middle East. This is mostly likely due to the animosity that the Chinese government has for the Muslim population. In fact, the Chinese government has a tense relationship with organized religion in and of itself, but mostly with Islam and Buddhism. Therefore, it is very easy to believe that China would veto a redefinition of refugee to include ‘climate refugees’, in that that would open its borders to a larger number of asylum seekers from its neighboring countries. This is especially unlikely when said neighbors have a high concentration of Muslims and Buddhists: Bangladesh is 90% Muslim, and Burma (Myanmar) is 87% Buddhist[22]. Furthermore, both countries have known religious extremist groups that cause instability in civil society, a problem the Chinese government neither needs nor wants.

On the other hand, there is also the theory that the causes of climate migration simply cannot be measured. Natural disasters have always been a part of human history and have been a cause of migration since time immemorial. Therefore, how can we know if migrations are taking place due to climate factors, or due to other aggravating factors, such as political or economic instability? According to a report by the French think tank ‘Population and Societies’, when a natural disaster occurs, the consequences remain localized, and the people will migrate only temporarily, if they leave the affected zone at all[23]. This is due to the fact that usually that society will bind together, working with familial relations to surpass the event. The report also brings to light an important issue touched upon in the studies mentioned above: there are other factors that play in a migration due to a natural disaster. Véron and Golaz in their report cite that the migration caused by the Ethiopian drought of 1984 was also due in part to bad policies by the Ethiopian government, such as tax measures or non-farming policies.

The lack of diversification of the economies of these countries, and the reliance on agriculture could be such an aggravating factor. Agriculture is very susceptible to changes in climate patterns and are affected when these climate patterns become irregular. This can relate to a change of expected rainfall, whether it be delayed, not the quantity needed, or no rainfall at all. Concerning the rising sea levels and an increase in floods, the soil of agricultural areas can be contaminated with excess salt levels, which would remain even after the flooding recedes. For example, the Sula Valley in Honduras generates 62% of GDP, and about 68% of the exports, but with its rivers and proximity to the ocean, also suffers from occasional flooding. Likewise, Bangladesh's heavy reliance on agriculture, being below sea level, could see salt contamination in its soil in the near future, damaging agricultural property.

Reliance on agriculture alone does not answer why natural disasters could cause large emigration in the region. Bello and Professor Patricia Weiss Fagen[24] find that issues concerning the funding of local relief projects, corruption in local institutions, and general mismanagement of crisis response is another aggravating factor. Usually, forced migration flows finish with a return to the country or area of origin, once the crisis has been resolved. However, when the crisis has continuing effects, such as what happened in Chernobyl, for example, or when the crisis has not been correctly dealt with, this return flow does not occur. For example, in the countries composing the Northern Triangle, there are problems of organized crime which is already a factor for migration flows from the area[25]. Likewise, the failure of Bangladesh and Myanmar to deal with extremist Buddhist movements, or the specific case of the Rohinga Muslims, could inhibit return flows and even encourage leaving the region entirely.

Recommendations and Conclusions

The definition of refugee will not be changed or modified in order to protect climate migrants. That is a political decision by countries who sit at a privileged position of not having to worry about such a crisis occurring in their own countries, nor want to be burdened by those countries who will be affected. Facing this simple reality should help to find a better alternative solution, which is the continuing efforts of the development of nations, in order that they may be self-sufficient, for their sake and the population’s sake. This fight does not have to be taken alone, but can be fought together through regional organizations who have a better understanding and grasp of the gravity of the situation, and can create holistic approaches to resolve and prevent these crises.

We should not expect the United Nations to resolve the problem of displacement due to natural disasters. The United Nations focuses on generalized and universal issues, such as that of global warming and climate change, but in my opinion is weak in resolving localized problems. Regional organizations are the correct forum to resolve this grave problem. For Central America, the Organization of American States (OAS) provides a stable forum where these countries may express their concerns with states of North and Latin America. With the re-election of Secretary General Luis Almagro, a strong and outspoken authority on issues concerning the protection of Human Rights, the OAS is the perfect forum to protect those displaced by natural disasters in the region. Furthermore, the OAS could work closely with the Inter-American Development Bank, which has the financial support of international actors who are not part of the OAS, such as Japan, Israel, Spain, and China, to establish the necessary political and structural reforms to better implement crisis management responses. This does not exclude the collusion with other international organizations, such as the UN. Interestingly, the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) has a project in the aforementioned Sula Valley to improve infrastructure to deal with the yearly floods[26]

The Association of Southeast Asian Nations (ASEAN) is another example of an apt regional organization to deal with the localized issues. Mostly dealing with economic issues, this forum of ten countries could carry out mutual programs in order to protect agricultural territory, or further integrate to allow a diversification of their economies to ease this reliance on agricultural goods. ASEAN could also call forth the ASEAN +3 mechanism, which incorporates China, Japan, and South Korea, to help with the management of these projects, or for financial aid. China should be interested in the latter option, seeing as it can increase its good image in the region, as well as protecting its interest of preventing possible migration flows to its territory. The Asian Development Bank, on the other hand, offers a good alternative financial source if the ASEAN countries so choose, in order to not have heavy reliance on one country or the other.






















[20] http://isledejeancharles.la.gov/







Carrera por los recursos espaciales: de la minería al control de rutas

Propuesta de base lunar para obtención de helio, tomada de ExplainingTheFuture.com [Christopher Barnatt]

▲ Propuesta de base lunar para obtención de helio, tomada de ExplainingTheFuture.com [Christopher Barnatt]



[Documento de 8 páginas. Descargar en PDF]



El interés económico por los recursos del espacio, o al menos la expectativa razonable acerca de la rentabilidad que puede suponer su obtención, explica en gran medida la creciente implicación de la inversión privada en los viajes espaciales.

Más allá de la industria relacionada con los satélites artificiales, de gran pujanza comercial, y también de la que sirve a propósitos científicos y de defensa, donde el sector estatal sigue teniendo un papel dirigente, la posibilidad de explotar materias primas de alto valor presentes en los cuerpos celestes –de entrada, en los asteroides más próximos a la Tierra y en la Luna– ha despertado una suerte de fiebre del oro que está alentando la nueva carrera espacial.

La épica de los nuevos barones del espacio –Elon Musk, Jeff Bezos– ha acaparado el relato público, pero junto a ellos existen otros New Space Players, de perfiles variados. Detrás de todos hay un creciente grupo de socios capitalistas e inquietos inversores dispuestos a arriesgar activos en espera de ganancias.

Hablar de fiebre resulta ciertamente exagerado por cuanto aún está por demostrar el provecho económico real que puede lograrse de la minería espacial –la obtención de platino, por ejemplo, o del helio lunar–, pues si bien se está dando un abaratamiento de la tecnología que financieramente permite dar nuevos pasos en el espacio exterior, traer a la Tierra toneladas de materiales tiene un coste que en la mayoría de los casos resta sentido monetario a la operación.

Bastaría, no obstante, que en ciertas situaciones fuera rentable para que se incrementara el número de misiones espaciales, y se supone que ese tráfico por sí mismo generaría la necesidad de una infraestructura en el exterior, al menos con estaciones donde repostar combustible –tan caro de elevar al firmamento–, fabricado a partir de materia prima hallada en el espacio (el agua de los polos lunares se podría transformar en propelente). Es esa expectativa, con cierta base de razonabilidad, la que alimenta las inversiones que se están realizando.

A su vez, la mayor actividad espacial y la competencia por obtener los recursos buscados proyectan más allá de nuestro planeta los conceptos de la geopolítica desarrollados para la Tierra. La ubicación de los países (hay localizaciones especialmente adecuadas para los lanzamientos espaciales) y el control de ciertas rutas (la sucesión de las órbitas más convenientes en los vuelos) son parte de la nueva astropolítica.

La nueva guerra de precios petroleros

Marzo y abril de 2020 serán recordados en la industria petrolera como los meses en los que ocurrió la tormenta perfecta: un descenso de más de un 20% de la demanda mundial al mismo tiempo que se desataba una guerra de precios que incrementaba la oferta de crudo generando una situación de abundancia sin precedentes. Esta situación ha puesto en evidencia el fin del dominio de la OPEP sobre el resto de productores y consumidores de petróleo tras casi medio siglo.

Estructura de bombeo en un campo de petróleo de esquisto [Pixabay]

▲ Estructura de bombeo en un campo de petróleo de esquisto [Pixabay]

ANÁLISIS / Ignacio Urbasos Arbeloa

El pasado 8 de marzo, ante el fracaso de las negociaciones del denominado grupo OPEP+, Arabia Saudí ofrecía su crudo con descuentos de entre 6 y 8 dólares en el mercado internacional al tiempo que anunciaba el incremento de su producción a partir del día 1 de abril hasta la cifra record de 12 millones de barriles diarios. El movimiento saudí fue imitado por otros productores como Rusia, que anunciaba un incremento de 500.000 barriles por día (bpd) a partir de la misma fecha, cuando expiran los acuerdos previos del cártel. La reacción de los mercados fue inmediata con un descenso histórico en los precios de más de un 30% en todos los índices internacionales y la apertura de titulares que anunciaban el comienzo de una nueva guerra de precios. El mundo del petróleo contemplaba atónito el colapso del precio del crudo, que alcanzó mínimos históricos el 30 de marzo, al descender el precio del barril de WTI por debajo de los 20 dólares, barrera psicológica que demostraba la crudeza del enfrentamiento y las consecuencias históricas que podría tener para un sector de especial sensibilidad geopolítica.

