El trazado de un cable submarino para la transmisión eléctrica a la plaza española lleva parado desde 2016

El proyecto de interconexión eléctrica entre Ceuta y la Península, de la Red Eléctrica Española, lleva ya cinco años de retraso. Su ejecución debe ser una prioridad para integrar a la ciudad autónoma en los trazados futuros de conexión Europa-África.

ARTÍCULO /  Ignacio Urbasos Arbeloa

En el año 1997 se terminó la interconexión eléctrica submarina entre Tarifa y Punta Fardioua en Marruecos. Esta nueva conexión se unía al gasoducto inaugurado en 1996 que cruzaba Marruecos desde Argelia hasta España y Portugal, forjando una alianza energética hispano-marroquí que permitiría el desarrollo económico y la seguridad en el suministro energético de ambos socios. Esta infraestructura, con una capacidad de 700 MW, era capaz de suministrar a Marruecos cerca del 50% de sus necesidades eléctricas anuales. Se trataba de un enlace estratégico para el país del Magreb que experimentó un crecimiento de la demanda eléctrica del 5,8% anual durante la década de 1990. En 2006 esta interconexión dobló su capacidad hasta 1,4 GW, siendo la primera interconexión internacional entre dos continentes del mundo en alcanzar estas dimensiones. A pesar de las recientes fricciones entre España y Marruecos por la inmigración ilegal, los acuerdos pesqueros y sobre todo el incidente de Perejil, el recién llegado ejecutivo socialista liderado por José Luis Rodríguez Zapatero apostaba con estrechar lazos entre ambas orillas del Estrecho, continuando con la interconexión energética. Si bien en un comienzo el cable submarino se utilizaba principalmente para la exportación de electricidad desde España, en los últimos años los intercambios bilaterales han ido equilibrándose, resultado de la estrategia marroquí de autonomía energética.

Desde Ceuta, el trazado del cable submarino siempre ha sido considerado como una oportunidad histórica perdida. La ciudad autónoma produce electricidad a partir de antiguos generadores de diésel, que aparte de ineficientes y caros, cuentan con altos niveles de emisiones de partículas en el aire y gases de efecto invernadero. La ciudad ceutí es la única región de España sin producir electricidad renovable, situación con escaso margen de mejora teniendo en cuenta la escasez de espacio para su desarrollo. Desde Red Eléctrica Española ya existe un plan para desarrollar un cable submarino entre La Línea (Cádiz) y Ceuta, el cual ha encontrado oposición de grupos ecologistas gaditanos y el propio alcalde de la zona, lo que ha obligado a retrasar su instalación desde 2016 hasta la actualidad. La CNMC otorgó en febrero de 2021 a petición de Red Eléctrica Española el carácter de proyecto singular a esta interconexión, lo que debería facilitar el comienzo de la instalación que ya plantea trazados alternativos para alcanzar el necesario consenso social. El cable submarino contará con una rápida amortización, ya que eliminará los costes asociados al sistema eléctrico aislado ceutí, y permitirá reducir las emisiones de carbono de esta Ciudad, en línea con la Estrategia Climática de España, que ambiciona con alcanzar las cero emisiones netas de gases de efecto invernadero para 2050. El cable se unirá a otras infraestructuras de interconexión similares en España, como las existentes entre el sistema eléctrico balear y la Península o el cable submarino que une el Golfo de Vizcaya con la región francesa de Aquitania.

El cable también permitirá diversificar las futuras interconexiones entre España y Marruecos, las cuales deberán crecer conforme Marruecos incremente la cantidad de energías renovables en su mix eléctrico. Marruecos, que cuenta con una ambiciosa estrategia de descarbonización, apuesta por el desarrollo de energías renovables como motor del futuro crecimiento económico nacional y como palanca para garantizar su liderazgo regional. Marruecos ya cuenta con interconexiones con Argelia de 1,2 GW, y está planteando una línea de conexión con Portugal y Mauritania.