Experiencias previas

Arabia Saudí, líder mundial de la industria petrolera por sus vastas reservas y su enorme producción orientada mayoritariamente a la exportación, ha recurrido tres veces a una guerra de precios para obtener compromisos de otros productores para que se realicen recortes de oferta que estabilicen los precios internacionales. El mercado petrolero, acostumbrado a un precio artificialmente alto, cuando carece de restricciones en su oferta disponible tiende a sufrir dramáticos descensos en sus precios. Debido a la inestabilidad económica y política que estos precios generan en los países productores, se suele producir un rápido retorno de los mismos a la mesa de negociación, en la cual siempre les espera Arabia Saudí y sus socios del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG).

La primera experiencia de este tipo se produjo en 1985, tras la guerra Irán-Iraq y la crisis petrolera de los setenta, el Rey saudí Fahd bin Abdulaziz Al Saud tomó la decisión de incrementar la producción unilateralmente para recuperar la cuota de mercado que había perdido ante el surgimiento de nuevas regiones productoras como el Mar del Norte o el Golfo de México. La experiencia llevó a un descenso de los precios del 50% tras más de un año de producción sin restricciones que terminaron con un acuerdo en diciembre de 1986 de 12 países de la OPEP para realizar los recortes exigidos por Arabia Saudí y sus aliados.

En 1997, ante la preocupación de Arabia Saudí por el creciente desplazamiento que estaba sufriendo su petróleo entre las refinerías norteamericanas en favor del crudo venezolano y mexicano, el recién llegado monarca saudí Abdalá bin Abdulaziz decidió anunciar en medio de una cumbre de la OPEP en Yakarta que procedía a incrementar su producción sin restricciones. La estrategia saudí no contaba con que al año siguiente estallaría una crisis económica entre los mercados emergentes con especial virulencia en el Sudeste Asiático y Rusia, lo que hundió los precios de nuevo un 50% hasta que se alcanzó un nuevo acuerdo en abril de 1999.

Con el siglo XXI, llegó la bonanza petrolera con el denominado súper ciclo de las commodities (2000-2014) que mantuvo los precios del petróleo en cifras desconocidas por encima de los 100 dólares entre 2008 y 2010-2014. Esta bonanza permitió incrementar la inversión en exploración y producción, generando nuevas técnicas de extracción hasta entonces desconocidas o simplemente inviables económicamente. EEUU vivía en 2005 una crisis petrolera preocupante, con la producción en mínimos históricos de tan solo 5,2 millones de bpd frente a los 9,6 millones bpd de 1970. Además, la dependencia energética de aproximadamente 6 millones de bpd era solventada con cada vez más costosas importaciones de crudo desde el Golfo Pérsico, que tras el 11-S era observado con mayor escepticismo, y Venezuela, que ya contaba con Hugo Chávez como líder político. Los alto precios petroleros permitieron recuperar ideas anteriormente frustradas como la fractura hidráulica, que contó con permisos masivos para desarrollarse a partir de 2005 con el objetivo de mitigar la otra gran crisis energética del país: el rápido descenso de la producción doméstica de gas natural, una commodity mucho más cara y difícil de importar para EEUU. La fractura hidráulica, también conocida como fracking, permitió un crecimiento inesperado de la producción de gas natural, que pronto atrajo la atención del sector petrolero norteamericano. Para 2008, una variante del fracking pudo ser aplicada para la extracción de petróleo, técnica posteriormente denominada como shale, dando lugar a una revolución sin precedentes en Estados Unidos que permitió incrementar la producción del país en más de 5 millones de barriles diarios en el periodo 2008-2014. El cambio en el panorama energético estadounidense fue tal, que en 2015 Barack Obama retiró una ley de 1975 que prohibía a EEUU exportar petróleo producido domésticamente.

La reacción saudí no se hizo esperar, y lanzó en la sede de Viena de la OPEP en noviembre de 2014 una nueva campaña de producción sin restricciones que permitiese al Reino recuperar parte de su cuota de mercado. Los efectos en los mercados internacionales fueron más dramáticos que nunca con un descenso del 50% del precio en tan solo 7 meses. Las multinacionales petroleras (IOC) y las compañías nacionales de petróleo (NOC) redujeron dramáticamente sus beneficios viéndose obligadas a realizar recortes desconocidos desde comienzos de siglo. Los países exportadores también padecieron los efectos de unos menores ingresos fiscales con muchos mercados emergentes sumidos en déficit fiscales inasumibles, inflación e incluso recesión; con el caso particular de Venezuela que entró a partir de ese año en el caos socioeconómico que conocemos hoy. Para desesperación de Arabia Saudí, la industria del shale norteamericano demostró una resiliencia inesperada al mantener una producción de 4 millones de barriles diarios para 2016 del pico de 5 millones en 2014. Arabia Saudí no comprendía que el shale oil, a diferencia del petróleo convencional, no era una industria madura, sino una en plena expansión y desarrollo. Los productores norteamericanos lograron incrementar la tasa de recuperación de petróleo del 5% al 12% entre 2008-2016, el equivalente a incrementar la productividad en 2,4 veces. Además, la eliminación de las compañías menos competitivas permitió una reducción en el coste de los servicios y mayor facilidad para acceder a la infraestructura de transporte. La naturaleza del shale, con una maduración de los pozos de entre 18 meses y 3 años, en comparación con los 30 años o más de un pozo convencional, permitían parar la producción en un periodo de tiempo lo suficientemente corto como para minimizar el impacto de unos menores precios, optando por mantener aquellos pozos más competitivos. Arabia Saudí se rindió y optó por un giro de 180 grados en su estrategia, eso sí, logrando atraer a la mesa de negociaciones a Rusia. La guerra de precios más larga de la historia, tras casi 22 meses, terminaba con un acuerdo sin precedentes entre los países de la OPEP con la incorporación de Rusia y su esfera de influencia energética, grupo denominado como OPEP+. Una Rusia herida por las sanciones internacionales y la debilidad de su divisa había cedido ante Arabia Saudí que, sin embargo, no había conseguido derrotar la revolución petrolera del shale estadounidense.



La producción del shale norteamericano no ha parado de crecer, siendo a pesar de su efectividad la única región del mundo con una industria similar, creciendo a un ritmo de más de un millón de barriles diarios al año. Esta situación ha dotado a EEUU de una robusta seguridad energética al no depender de las importaciones de crudo venezolano o del Golfo. El país alcanzó a finales de 2019 exportaciones netas de petróleo positivas por primera vez en más de medio siglo, lo que se sumaba al ser exportador neto de gas natural, carbón y productos refinados. Buena parte del repliegue geoestratégico ejercido por la Administración Trump en Oriente Medio responde a una independencia energética creciente del país que reduce sus intereses en la región.

La ruptura del grupo OPEP+:

Como se ha mencionado, durante la primera semana de marzo la OPEP+ se reunía en Viena buscando un acuerdo para un nuevo recorte de unos 1,8 millones de barriles diarios para paliar los efectos de la cuarentena por el COVID-19 en China. El malestar entre los productores era evidente, tras haber ejecutado un recorte similar en diciembre de 2019. Arabia Saudí trataba de repartir lo máximo posible la distribución de los recortes de producción cuando el ministro de energía ruso Alexander Novak dijo “niet”, aduciendo solvencia económica para un descenso en los precios, haciendo naufragar cualquier tipo de acuerdo. Se desconoce si la negativa rusa respondía a un plan meditado o simplemente era un farol para ganar terreno en las negociaciones, sin embargo, supuso el comienzo de una nueva guerra de precios. Tal y como se puede apreciar en el gráfico inferior, el descenso del precio del crudo en el primer mes ha sido histórico, sin una referencia similar en la historia de las negociaciones entre productores. Al incremento en la disponibilidad de petróleo en los mercados por la estrategia saudí de cargar petroleros con crudo de sus reservas estratégicas, se une una parada en seco de la economía y la demanda de petróleo, generando una depresión de precios súbita hasta el momento desconocida en el sector. Las anteriores guerras de precios normalmente contaban con el elemento estabilizador de que, a menor precio de productos derivados del petróleo el consumo aumentaba en el corto plazo. Sin embargo, debido a los efectos económicos de la cuarentena, ese contrapeso del mercado desaparece, generando en un mes lo que en otras ocasiones hubiese requerido entre 12 y 15 meses.



Y es que los efectos del COVID-19 en la demanda mundial de petróleo se han estimado en un descenso del 12,5% en marzo y se espera que alcancen el 20% en abril. En las zonas de Europa más afectadas por la cuarentena, la caída en la venta de combustible en estaciones de servicio alcanza el 75%, una cifra que muy probablemente se replique en el resto de las economías avanzadas conforme se vayan endureciendo las medidas y que ya empieza a dejar atrás China tras dos meses de confinamiento. El caso del transporte aéreo es particular al consumir 16 millones de bpd y encontrarse en la actualidad totalmente suspendido, sin una fecha clara en el retorno a la normalidad de la aviación internacional. La paralización parcial de la producción industrial, cuyo alcance es todavía desconocido, puede implicar descensos todavía mayores en el consumo. Una situación como esta no requeriría de incrementar la producción para generar un colapso en los precios, que con la presión añadida por el lado de la oferta están generando unos niveles de estrés en la capacidad de almacenamiento, transporte y refino sin precedentes.

Un acuerdo histórico:

A comienzos de abril, Donald Trump temeroso de que un exceso de petróleo pudiese hundir aún más los precios y destrozar la industria de los hidrocarburos norteamericana, tomó la iniciativa de hablar telefónicamente con los líderes de Arabia Saudí y Rusia. En un movimiento paradójico, el Presidente de los Estados Unidos lograba acercar posturas entre los principales productores para establecer nuevos recortes que pusiesen fin a la guerra de precios. El 9 de abril, tras varias semanas de especulaciones se reunía el mayor grupo de productores de todos los tiempos, incluyendo los miembros de la OPEP y 10 países no miembros entre los que destacaban Rusia, Kazajistán y México. Tras varios días de negociaciones, se acordó recortar un 23% de la producción en 20 países con una producción combinada de más de 40 millones de barriles, lo que dejaba casi 10 millones de barriles fuera del mercado, a partir del primer día de mayo. Las negociaciones fueron coordinadas por la OPEP y el G20, que en ese momento presidía Arabia Saudí. De esta forma, se alcanzó un pintoresco acuerdo por el que se reducían los mencionados 10 millones de barriles entre los miembros de la OPEP+, incluidos en la tabla inferior, y se estimaban otros 5 millones de barriles a reducir de forma indeterminada entre EE.UU., Canadá, Brasil y Noruega. Estos últimos recortes, por la naturaleza de sus sectores, se realizaría por medio del libre mercado y está por ver de qué forma se materialicen.



En el sector y los mercados existe cierto escepticismo sobre la efectividad que tendrán estos recortes, que suponen entre un 10- 15% del petróleo consumido a nivel global antes de la crisis del COVID-19. El consumo ha descendido cerca de un 20% y la capacidad de almacenamiento de petróleo empiezan a agotarse, lo que reduce el margen para absorber el petróleo excedentario. Además, los recortes comenzarán a aplicarse el 1 de mayo, dejando tres semanas de margen que pueden hundir todavía más los precios. La naturaleza del acuerdo, de carácter voluntario y de difícil monitoreo, deja abierta la puerta a no cumplir con los recortes establecidos, que muchas veces son difíciles de aplicar por las condiciones geológicas de ciertos pozos antiguos o la existencia de contratos que obliga a una compensación económica si se interrumpe el suministro. En general, el nivel de cumplimiento de los acuerdos de la OPEP ha sido escaso, siendo de mayor incidencia en los países que exportan por vía marítima y de menor incidencia en aquellos que oleoductos, que a diferencia del cargamento marítimo no puede ser controlado satelitalmente.

Los principales actores:

Arabia Saudí:

En medio del naufragio de las negociaciones de la OPEP+, el 6 de marzo Mohamed Bin Salman (MBS) dirigió nuevo golpe palaciego en el que el ex heredero al trono saudí Mohammed bin Nayef y otros miembros de la familia real fueron arrestados y acusados de planear contra el príncipe heredero MBS y su padre Salmán bin Abdulaziz. Todo ello en un momento en el que el heredero al trono saudí parecía querer asentar su poder con una nueva estrategia arriesgada tras el absoluto fracaso de la Guerra de Yemen y el plan de modernización nacional Visión Visión 2030.

El indiscutible liderazgo de Arabia Saudí para dirigir el mercado de petróleo se basa en su capacidad para incrementar en menos de 6 meses su producción en varios millones de barriles, algo que ningún otro país del mundo es capaz de realizar. El incremento en la producción le permite además compensar parcialmente el descenso en los precios por barril, lo que sumado a sus reservas de divisas y su acceso a crédito barato permite a Arabia Saudí afrontar una guerra de precios con una aparente resistencia muy superior al de cualquier otro país de la OPEP. El bajo coste de producir un barril de petróleo en el país, en torno a los 7 dólares, también permiten mantener los ingresos en casi cualquier contexto del mercado.

Sin embargo, las reservas de divisas, que ascienden a 500.000 millones de dólares, son un 30% menores que las de 2016, y pueden ser insuficientes para mantener la paridad dólar-rial por más de dos años sin los ingresos petroleros, algo fundamental para una sociedad acostumbrada a una opulencia dependiente de las importaciones. Además, el déficit fiscal viene siendo un gran problema para el país que ha sido incapaz de reducirlo por debajo del 4% tras alcanzar un pico del 16% en 2016 como resultado de una recuperación insuficiente en el precio del petróleo y los costes de la guerra en Yemen. La dominancia energética del petróleo tiene fecha de caducidad y las finanzas de Arabia Saudí son adictas a una actividad que supone el 42% de su PIB y genera el 87% de los ingresos fiscales. Por el momento, el ministro de economía saudí ya ha anunciado un recorte del 5% en el presupuesto para 2020, muestra de que el acuerdo petrolero no asegura un escenario optimista. En cualquier caso, Arabia Saudí ha sido uno de los grandes ganadores de la guerra de precios. En las fracasadas negociaciones de marzo, Arabia Saudí producía 9.7 millones de barriles diarios, cifra que en las negociaciones de abril había ascendido a 11 millones. Como los recortes se establecen de forma proporcional, en tan solo un mes el reino saudí obtuvo un incremento de 1.3 millones de barriles en su cuota de mercado. Igualmente, el fondo soberano saudí Petroleum Investment Fund (PIF) ha realizado compras de acciones en Eni, Total, Equinor, Shell y Repsol durante el mes de abril, en un contexto de caídas bursátiles de estas compañías.

Federación Rusa:

Rusia se mantuvo firme al comienzo de la guerra de precios, destacando la resiliencia del sector energético ruso y el volumen de las reservas soberanas del país, inferiores a las saudíes pero que ascienden a 435.000 millones de dólares y un fondo de estabilización de otros 100.000 millones: un 33% más que en 2014. Paradójicamente las sanciones internacionales sobre el sector petrolero ruso han reducido su dependencia del exterior, permitiendo que la devaluación del rublo; de libre convertibilidad, no afecte a la producción y permita compensar parcialmente los menores precios. La capacidad rusa para incrementar la producción en el corto plazo, a diferencia de Arabia Saudí, es inferior a 500.000 bpd, lo que deja a Rusia sin poder compensar menores precios con mayor producción, principal motivo para que el país aceptase el resultado de las negociaciones de abril.

El liderazgo de Vladimir Putin es incuestionable con una posible reforma constitucional que permitiese una ampliación de su mandato retrasada a causa del COVID-19. Las buenas relaciones de la élite política rusa con la oligarquía petrolera permiten la unidad de acción en un país con una mayor atomización y presencia de capital privado en sus empresas. La estrategia de Alexander Novak parece ir en consonancia con la de Igor Sechin, CEO de Rosneft, que apuestan por un contexto de precios bajos que termine por dañar profundamente a la industria del shale norteamericano. Existen especulaciones sobre una posible intervención diplomática de EE.UU. con el gobierno ruso en favor del acuerdo OPEP+ de abril. El último movimiento de la rusa Rosneft, abandonando Venezuela al vender todos sus activos a una empresa controlada por el gobierno ruso, puede ser una explicación a esta concesión de Moscú a aceptar un acuerdo que durante un mes trató, al menos retóricamente, de evitar. El desarrollo de las futuras sanciones norteamericanas sobre el sector petrolero ruso serán un buen indicador de este posible acuerdo.

Estados Unidos:

Para EEUU los descensos en el precio del petróleo suponen una de las mayores rebajas fiscales de todos los tiempos, en palabras de su presidente, con un precio menor a un dólar por galón. Sin embargo, la industria petrolera genera más de 10 millones de empleos en EE.UU. y es una actividad central en muchos estados como Texas, Oklahoma o Nuevo México fundamentales para una hipotética victoria republicana en las elecciones de 2020. Además, la importancia geoestratégica del sector, que ha permitido un reducir la dependencia energética de EEUU a mínimos históricos, ha hecho que Donald Trump haya asumido la responsabilidad de salvaguardar la industria petrolera norteamericana. Él mismo coordinó los primeros pasos para un gran acuerdo, por medio de presiones, amenazas y concesiones. Lo cierto es que La crisis de precios ha llegado en un momento de cierto agotamiento para el sector, que comenzaba a padecer los efectos del sobrendeudamiento y la presión de los inversores por incrementar los beneficios. El crudo norteamericano, tasados en el índice West Texas Intermediate (WTI), ha experimentado desde 2011 una valoración un 10% inferior a la del Brent o la OPEC Basket, los otros índices globales, generando un entorno hipercompetitivo que comenzaba a hacer mella entre los productores de shale, que acusaban desde finales de 2019 un descenso del 20% en el número de perforaciones totales comparando año a año. El mercado norteamericano, que ya arrastraba problemas de almacenamiento y transporte desde 2017, se ha visto colapsado en la tercera semana de abril con precios negativos ante las limitaciones para almacenar petróleo y la especulación en los mercados de futuros.