En cualquier caso, está claro que España es un socio necesariamente vital para el proyecto verde marroquí, que pretende exportar tanto electricidad como hidrógeno renovable en el futuro a la Unión Europea. La posición de España como puente energético necesario debe servir como argumento de fuerza en las negociaciones bilaterales. En este sentido, Ceuta debería convertirse en un punto estratégico de las futuras ampliaciones en la interconexión eléctrica a ambos lados del estrecho. La estrategia marroquí de presión implícita en Ceuta y Melilla cerrando el comercio transfronterizo o permitiendo el cruce de inmigrante ilegales es un movimiento que cumple claramente con la definición de una ofensiva en la zona gris. La dinastía alauita lleva décadas, concretamente desde su independencia en 1956, haciendo público y palpable su anhelo tradicional e interés estratégico que para ellos tienen los dos únicos territorios no insulares con los que España cuenta en el Norte de África. Conectar el sistema eléctrico peninsular con Ceuta debe ser considerado como un proyecto estratégico en beneficio de la seguridad energética nacional, la reducción de gases de efecto invernadero y la mejora de la calidad del aire. Además, plantear Ceuta como un punto de paso necesario en las futuras interconexiones eléctricas entre África y Europa ofrecería a España capacidad de disuasión y negociación frente a un Marruecos que no duda en emplear la presión directa sobre las ciudades de Ceuta y Melilla para alcanzar sus objetivos en las relaciones bilaterales España-Marruecos.

El país dejó el cartel para poder ampliar su bombeo, pero la crisis del Covid-19 ha recortado los volúmenes de extracción en un 10,8%

Construcción de una variante del oleoducto que cruza los Andes, desde la Amazonía ecuatoriana hasta el Pacífico [Petroecuador]

ANÁLISIS /  Jack Acrich y Alejandro Haro

Ecuador abandonó el 1 de enero de 2020 la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para evitar tener que seguir sumándose a los recortes de producción impuestos por el grupo y que este acuerda con el ánimo de provocar una subida del precio mundial del crudo. Ecuador prefería vender más barriles, aunque fuera a menor precio, porque exportando más en última instancia podría aumentar sus ingresos y así salir de su grave situación financiera, que la emergencia por coronavirus no ha hecho sino acentuar, con una caída del PIB en 2020 de momento estimada en el 9,5%.

Sin embargo, las dificultades económicas internas y la difícil coyuntura internacional no solo han impedido a Ecuador un expandir el bombeo, sino que la producción de crudo ha caído un 10,8% en este último año. Ecuador extrajo en 2020 una media de 472.000 barriles diarios de petróleo, lastrada especialmente por la fuerte reducción de actividad en abril con el comienzo del confinamiento y luego no compensada el resto del año. Se trata de un volumen que queda por debajo de la línea de los 500.000 que siempre se había superado los recientes ejercicios (en 2019 la producción fue de 528.000), de acuerdo con las cifras de Petroecuador, la compañía estatal de hidrocarburos. La reducción del consumo mundial durante el año del Covid-19 también tuvo su correlación en un descenso del consumo de derivados en Ecuador, sobre todo gasolina y diésel, que bajó un 18,5%.

Una inversión internacional constreñida por el contexto de pandemia y un consumo reducido marcaban una situación que difícilmente podía llevar a un incremento de la producción. En 2020, Ecuador tuvo una caída en el valor de las exportaciones petroleras del 42,1% (el doble que el total de exportaciones), lo que combinado con un deterioro del precio del barril supuso una reducción del 40,9% en los ingresos públicos procedentes del sector petrolero, según los datos del Fondo Monetario Internacional (FMI).

Las cifras de los dos primeros meses de 2021 indican una acentuación de la caída de la producción de crudo (-4,73% respecto a enero y febrero de 2020) y de derivados (-7,47%), así como de la exportación de estos (-22,8%).

Recorte del gasto y búsqueda de ingresos petroleros

La salida de la OPEP no constituía ningún riesgo especial para Ecuador, que ya se ausentó de la organización en un periodo anterior. Su escaso peso en la OPEP y la progresiva menor fuerza del propio cartel dejaban sin especial coste el intento ecuatoriano de ir por libre. La absoluta prioridad del gobierno de Lenín Moreno era reequilibrar el cuadro macroeconómico del país –maltrecho por elevado gasto público de su antecesor, Rafael Correa– y para eso necesitaba imperiosamente el incremento de los ingresos del Estado, una parte importante de los cuales proviene normalmente en Ecuador del sector de los hidrocarburos.

Cuando llegó a la presidencia en 2017, Moreno se dispuso a orientar el país hacia políticas energéticas más favorables al mercado. El presidente estaba decidido a romper con el enfoque nacionalista de su predecesor, cuyas políticas desincentivaron la inversión extranjera en la industria petrolera al mismo tiempo que aumentó la deuda pública significativamente. Entre los programas más costosos acometidos por Correa estuvo el de mantener altos subsidios para el consumo energético energía, con precios especialmente bajos para los combustibles.