Donald Trump finalmente ha conseguido un acuerdo global que no vincula a EE.UU. de forma directa, sino que deja al mercado regular los recortes que parecen más que previsibles. De esta forma, la administración Trump se permite no tener que intervenir el mercado petrolero, algo que seguro obligaría al desarrollo de legislación y a un complejo debate de salvar la contaminante industria del petróleo a costa del contribuyente. Desde el Senado, varios políticos de ambos partidos han tratado de introducir al debate parlamentario la necesidad de aranceles o sanciones a aquellos productores que inundan el mercado doméstico, recuperando antiguas iniciativas como la Ley NOPEC. Estas amenazas han permitido al Presidente una posición de fuerza a nivel internacional, siendo uno de los grandes ganadores del acuerdo OPEP+ de abril. De hecho, cuando las negociaciones parecían a punto de colapsar por la negativa de México a asumir 400.000 barriles diarios de recorte, EE.UU. intervino anunciando que sería su país el que los asumiría. Filtraciones posteriores han demostrado la existencia de un seguro financiero contratado por México en caso de bajos precios petroleros, que se cobraría por barril producido. La intervención de EE.UU., más retórica que práctica puesto que el país carece de una producción concreta a recortar, salvó el acuerdo de un nuevo fracaso.


Instalaciones para la refinación de productos derivados del petróleo [Pixabay]

Instalaciones para la refinación de productos derivados del petróleo [Pixabay]


Nada volverá a ser como antes:

La revolución del shale oil ha transformado la industria petrolera y generando un nuevo balance geopolítico en detrimento de la OPEP. Desde 2016, los países de la OPEP+ han realizado recortes estimados en 5,3 millones de barriles diarios, en ese periodo la industria del shale norteamericano ha incrementado su producción en 4,2 millones de barriles, dejando en evidencia que la estrategia oligopolista de los países productores ha llegado a su fin. Solamente les queda el libre mercado, en el que ellos parten con ventaja por unos costes de producción menores. Sin embargo, eliminar de forma definitiva buena parte del shale norteamericano llevaría más de 3 años de precios por debajo de los 30 dólares, momento en el que maduraría gran parte de la deuda de las compañías y el descenso en el número de pozos nuevos afectaría gravemente a la producción total. Una travesía en el desierto para muchos países productores que cuentan con planes mil millonarios de diversificación económica durante esta década, probablemente la última de dominio energético absoluto de los hidrocarburos. El mundo, a diferencia de los que se esperaba a comienzos de siglo, ha entrado en una etapa de abundancia petrolera que reducirá los costes energéticos salvo que una intervención coordinada en el mercado lo remedie. La emergencia de nuevos productores, principalmente Estados Unidos, Canadá y Brasil a la par del colapso en la producción venezolana y libia, han dejado la cuota de mercado de la OPEP en 2020 en torno al 33%, en caída libre desde comienzos de siglo cuando superaba el 40%.

La demanda global de crudo ha disminuido de tal manera que solamente se puede esperar que los recortes eviten una caída por debajo de los 15 dólares el barril, prolongando lo máximo posible el llenado total de los sistemas de almacenamiento de petróleo restantes. La capacidad de almacenamiento mundial de petróleo es una de las grandes incógnitas del sector, existiendo divergencias en las estimaciones. El grueso de la capacidad de almacenamiento lo soportan los países importadores, que desde la crisis petrolera de 1973 decidieron crear la Agencia Internacional de la Energía, para entre otras cosas, coordinar infraestructura que mitigara la dependencia de la OPEP. La naturaleza estratégica de estas reservas, unido al rápido desarrollo de las mismas en la última década por China y sus compañías, hacen muy difícil el acceso a esta información.  En particular, la compañía china Sinopec ha desarrollado una estrategia de construcción de almacenes de petróleo por todo el Mar de China, incluyendo países extranjeros como Indonesia para resistir cualquier posible bloqueo del Estrecho de Malaca, el punto débil geopolítico del país asiático. Las empresas privadas también cuentan con capacidad de almacenamiento en tierra y flotante, de un volumen indeterminado, que ya ha comenzado a utilizarse con fórmulas imaginativas: oleoductos en desuso, buques petroleros e incluso trenes y camiones ahora parados por la cuarentena. En el corto plazo, estas reservas estratégicas se irán llenando paulatinamente a un ritmo similar a 20 millones de barriles diarios, estimación del diferencial actual entre oferta y demanda. En 50 días, si no se alcanza ningún acuerdo para recortar la producción, la cifra almacenada superaría los 1.000 millones de barriles, lo que probablemente saturaría la capacidad de absorber más petróleo del mercado, generando un colapso total en los precios.

La vuelta a la normalidad económica se sitúa cada vez en un horizonte más lejano, con sectores como el de la aviación o el turismo que quedarán lastrados a causa del COVID-19 por mucho tiempo. El impacto en la demanda de petróleo será prolongado, más teniendo en cuenta la capacidad de almacenamiento que ahora servirá de contrapeso a cualquier movimiento alcista en los precios internacionales. La industria del shale, con una gran flexibilidad, comenzará a hibernar a la espera de un nuevo contexto más favorable. La crisis derivada del COVID-19 impactará con especial virulencia en los países en desarrollo exportadores de petróleo, que cuentan con equilibrios socioeconómicos más delicados. El mundo del petróleo está viviendo grandes cambios como parte de la transición energética y el desarrollo de nuevas tecnologías. La crisis desatada por el COVID-19 solo es el comienzo de las grandes transformaciones que vivirá la industria en las próximas décadas. Una frase muy repetida para refutar la ya desestimada teoría del Peak Oil es que la Edad de Piedra no terminó por la falta de piedras y la sociedad contemporánea tampoco dejará de emplear los hidrocarburos por su agotamiento, sino por su obsolescencia.

Was the Madrid COP25 useful?

The UN Conference did little to increase international commitment to climate change action, but did at least boost the assertiveness of the EU

In recent years, the temperature of the Earth has risen, causing the desertification of lands and the melting of the Poles. This is a major threat to food production and provokes the rise of sea levels. The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) has concluded that there is a more than 95% probability that human activities over the past 50 years are the cause of global warming. Since 1995 the United Nations has organized international meetings in order to coordinate measures to reduce CO2 emissions, which arguably are behind the increases in temperature. The latest meeting was the COP25, which took place in Madrid this past December. The COP25 could be labeled almost a missed opportunity.

ARTICLE Alexia Cosmello and Ane Gil

The Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) was established in 1988 by the World Meteorological Organization (WMO) and United Nations Environment Programme. The IPCC’s Fifth Assessment Report concluded that: “Climate change is real and human activities are the main cause.” In recent years, rising temperatures on earth have contributed to the melting of the Polar Ice Cap and an increase in desertification. These developments have provoked the rise of sea levels and stresses on global food production, respectively.

In 1992, the IPCC formed the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) with the goal of minimizing anthropogenic damage to the earth’s climate. 197 countries have since ratified the UNFCCC, making it nearly universal. Since 1995, the UNFCCC has held an annual Conference of the Parties (COP) to combat climate change. These COPs assess the progress of national governments in managing the climate crisis, and establish the legally binding obligations of developed countries to combat climate change. The most significant international agreements emerging from UNFCCC annual COPs are the Kyoto Protocol (2005) and the Paris Agreement (2016). The most recent COP25 (25th Conference of the Parties to the United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) took place in Madrid in December 2019.

The previous conference (COP24) marked a significant improvement in international regulation for implementing the Paris Agreement, but crucially ignored the issue of carbon markets (Article 6). Thus, one of the main objectives of COP25 was the completion of an operating manual for the Paris Accords that included provisions for carbon market regulation. However, COP25 failed to reach a consensus on carbon market regulation, largely due to opposition from Brazil and Australia. The issue will be passed onto next year’s COP26.

Another particularly divisive issue in COP25 was the low level of international commitment. In the end, only 84 countries committed to the COP25 resolutions; among them we find Spain, the UK, France and Germany. Key players such as the US, China, India and Russia all declined to commit, perhaps because together they account for 55% of global CO2 emissions. All states will review their commitments for COP26 in 2020, but if COP26 goes anything like COP25 there will be little hope for positive change.

COP25 also failed to reach an agreement on reimbursements for damage and loss resulting from climate change. COP15 set the goal of increasing the annual budget of the Green Climate Fund to 100 billion USD by 2020, but due to the absence of sufficient financial commitment in COP25, it appears that this goal will not be met.

It is worth noting that in spite of these grave failures, COP25 did achieve minor improvements. Several new policies were established and a variety of multilateral agreements were made. In terms of policies, COP25 implemented a global “Gender Action Plan,” which will focus on the systematic integration of gender equality into climate policies. Additionally,  COP25 issued a declaration calling for increased consideration of marine biodiversity. In terms of multilateral agreements, many significant commitments were made by a vast array of countries, cities, businesses, and international coalitions. Notably, after COP25, the Climate Ambitious Coalition now counts with the impressive support of  27 investors, 763 companies, 393 cities, 14 regions, and 70 countries.

But by far the saving grace of COP25 was the EU. The EU shone brightly during COP25, acting as a example for the rest of the world. And this is nothing new. The EU has been a forerunner in climate change action for over a decade now. In 2008, the EU established its first sustainability goals, which it called the “2020 Goals”. These goals included: reducing GHG emission by 20% (compared to 1990), increasing energy efficiency by 20%, and satisfying a full 20% of total energy consumption with renewable energy sources. To date, the EU has managed not merely to achieve these goals, but to surpass them. In fact, by 2017, EU GHG emissions had been reduced not just by 20%, but by 22%.

The EU achieved these lofty goals because it backed them up with effective policies. Note:

i) The launch by the EU Commission in June 2000 of the European Climate Change Programme (ECCP). Its main goal is to identify and develop all the necessary elements of an EU strategy to implement the UN Kyoto Protocol of COP3.

ii) The EU ECCP developed the ETS (EU emissions trading system), which has helped to reduce greenhouse gas emissions from energy-intensive industries and power plants.

iii)The EU adopted revised rules for the ETS in February 2018,  which set the limits on CO2 emissions of heavy industry and power stations.

iv)The EU opted for acircular economy.” In May 2018, the EU decided on new rules for waste management and established legally binding targets for recycling. In May 2019, the EU adopted a ban on single-use plastic items.

v) The EU limited CO2 emissions on the roads. In April 2019, stricter emission limits for cars and vans were passed. By 2029, both cars and vans will be required to emit on average 15% less CO2.

vi) The EU approved new regulations in May 2018 for improved protection and management of lands and forests.

If the EU is anywhere near as successful at combating climate change in the decades to come as it has proved itself to be in the past decade, the EU seems primed to achieve both its 2030 Goals, and its 2050 Goals (the European Green Deal). The 2030 Goals include cutting GHG emissions by at least 40% by 2030 (compared to 1990). Such  new measures will make the EU’s economy and energy systems more competitive, more secure, and more sustainable. The 2050 Goals are even more ambitious: they include the complete elimination all CO2 emissions and the achievement of a climate-neutral EU by 2050. The EU’s 2030 and 2050 Goals, if achieved, will be a remarkable step in the right direction towards achieving the Paris Agreement objective to keep global temperature increase stabilized at 1.5ºC and well below 2ºC.

The European Green Deal and 2030 and 2050 Goals will demand far more effort than the 2020 Goals, especially in the political and economic spheres. Poland has yet to commit to the Deal, which has led the European Council to postpone the matter until June 2020. But progress in the EU towards the 2050 Goals is already underway. The Just Transition Mechanism was proposed in December 2019 to provide support for European regions projected to be most affected by the transition to climate neutrality. (This measure will also hopefully serve to assuage the concerns of Poland and other members.) The EU Commission is to prepare a long-term strategy proposal as early as possible in 2020 with the intention of its adoption by the Council and its submission to the UNFCCC shortly thereafter. Furthermore, the EU Commission has also been tasked with a proposal, after a thorough impact assessment, for an update of the EU’s nationally determined contribution for 2030 under the Paris Agreement. The EU’s example is reason to hope for a bright and sustainable future for the developed world.

Unfortunately, not every developed country is as committed to sustainability as the EU. While many efforts have been made at both the global and regional levels to combat climate change, it is abundantly clear that these efforts are horrendously insufficient. In order to properly address climate change, consistent commitment to sustainability from all parties is imperative. Those countries such as the US, China, India and Russia that abstained from commiting to the COP25 resolutions need to begin following in the EU’s sustainable footsteps and start behaving like true global citizens as well. If they do not, even the EU’s exemplary efforts will not be anywhere near enough to slow climate change.

La minería ilegal, la otra destrucción de la Amazonía

La extracción de oro y el transporte de petróleo contaminan los ríos de la región amazónica

No solo los incendios están afectando negativamente a la Amazonía, sometida a una acelerada reducción de la masa forestal, sino que la mayor actividad que registra, impulsada por la propia deforestación –que a su vez propicia la minería ilegal y más transporte de carburante– aumenta la contaminación del río Amazonas y del resto de vías fluviales de los países que forman parte de la región. El uso de mercurio en la extracción del oro supone un grave problema añadido para las comunidades que viven en la cuenca.

Puesta de sol en el río Amazonas, en Brasil [Pixabay]

▲ Puesta de sol en el río Amazonas, en Brasil [Pixabay]

ARTÍCULO / Ramón Barba

El aumento de la minería ilegal en la región amazónica, en países como Colombia y Perú y sobre todo en Venezuela, ha incrementado la contaminación fluvial de toda la cuenca. La contaminación también se ve agravada por el transporte de petróleo, que genera escapes de crudo, y por el vertido de aguas residuales vinculadas a una mayor actividad humana, a su vez relacionada con la creciente deforestación.

La minería ilegal se ha extendido especialmente en las dos últimas décadas, vinculada al incremento del precio de los minerales. A pesar de la caída general del precio de las materias primas a partir de 2014, la cotización se ha mantenido alta en el caso del oro, pues como valor refugio resiste la desaceleración económica mundial. La obtención de oro requiere la manipulación de mercurio para extraerlo y separarlo de las rocas o piedras en las que se encuentra. Se calcula que la actividad minera ilegal vierte de promedio unos 24 kilos de mercurio por kilómetro cuadrado. Como señala la Organización del Tratado de Cooperación Amazónica (OTCA) en su informe Análisis de Diagnóstico Transfronterizo Regional de la Cuenca Amazónica de 2018, se estima que solamente la Amazonía brasileña recibió 2.300 toneladas de mercurio hasta 1994 y luego ha registrado volúmenes en torno a las 150 toneladas anuales.

La OTCA indica que la explotación minera está localizada especialmente en el Escudo Guayanés, en las zonas andinas de Perú y Bolivia y en el piedemonte colombiano. Información recogida por esta organización estima que de 100.000 a 200.000 personas se dedican a esta actividad en Colombia y también en Perú, cifra que se dobla en el caso de Brasil.

Por su parte, la Red Amazónica de Información Socioambiental Georreferenciada (RAISG), en su estudio La Amazonía Saqueada, de finales de 2018, constata que la superficie en la que se da la minería ilegal “va en aumento”, especialmente en Venezuela, donde “los reportes cambian drásticamente de año en año”. La RAISG computa 2.312 puntos de la región amazónica donde existe actividad minera ilegal, de los cuales 1.899 corresponden a Venezuela.

La explotación minera da una doble funcionalidad a los ríos, según el informe de RAISG, en tanto que se utilizan para la introducción de maquinaria y para dar salida a los minerales. Ello tiene graves efectos medioambientales (erosión de los suelos, contaminación del agua y de los recursos hidrológicos, extinción de flora y fauna acuática, impactos atmosféricos…), a la par que graves consecuencias en lo relativo a la salud de los pueblos indígenas, pues la contaminación de los ríos con mercurio afecta a los peces y los otros seres vivos que se mueven en el entorno fluvial. Dado que la dieta principal de los pueblos indígenas es el pescado, la ingesta de niveles altos de mercurio acaba dañando la salud de las poblaciones (casos de pérdida de visión, enfermedades cardíacas, daños en el sistema nervioso central, cognitivo o motor, entre otros).

Otro aspecto de la actividad minera es que tiende a la apropiación de tierras e incursión en áreas naturales protegidas del Amazonas, incrementando la deforestación y la reducción de biodiversidad. Las áreas de Tapajós y Xingú en Brasil, junto con el escudo Guayanés, son las áreas más afectadas por la deforestación, según la RAISG. Recogiendo estudios previos, esta organización indica la desforestación derivada de la extracción de oro se ha acelerado en los últimos veinte años, pasado de una deforestación de 377 km2 entre 2001-2007, a una deforestación de 1.303 km2 entre 2007-2013. En Perú cabe destacar el caso del departamento Madre de Dios, donde se deforestaron 1.320 hectáreas entre 2017 y 2018.

Otras causas de contaminación

Además de la minería ilegal otros procesos resultan también contaminantes de los ríos, como las actividades extractivas de hidrocarburos, el vertido de aguas residuales y el transporte fluvial, tal como advierte la OTCA, organización que agrupa a los ocho países con territorio en la región amazónica: Brasil, Colombia, Guyana, Surinam, Venezuela, Perú, Bolivia y Ecuador.

Contaminación por causa de los hidrocarburos. La situación afecta a los cinco países que se encuentran al oeste de la Cuenca (Colombia, Ecuador, Perú, Guyana y Brasil), siendo Bolivia un potencial candidato en tanto que cuenta con grandes reservas de gas sin explotar en la zona. La contaminación en este caso viene de la mano del transporte por vía fluvial del petróleo desde los puntos de extracción hasta las refinerías. Ello implica importantes consecuencias ambientales y socioeconómicas, como la degradación de los suelos y la contaminación del aire, lo cual también implica pérdida de flora y fauna, así como de recursos hidrobiológicos, afectando a la biodiversidad y a la migración de especies. En el campo socioeconómico estos problemas se traducen en el incremento de costos operacionales, el desplazamiento de indígenas, el aumento de enfermedades y el surgimiento de conflictos.