Con el fin de superar la situación financiera en que se encontraba Ecuador cuando tomó la presidencia, Moreno se acercó al FMI para solicitar ayuda financiera, y se comprometió a reformas estructurales, entre las que estaba el desmonte gradual de los subsidios. Estas reformas, sin embargo, no fueron bien recibidas y el malestar social que se extendió por todo el país puso aún más presión sobre la industria petrolera.

En febrero de 2019, Moreno negoció un préstamo del FMI para ayudar a reducir el gran déficit fiscal y la enorme deuda externa del país, que para finales de 2018 había alcanzado el 46,1% del PIB y que doce meses después llegaría al 51,8%. El «rescate» comprometido era de 10.200 millones de dólares, de los cuales 6.500 procedían del FMI y el resto de otros organismos internacionales.

Como parte de las medidas de austeridad acordadas con el FMI, Moreno se vio forzado a poner fin a los subsidios gubernamentales que habían mantenido bajos los precios de la gasolina durante décadas. A comienzos de octubre de 2019 anunció un plan de recortes para ahorrar 2.270 millones de dólares al año, básicamente retirando el subsidio a los carburantes. El anuncio del decreto, que luego sería anulado, provocó de inmediato protestas masivas, tanto de transportistas como de sectores de bajos ingresos, así como también muy singularmente de las comunidades indígenas. La violencia callejera obligó al presidente a dejar unos días Quito e instalarse en Guayaquil.

Para resolver la necesidad de ingresos, Moreno buscó apoyarse en la industria petrolera, que representa aproximadamente un tercio de las exportaciones totales del país. Inicialmente expresó la intención de procurar subir desde los 545.000 barriles diarios de crudo que entonces se producían hasta casi 700.000.

Una de las medidas tomadas en esa dirección fue potenciar el desarrollo y la explotación del campo Ishpingo-Tiputini-Tambococha, con el objetivo de aumentar la producción de petróleo en 90.000 barriles diarios. Esta decisión encontró rechazo social por el daño ambiental que podía producir, ya que el Parque Nacional Yasuní, en la Amazonía ecuatoriana, que ha sido declarado zona protegida. El gobierno decidió entonces aplazar la ampliación de la producción, primero a 2021 y luego a 2022. La oposición fue especialmente liderada por las comunidades indígenas, en una movilización que en parte explica el éxito en las elecciones presidenciales de 2021 del movimiento indigenista Pachakutik, de Yaku Pérez, quien a punto estuvo de pasar a la segunda vuelta.

Otra de las medidas fue revertir algunas de las políticas emblemáticas de su predecesor. Por ejemplo, eliminó los contratos de servicios introducidos bajo el presidente Correa, restaurando así el modelo de contrato de producción compartida. Esta reforma fue más favorable para las compañías petroleras internacionales, ya que les permitíaa retener una parte de las reservas de crudo; también les ofreció incentivos financieros para invertir en el país. El nuevo modelo se aplicó por primera vez en las licitaciones adjudicabas durante la duodécima ronda petrolera de Intracampos, en la región de Oriente, que es rica en reservas de petróleo. Bajo esta modalidad de contrato, la administración de Moreno adjudicó siete de los ocho bloques de exploración en oferta con una inversión total de más de 1.170 millones de dólares.

Caída de la producción

Debido a la urgencia de aumentar los ingresos, Ecuador se resistió al plan de recortes de producción que la OPEP ha estado imponiendo a sus miembros en varios momentos desde la abrupta caída de precios del petróleo en 2014. Inicialmente la organización aceptó que algunos de sus miembros, con volúmenes de producción moderados o muy bajos respecto a cifras previas, como era el caso de Venezuela, mantuvieran sus ritmos de extracción. Pero no pudiendo ser ya más una excepción, Ecuador prefirió anunciar a finales de 2019 su marcha de la OPEP y no tener que reducir su producción hasta los 508.000 barriles diarios en 2020, que era la cuota que se le fijaba.

Lo llamativo es que el año pasado la producción finalmente bajó de los 528.000 barriles diarios de 2019 hasta los 472.000 (una caída del 10,8%), y no ya por decisiones tomadas en la sede de la OPEP en Viena sino por las dificultades de diverso tipo que ha supuesto la crisis del Covid-19. La exportación de petróleo por parte de Petroecuador bajó de 331.321 barriles diarios de 2019 a los 316.000, un retroceso del 4,6% que en términos monetario fue mayor, ya que el precio del barril de petróleo mixto ecuatoriano pasó de 55,3 dólares en 2019 a 34,7 en 2020.