Contaminación por aguas residuales domésticas, comerciales e industriales. A pesar de la gran cantidad de agua con la que cuentan los países de la cuenca amazónica, el nivel de saneamiento no supera el 60%. Como consecuencia, los ríos se convierten en vectores de enfermedades en muchas comunidades rurales, pues en ellas el saneamiento es menor. Datos no actualizados hablan de desechos urbanos y domésticos de 1,7 millones de toneladas por litro y de 600 litros por segundo en 2007. A su vez, es importante tener en cuenta los daños causados por parte de las actividades agroindustriales en los cursos fluviales, pues el gran número de insectos y microorganismos implica un uso abundante de pesticidas, herbicidas y fungicidas. Dentro de los problemas ambientales y sociales producto de esta actividad está la emisión de gases de efecto invernadero, el deterioro de ecosistemas acuáticos, la eutrofización y la polución por agrotóxicos, y la pérdida de salarios e incremento de costos por tratamiento del agua.

Contaminación por transporte fluvial. La región amazónica cuenta con cerca de 24.000 km de río navegables, que constituyen la principal vía de comunicación. Unos 50 millones de toneladas de carga eran transportadas por el Amazonas a comienzos de esta década ahora terminada. Además de las fugas de combustible, la actividad produce un arrastre de lodos que no son dragados periódicamente, así como una contaminación de riberas y playas, que perjudican la economía y el turismo.



Impacto en las comunidades indígenas      

Para muchos pueblos indígenas, como es el caso colombiano, el oro es un mineral sagrado pues es representación del sol en la tierra. Consideran que la extracción de este mineral implica la pérdida de vida del territorio y para extraerlo los chamanes de la zona deben de “pedir permiso” mediante una serie de ceremonias; hacerlo sin el permiso otorgado implica consecuencias negativas, de ahí que las poblaciones indígenas asocian la extracción indebida de oro con enfermedades y muerte. Un ejemplo de ello es el área del Río Aaporis, considerado también como sagrado, donde el líder Yanomami Davi Kopenawa habla de la xawara wakémi (la epidemia humo), derivada de la quema del oro y que es, según afirma, la causa de la muerte algunas habitantes de la zona.

No obstante, miembros de las comunidades indígenas también se dedican a la minería artesanal, bien porque de entrada rechazan la tradición ante los beneficios económicos que supone la extracción ilegal, bien porque se ven obligados a esa ocupación por la falta de oportunidades. Esto último ocurre en la reserva comunal peruana de Amarakaeri , muy afectada por la actividad extractiva, donde sus habitantes se han visto obligados a practicar la minería artesanal presionados por sus necesidades de subsistencia y por intereses mineros externos que acaban explotándoles.

La minería realizada sin controles, por otro lado, afecta negativamente al entorno medioambiental en el que se desarrolla la vida indígena. En la provincia ecuatoriana de Zamora Chinchipie, por ejemplo, se llevó a cabo un mega proyecto minero a cielo abierto cuyo impacto ha implicado una deforestación en la zona de 1.307 hectáreas entre 2009 y 2017.

Cabe destacar el hecho de que la minería no solo implica un ataque contra ciertos aspectos culturales indígenas, sino que también supone un grave ataque contra sus derechos humanos en tanto que, a pesar de ser pueblos que viven en aislamiento voluntario, las empresas mineras llevan a cabo una injerencia en esas reservas y fuerzan desplazamientos y desarraigos. Esta situación es especialmente crítica en Bolivia, Ecuador y Perú, países en los que existe un “zona gris” entre la legalidad y la ilegalidad en lo que a minería artesanal se refiere, incrementando el grado de afectación en las zonas indígenas. A su vez cabe destacar la actividad represiva de los estados de destrucción de dragas y balsas, lo cual lleva a la respuesta violenta por parte de los afectados, como ocurrió en la revuelta de Humaitá en Brasil.

La vida indígena también se ve ha visto afectada por la presencia en esos territorios de grupos guerrilleros o paramilitares, así como de grupos de crimen organizado. En Colombia los grupos armados han aprovechado la minería para el financiamiento de sus actividades, que desarrollan en zonas con altos niveles de pobreza y difícil acceso para el Gobierno. Entre 2017 y 2018 hubo un incremento del 6% de esta actividad, en lugares donde también puede cultivarse coca, cuya producción igualmente ha aumentado los últimos años. El informe de la OCDE Debida diligencia en la cadena de suministros de oro colombiana, de 2016, indica que las FARC, el ELN y las bandas criminales comenzaron su actividad minera en la década de 1980 y la incrementaron en la de 1990 como consecuencia del aumento del precio del oro y de la mayor dificultad de obtener ingresos estables provenientes de la droga. En 2012, las FARC y el ELN tenían presencia en un 40% de los 489 municipios colombianos dedicados a la minería. Recientemente se ha atestiguado la presencia del ELN en la explotación minera ilegal llevada a cabo de Venezuela, especialmente en el estado de Bolívar, a la que podrían sumarse los disidentes de las FARC resguardados en territorio venezolano.

Centroamérica aprovecha sus volcanes para generación eléctrica

La energía geotérmica supone ya el 7,5% del mix eléctrico centroamericano, con una capacidad instalada aún muy por debajo del potencial estimado

La actividad volcánica y el movimiento tectónico propios de Centroamérica ofrecen condiciones óptimas a los pequeños países de la región para el aprovechamiento de una fuente energética alternativa a unos hidrocarburos que deben importar o un carbón siempre más contaminante. De momento, la capacidad instalada –mayor en Costa Rica y El Salvador– supone apenas el 15% del potencial más probable estimado.

Planta geotérmica de San Jacinto-Tizate, en Nicaragua [Polaris Energy Nicaragua S. A.]

▲ Planta geotérmica de San Jacinto-Tizate, en Nicaragua [Polaris Energy Nicaragua S. A.]

ARTÍCULOAlexia Cosmello

Centroamérica tiene en la actualidad una capacidad geotérmica instalada de 645 megavatios (MW), lejos del potencial atribuido a la región. Este puede alcanzar, en la banda más alta de las estimaciones, casi los 14.000 MW, si bien los cálculos más probables hablan de alrededor de 4.000 MW, lo que supone un aprovechamiento actual de aproximadamente el 15%, según datos del Banco Mundial publicados en 2018.

La energía obtenida constituye el 7,5% de la generación eléctrica total de los países centroamericanos: una cifra no desdeñable, pero que aún debe crecer. Las previsiones hablan de un sector en expansión, si bien la atracción de las necesarias inversiones extranjeras se ha visto de momento limitada por el riesgo propio de esta industria y los marcos jurídicos nacionales.

La energía geotérmica es una energía renovable y limpia que no depende de factores externos. Consiste en aprovechar el calor del interior de la tierra ­–los recursos de alta temperatura en forma de fluidos subterráneos calientes– para la generación eléctrica y térmica (calefacción y agua caliente sanitaria). Se rige por el movimiento magmático de la tierra, por eso es un recurso escaso y limitado a ciertas regiones con una concentración significativa de actividad volcánica o movimiento tectónico.


Esas características del istmo americano son compartida también por México, donde el sector geotérmico comenzó ya a desarrollarse en la década de 1970 y ha alcanzado una capacidad instalada de 957 MW. La fricción de las placas tectónicas a lo largo de la costa sudamericana y del Caribe oriental también da también a esas subregiones un potencial energético, aunque menor que el centroamericano; su explotación, en cualquier caso, resulta pequeña (solo Chile, con 48 MW instalados, ha comenzado realmente su aprovechamiento). El total potencial geotérmico de Latinoamérica podría estar entre 22 GW y 55 GW, un rango especialmente impreciso dadas las pocas exploraciones realizadas. La capacidad instalada se acerca a los 1.700 MW.

El Banco Mundial estima que en la próxima década, Latinoamérica necesitaría una inversión de entre 2.400 y 3.100 millones de dólares para desarrollar diversos proyectos, que añadirían una generación conjunta de unos 776 MW, de los cuales la mitad corresponderían a Centroamérica.

La atracción de capital privado no es sencilla, teniendo en cuenta que desde la década de 1990 el sector geotérmico latinoamericano ha contado con menos de 1.000 millones de dólares en inversiones privadas. Las dificultades de financiación en parte tienen que ver con la propia naturaleza de la actividad, pues exige una elevada inversión inicial, que tiene un alto riesgo pues la exploración es laboriosa y tarda en llegarse al estadio de producción de energía. Otros aspectos que han restado atractivo han sido las políticas y los marcos regulatorios de los mismos países y sus deficiencias en la gestión local e institucional.

La energía geotérmica, en cualquier caso, debiera ser una prioridad para países con un potencial alto como el centroamericano, dado que, como señala la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), constituye una fuente de generación eléctrica de bajo coste y además estimula el crecimiento económico de bajo carbono. Por este motivo esta organización ha pedido a los gobiernos de la región centroamericana que adopten políticas que favorezcan el aprovechamiento de este recurso tan valioso, y que desarrollen marcos jurídicos y regulatorios que las impulsen.