Un elemento que dificulta que Ecuador pueda aprovechar mejor su potencial en hidrocarburos es que cuenta con una infraestructura insuficiente para el refinado del crudo. El país cuenta con tres refinerías, cuya capacidad no alcanza el volumen de consumo interno de derivados del petróleo, con lo que debe importar diésel, nafta y otros productos. Esto supone que en momentos de alto precio del crudo Ecuador se ve beneficiado en las exportaciones, pero también debe pagar una factura mayor en las importaciones de derivados. En 2020, Petroecuador tuvo que importar 137.300 barriles diarios.

La complicada coyuntura que ha supuesto la pandemia ha continuado presionando sobre la deuda pública de Ecuador, que a final de 2020 llegó al 66,4%, a pesar de todos los intentos de reducción llevados a cabo por el gobierno de Moreno.

El próximo presidente, que deberá tomar posesión a finales de mayo de 2021, tampoco tendrá mucho margen de maniobra debido a esos volúmenes de deuda y tendrá que seguir confiando en mayores ingresos petroleros para equilibrar las finanzas públicas. Las políticas expansivas del gasto durante la presidencia de Correa tuvieron lugar en el contexto del superciclo de las materias primas, que tanto benefició a Sudamérica, pero eso no parece que vaya a repetirse a corto plazo.

Pérdida de peso de la OPEP

Con su marcha de la OPEP, Ecuador abandonaba una organización internacional que se creó en 1960 con el objetivo de regular el mercado mundial de petróleo y controlar en cierta manera los precios del crudo. Los países fundadores fueron Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y Venezuela. Con el tiempo otros países pasaron a formar parte de la OPEP y hoy está conformada por trece miembros: Argelia, Angola, República del Congo, Guinea Ecuatorial, Gabón, Libia, Nigeria, Emiratos Árabes Unidos y los cinco países fundadores. Al crearse, la organización buscaba establecer, actuando como cartel, una especie de contrapeso frente a una serie de transnacionales energéticas occidentales, principalmente de Estados Unidos y Reino Unido. Los miembros de la OPEP conforman alrededor del 40% de la producción petrolera mundial y contienen cerca del 80% de las reservas probadas de petróleo en el planeta. Para ser admitido como miembro de la organización es necesario tener una exportación de petróleo considerable y compartir los que tienen los países miembros.

Ecuador entró en la OPEP en 1973, pero en 1992 suspendió su membresía. Posteriormente, en 2007 volvió a tener una participación activa hasta su baja en enero de 2020. Tomando en cuenta que Ecuador era uno de los miembros más pequeños de la OPEP realmente no tenía una gran influencia en la organización y su salida no supone ninguna sustancial merma para esta. No obstante, constituye una segunda marcha en solo un año, pues Catar, que tenía un mayor peso específico en el cartel, lo abandonó el 1 de enero de 2019. En su caso, su divorcio con la OPEP se debió a otras razones, como sus tensiones con Arabia Saudí y su deseo de enfocarse en el sector del gas, del que es uno de los mayores productores del mundo.

Esos movimientos son ejemplo del momento de pérdida de influencia que atraviesa la OPEP. Esto ha llevado a que establezca alianzas con productores que no forman parte de la organización como Rusia y algunos otros países formando la OPEP+. Con el declive de la producción petrolera en Venezuela y el decrecimiento en la capacidad de otros miembros para controlar sus producciones y exportaciones Arabia Saudí se ha ido consolidando cada vez más en el líder del cartel, representando cerca de un tercio de la producción total del mismo, con unos 9,4 millones de barriles diarios aproximadamente. De alguna manera quedan Arabia Saudí y Rusia, en un mano a mano, como los principales países que buscan un recorte de la producción para intentar aumentar los precios. Adicionalmente, gracias al frácking, Estados Unidos se ha convertido en el mayor productor petrolero representando una gran influencia en el mercado internacional de crudo afectando el poder que puede tener la OPEP.

El yacimiento de hidrocarburos es el eje central del Plan Gas 2020-2023 del presidente Alberto Fernández, que subsidia parte de la inversión

Actividad de YPF, la compañía estatal argentina de hidrocarburos [YPF]