En la promoción y asesoramiento internacional están interviniendo el Banco Mundial y algunos países con especial experiencia tecnológica. Así, Alemania está llevando a cabo desde 2016 un programa de desarrollo del potencial geotérmico bajo la Iniciativa Alemana de Tecnología del Clima (DKTI). En el proyecto cooperan el Fondo de Desarrollo Geotérmico (GDF), implementado por el banco de desarrollo alemán KfW, y el Programa de Identificación de Recursos Geotérmicos de América Central, apoyado por el Instituto Federal Alemán de Geociencias y Recursos Naturales (BGR). La iniciativa cuenta además con el respaldo de la Agencia Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ), la cual ha organizado cursos técnicos, junto con la empresa LaGeo, ubicada en El Salvador, para operadores en plantas geotérmicas, profesores e investigadores en la materia, con el objetivo de lograr una mejor gestión de las instalaciones y un desarrollo más eficiente de los proyectos energéticos.



Por países

Si bien los países centroamericanos han mostrado una gran dependencia de los hidrocarburos importados como fuente energética, en cuanto a generación eléctrica la subregión ha logrado un importante desarrollo de alternativas renovables, puestas al servicio de todos los integrantes del Sistema de Integración Centroamericana (SICA) mediante el Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (SIEPAC). El director ejecutivo de la Secretaría General del SICA, Werner Vargas, destacó a comienzos de 2019 que el 73,9% de la electricidad producida a nivel regional está generada con fuentes renovables.

No obstante, indicó que para hacer frente a la creciente demanda eléctrica, que entre 2000 y 2013 aumentó en un 70%, la región necesita un mayor aprovechamiento de sus capacidades geotérmicas. Una mayor integración de la energía geotérmica permitiría ahorrar más de 10 millones de toneladas de emisiones CO2 al año.

La participación de la energía geotérmica en el mix eléctrico varía según los países. La cuota más elevada corresponde a El Salvador (26%), Nicaragua (15%) y Costa Rica (12,5%), mientras que la participación es pequeña en Honduras (3%) y Guatemala (2,5%).

En Costa Rica, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), entregó el pasado mes de julio la planta geotérmica Las Pailas II, en la provincia de Guanacaste, que tuvo un coste total de 366 millones de dólares. La planta aportará a la red eléctrica un máximo de 55 MW, de forma que cuando esté plenamente operativa elevará el total de capacidad instalada en el país de 207 MW a 262 MW.

A Costa Rica le sigue El Salvador en generación eléctrica a partir de la energía geotérmica. Líder nacional en la producción es la empresa LaGeo, responsable de la casi totalidad de los 204 MW instalados en el país. Esta empresa cuenta con dos plantas, una en Ahuachapá, que produce 95 MW, y la otra Usulután, con una producción de 105 MW. Con menor consumo eléctrico que Costa Rica, El Salvador es el país centroamericano con mayor peso de la generación geotérmica en su mix eléctrico, un 26%, el doble que en el caso costarricense.

Nicaragua tiene una potencia instalada de 150 MW, gracias al interés geotérmico que presenta la cordillera volcánica del Pacífico. Sin embargo, los niveles de producción están claramente por debajo, aunque suponen un 15% de la generación eléctrica en el país. Dentro de los proyectos geotérmicos, destacan el de San Jaciento-Tizate y  el de Momotombo, que ya están siendo explotados. El primero explotado por la empresa Polaris Energy, se realizó en 2005 con la pretensión inicial de producir 71 MW, para alcanzar los 200 MW a finales de la presente década; sin embargo, actualmente, está produciendo 60 MW. El segundo, controlado por la empresa ORMAT y la participación de ENEL, se impulsó en 1989 con una capacidad de 70 MW, si bien desde 2013 produce 20 MW.

Guatemala está algo por detrás, con una potencia instalada de 49 MW, seguida de Honduras, con 35 MW. Ambos países reconocen el interés de la explotación geotérmica, pero se han quedado rezagados en su promoción. Y eso que los estudios del propio gobierno guatemalteco destacan la rentabilidad de los recursos geotérmicos, cuyo coste de producción es de 1 dólar por MW/hora, frente a los 13,8 dólares en el caso de la energía hidroeléctrica o los 60,94 por ciento del carbón.

Jordan River Basin: Hydropolitics as an arena for regional cooperation

Satellite imagery of the Jordan River [NASA]

▲Satellite imagery of the Jordan River [NASA]

ANALYSISMarina Díaz Escudero

Water is an essential natural resource, not only for individual survival on Earth, but also for nation-states and their welfare; having an effect on socio-economic development, trade, health and population productivity.

As a natural determinant of power, its accessibility must be considered by states in their policies on national security; “hydropolitics” being the branch of study for this phenomenon. Although it has been, and continues to be, a major source of inter-state conflict, it is an arena in which cooperation and diplomacy between rival countries can set the ground for further political agreements, effectively leading to more stable and peaceful relations.

On the other hand, when water is used as a natural border or must be shared between various countries, concurrent cooperation between all of them is essential to find an effective and non-violent way to approach the resource. Otherwise, an overlapping of different, and potentially contradictory, bilateral agreements may lead to frictions. If one of the concerned countries is not present in negotiations, as some historical events suggest (e.g. 1992 multilateral negotiations in Moscow, where Lebanon and Syria where not present), this will always constitute an obstacle for regional stability.

Moreover, although 71% of the Earth’s surface is covered by water, factors such as economic interests, climate change, and explosive population growth are also challenging the sustainable distribution of water sources among countries. The future effects of this scarcity in the region will demand consistent political action in the long-term and current leaders should bear it in mind.

Water availability and conflict in the MENA region

The Middle East and North Africa (MENA) region is known as an arid and semi-arid region, with only 1% of the world’s renewable water resources. On average, water availability is only 1,200 cubic meters, around six times less than the worldwide average of 7,000 cubic meters.

As global temperatures rise, more frequent and severe droughts will take place in the region and this will make countries which already have socio-economic rivalries more prone to go to war with each other. According to the World Resources Institute, thirteen of the thirty three states that will suffer from worse water scarcity in the twenty-first century will be Middle Eastern countries.

To cite the findings of the National Intelligence Council (NIC) report, Global Trends: Paradox of Progress, more than thirty countries – nearly half of them in the Middle East – will experience extremely high water stress by 2035, increasing economic, social, and political tensions.

Although claims to the land were and are the main motives for much of the current conflict, water, as part of the contested territories, has always been considered as a primary asset to be won in conflict. In fact, recognition of the importance of water lent the term, the “War over Water”, to conflicts in the region, and control over the resource constitutes a significant advantage.

Despite there being several water bodies in the Middle East (Nile, Euphrates, Tigris…), the Jordan River basin is one of the most significant ones today in terms of its influence on current conflicts. The Jordan River Basin is a 223 km long river with an upper course from its sources up to the Galilee Sea, and a lower one, from the latter to the Dead Sea. Territories such as Lebanon, Israel and the West Bank are situated to its West, while Syria and Jordan border it to the East. Water scarcity in the Jordan watershed comes from many different factors, but the existence of cultural, religious and historical differences between the riparian countries (situated on the banks of the river) has led to a centuries-long mismanagement of the source.

Tensions between Zionism and the Arab world on regards to the Jordan River became noticeable in the 1950s, when most Arab countries rejected the Johnston Plan that aimed at dividing the water by constructing a number of dams and canals on the different tributaries of the river. The plan was based on an earlier one commissioned by the United Nations Relief and Works Agency (UNWRA) and was accepted by the water technical committees of the five riparian countries. Nevertheless, the Arab League didn’t give the go-ahead and even hardened its position after the Suez Crisis.

In spite of this, Jordan and Israel decided to abide by their allocations and developed two projects, the Israeli National Water Carrier (to transport water from the north to the center and south) and Jordan’s East Ghor Main Canal (King Abdullah Canal). In retaliation and with severe consequences, Arab states reunited in an Arab Summit (1964) and decided to divert Jordan’s headwaters to the Yarmouk river (for the Syrian Arab Republic and Jordan), depriving Israel of 35% of its Water Carrier capacity.

This provocation led to a series of military clashes and prompted Israel’s attack on Arab construction projects; a move that would help precipitate the 1967 Six-Day War, according to some analysts. As a result of the war, Israel gained control of the waters of the West Bank (formely Jordan-annexed in the 1948 war and today still controlled by the Israeli Civil Administration) and the Sea of Galilee (today constituing about 60% of the country’s fresh water).

Later, in 1995, by the Article 40 of the Oslo II political agreement, […] Israel recognized Palestinian water rights in the West Bank and established the Joint Water Committee to manage and develop new supplies and to investigate illegal water withdrawals. Nevertheless, the loss of control over water in the West Bank has never been accepted by neighbouring Arab countries as, despite the agreement, much of the water coming from it is still directly given to Israeli consumers (and only a smaller fraction to Palestinians living under their control).

Role of water in Syrian-Israeli hostilities

Hostilities have been covering the agenda of Syrian-Israeli relationships ever since the Armistice Agreements signed by Israel with each of the four neighbouring Arab countries in 1949. This is compounded by the fact that there is seldom mutual agreement with resolutions proposed by the United Nations Security Council (UNSC).

The Golan Heights, a rocky plateau in south-western Syria, was taken away by Israel in the aftermath of the Six-Day War and is still considered an Israeli-occupied territory. In 1974 the Agreement on Disengagement was signed, ending the Yom Kippur War and resulting in the formation of the United Nations Disengagement Observer Force (UNDOF), a buffer zone separating the Israeli portion of the Golan Heights and the rest of Syria. Although Israel kept most of the Golan Heights territory, in 1981 it unilaterally passed the Golan Heights Law to impose its jurisdiction and administration on the occupied territory (refusing to call it “annexation”). These laws did not receive international recognition and were declared void by the UNSC.

The fact that Israel’s Prime Minister Benjamin Netanyahu stated in April 2016 in a weekly cabinet meeting that “the Golan Heights will remain forever in Israeli hands” has once again triggered the rejection of UNSC’s members, who have declared that the status of the Heights “remains unchanged.”

Rainwater catchment in the Golan Heights feeds into the Jordan River and nowadays provides a third of Israel's water supply. Although “Syria has built several dams in the Yarmouk river sub-basin, which is part of the Jordan River basin”, the Golan Heights are likely to remain an important thorn in future Israeli-Syrian relationships.


Map of the Jordan River Basin [Palestinian Authority]

Map of the Jordan River Basin [Palestinian Authority]


Water as a casus belli between Lebanon and Israel

In March 2002, Lebanon decided to divert part of the Hasbani (a major tributary of the Jordan upper course) to supply the lebanese Wazzani village. Ariel Sharon, the former Prime Minister of Israel, said that the issue could easily become a "casus belli". According to Israel, Lebanon should have made consultations before pumping any water from the Springs, but both the Lebanese government and Hezbollah (a shi’a militant group) condemned the idea.

The Wazzani project, according to Lebanon, only aimed to redevelop the south by extracting a limited amount of water from the Hasbani; 300 MCM per year (they drew 7 MCM by the time). The actual conflict with Israel began when Lebanon started constructing the pumping station very close to the Israeli border.

The United States (US) decided to establish a State Department water expert in order to assess the situation “and cool tempers” but in 2006, during the Lebanon war, the pumping station and other infrastructures, such as an underground water diversion pipe which run Letani river water to many villages, were destroyed.

Although Israeli-Lebanese tensions have continued due to other issues, such as spying, natural gas control and border incidents, water source domination has been a significant contributor to conflict between the two states.

Inter-Arab conflicts on water allocation

Some inter-Arab conflicts on regards to water distribution have also taken place, but they are small-scale and low level ones. In 1987, an agreement was signed between Jordan and Syria which allowed the latter to build twenty five dams with a limited capacity in the Yarmouk River. Later on it was proved that Syria had been violating the pact by constructing more dams than permitted: in 2014 it had already constructed forty two of them. New bilateral agreements were signed in 2001, 2003 and 2004, but repeated violations of these agreements by Syria in terms of water-allocation became unsustainable for Jordan. Most recently (2012), former Jordan's water minister Hazim El Naser stressed the necessity “to end violations of the water-sharing accords.”

Although these are low-level tensions, they could quickly escalate into a regional conflict between Jordan, Syria and Israel, as a decrease of water from the Yarmouk released by Syria to Jordan may prevent Jordan to comply with its commitments towards Israel.

Regional cooperation: from multilateralism to bilateralism

Since the beginning of the last century, attempts to achieve multilateral cooperation and a basin-wide agreement between the five co-riparian countries have been hindered by regional political conflict. Boundary definition, choices about decision-making arrangements, and issues of accountability, together with other political divisions, can help explain the creation of subwatershed communities of interest instead of a major watershed agreement between all neighbour countries.

The Israeli-Palestine peace process begun in 1991 with the Conference in Madrid, attended by all riparians: Israel, Jordan, Palestine, Lebanon and Syria. Co-sponsored by the US and the Soviet Union as representatives of the international community, it addressed several regional issues, such as environment, arms control, economic development and, of course, water distribution (in fact, water rights became one of the trickiest areas of discussion).

In 1992, multilateral negotiations about regional cooperation continued in Moscow but this time they were only attended by Israel, the Jordanian-Palestinian delegation and the international community; Syria and Lebanon were not present. “After the failed Johnston plan, external efforts to achieve a multilateral agreement through cooperation on water sources were attempted by the Centre for Environmental Studies and Resource Management (CESAR) […] As Syria and Lebanon did not want to participate in a process involving Israel, (it) ran parallel processes for Israel, the Palestinian Authority and Jordan on the one hand, and Syria and Lebanon on the other hand.”

As a matter of fact, bilateral instruments grew in importance and two treaties, between Israel and Jordan/Palestine respectively, were signed: The Treaty of Peace between The Hashemite Kingdom of Jordan and The State of Israel (1994) and The Israeli-Palestinian Interim Agreement on the West Bank and the Gaza Strip (Oslo II, 1995). Discussions about water use and joint water management played an important role and were included in the annexes.

In 1996, the Trilateral Declaration on Principles for Cooperation on Water-Related Matters and New and Additional Water Resources was signed by Israel, Jordan and the Palestine Liberation Organisation (PLO) and in 2003 the first two initiated a plan called Roadmap for Peace which included the revival of cooperation on regional issues like water.

Although Israel and Syria started some negotiations to solve the Golan Heights’ problem in 2008, after the break out of the Syrian civil war distrust between both actors has increased, leaving the most important thorn in multilateral regional negotatiations still unsolved. Nevertheless, “a new government in Syria after the end of the war may provide new opportunities for improved bi- and ultimately multilateral cooperation,” says the FAO. The previous year (2007) Jordan and the Syrian Arab Republic also signed some agreements “in regard to shared water in the Yarmouk river basin.”

Role of Non-Governmental Organizations

Civil society has also been an important platform for resource-management discussions between riparian countries.

Middle Eastern rhetoric, according to the BBC, “often portrays the issue of water as an existential, zero-sum conflict - casting either Israel as a malevolent sponge sucking up Arab water resources, or the implacably hostile Arabs as threatening Israel's very existence by denying life-giving water.”

For this reason, in 2010, Friends of the Earth Middle East (FoEME, also called EcoPeace Middle East) stressed the importance of replacing this win-lose approach for a compromising perspective of mutual gains for all. In this way, their proposals don’t “include quantitative water allocations, but the implementation of a joint institutional structure that is continuously tasked with peaceful conflict resolution over water resources; […] defining water rights not as the access to a certain water quantity, but as a broader bundle of rights and duties to access and use the available water and to uphold quality and quantity standards.”

Through “The Good Water Neighbors” project (2001), the NGO tried to raise awareness about the negative consequences of leaving this issue unmanaged and reiterated its willingness to strenghten ”institutional capacities for collaboration in the region.” According to the staff, Israel, Jordan and Palestine could develop a certain interdependence, focused on water (Israel to Jordan/Palestine) and solar-generated electricity (Jordan to Palestine/Israel), in order to facilitate the powering of desalination plants and produce more cleanwater for sale.

The use of this type of political support for transboundary cooperation, based on water access but focused on solving less cultural and sensitive problems (like environmental sustainability), as a means to opening up avenues for dialogue on other political issues, could be the key for a lasting peace in the region.

According to Gidon Brombert, cofounder and Israeli director of FoEME, adopting “healthy interdependencies is a powerful way to promote regional water and energy stability as a foundation for long-lasting peace between our people.”

A testament to the success of these initiatives is the fact that Jordan and Israel scored 56.67 under the Water Cooperation Quotient (WCQ) 2017, which means that there is currently zero risk of a water-related war between both states (50 is the minimum score for this to apply).

Final key points and conclusions

There is no doubt that water issues have been a key discussion point between riparian countries in the Jordan River watershed since the late nineteenth century, and rightly so, as the only way to achieve a long-lasting peace in the region is to accept that water management is an integral part of political discourse and decisions. Not only because it is an essential factor in the conflicts that arise between states, but because agreements on other political matters could be furthered through the establishment of sound agreements in the hydropolitical arena.

In other words, a “baby-step” approach to politics should be applied: peaceful discussions on this and other matters leveraged to talk about other sources of conflict and utilized to improve political relations between two parties. The Korean conflict is a good example: although both Koreas are far from agreeing with regards to their political outlook, they have been able to cooperate in other fields, such as the Winter Olympic games. Communication during the games was used to subtly suggest avenues for a political reapproachment, which now seems to be progressing satisfactorily.

As for multilateral-bilateral conditions of negotiations, it is important to take into account the fact that the Jordan River basin, mainly due to its geological condition as a watershed, has to be shared by several different countries, five to be exact. This may seem obvious but clearly many actors don’t see its implications.

Understandably, it is very difficult for a state to manage various bilateral agreements concerning the same asset with countries that are mutually at odds with one another. Their contents can overlap, creating contradictions and making the achievement of a general arrangement not only disorganized, but also challenging. Notwithstanding, a multilaterally agreed distribution of the basin’s water – taking into account the necessities of all riparians simultaneously, could more easily pave the way for further cooperation on other, pressing, political issues.

Last but not least, it is important not to forget about policies related to other regional affairs, and their potential effect on water management. Climate change, for instance, will certainly affect water availability in the MENA region and the Jordan River basin, easily disrupting and modifying past and future agreements on the resource’s allocation and distribution. Attention should also be paid to interest groups and to the economic situation of the countries involved in the negotitations, as these will be determinant in states’ decisions about the implementation of certain future projects.

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