ANÁLISIS /  Ignacio Urbasos Arbeloa

Argentina enfrenta una profunda crisis económica que está impactando con toda su crudeza en el nivel de vida de sus ciudadanos. El país, que había logrado salir con enormes sacrificios del corralito de 2001, ve cómo sus mandatarios incurren en las mismas imprudencias macroeconómicas que llevaron la economía nacional al colapso. Tras un mandato enormemente decepcionante de Mauricio Macri y su “gradualismo” económico, la nueva administración de Alberto Fernández ha heredado una situación muy delicada, agravada ahora por la crisis mundial y nacional generada por la Covid-19. La deuda pública ya supone casi el 100% del PIB, el peso argentino tiene un valor inferior a 90 unidades por dólar estadounidense, mientras el déficit público persiste. La economía sigue en recesión, acumulando cuatro años de decrecimiento. El FMI, que prestó en 2018 cerca de 44.000 millones de dólares a Argentina en el mayor préstamo de la historia de la institución, ha comenzado a perder la paciencia ante la falta de reformas estructurales y las insinuaciones de reestructuración de deuda por parte del gobierno. En esta situación crítica, los argentinos observan el desarrollo de la industria petrolera no convencional como una posible salida a la crisis económica. En particular, el súper yacimiento de Vaca Muerta concentra la atención de inversores internacionales, gobierno y ciudadanos desde hace una década, siendo un proyecto muy prometedor no exento de desafíos ambientales y técnicos.

El sector energético en Argentina: una historia de fluctuaciones

El sector petrolero en Argentina tiene más de 100 años de historia desde que en 1907 se descubriera petróleo en el desierto patagónico. Las dificultades geográficas del área –escasez de agua, lejanía de Buenos Aires y vientos salinos de más de 100 km/h– hicieron que el proyecto avanzara muy lentamente hasta el estallido de la Primera Guerra Mundial. El conflicto europeo interrumpió las importaciones de carbón desde Inglaterra, que hasta la fecha constituían el 95% del consumo energético en Argentina. La emergencia del petróleo en el periodo de Entreguerras como materia prima estratégica revalorizó el sector, que comenzó a recibir enormes inversiones foráneas y domésticas en la década de los años 20. Para 1921 se creó YPF, la primera empresa petrolera estatal de América Latina, con la autosuficiencia energética como principal objetivo. La convulsión política del país durante la denominada Década Infame (1930-43) y los efectos de la Gran Depresión dañaron el incipiente sector petrolero. Los años de gobierno de Perón supusieron un tímido despegue de la industria petrolera con la apertura del sector a empresas extranjeras y la construcción de los primeros oleoductos. En 1958 llegó Arturo Frondizi a la presidencia argentina y sancionó la Ley de Hidrocarburos de 1958, logrando un impresionante desarrollo del sector en tan solo 4 años con una inmensa política de inversión pública y privada que multiplicó por tres la producción de petróleo, extendió la red de gasoductos y generalizó el acceso de industria y hogares al gas natural. El régimen petrolero en Argentina mantenía la propiedad del recurso en manos del estado, pero permitía la participación de empresas privadas y extranjeras en el proceso de producción.

Desde la exitosa década de los 60 en materia petrolera, el sector entró en un periodo de relativo estancamiento en paralelo con la caótica política y economía de Argentina en el momento. La década de los 70 supuso una compleja travesía en el desierto para YPF, sumida en una enorme deuda e incapaz de aumentar la producción y asegurar el tan ansiado autoabastecimiento.

Con el denominado Consenso de Washington y la llegada a la presidencia de Carlos Menem en 1990 se procedió a la privatización de YPF y a la fragmentación del monopolio estatal sobre el sector. Para 1998, YPF ya estaba totalmente privatizada bajo la propiedad de Repsol, que controlaba el 97,5% de su capital. Fue en el periodo 1996-2003 cuando se alcanzó la producción máxima de petróleo, exportando gas natural a Chile, Brasil y Uruguay, superando además los 300.000 barriles diarios de crudo en exportaciones netas.

Sin embargo, pronto comenzó un cambio de tendencia ante la intervención estatal en el mercado. El consumo doméstico con precios fijos de venta para los productores petroleros era menos atractivo que el mercado de exportación, incentivando la sobreproducción de las compañías privadas para poder exportar petróleo e incrementar los ingresos exponencialmente. Con la subida del precio del petróleo del denominado “superciclo de las commodities” durante la primera década del presente siglo, la diferencia de precios entre las exportaciones y las ventas domésticas se acrecentó, generando un verdadero incentivo para centrar la actividad en la producción. Quedaba así la exploración en un segundo plano, ya que el consumo doméstico crecía rápidamente por los incentivos fiscales y se preveía un horizonte cercano sin posibilidad exportadora y, por ende, menores ingresos derivados del incremento en las reservas.

La salida a la crisis de 2001 se produjo en un contexto de superávit fiscal y comercial, que permitió recuperar la confianza de los acreedores internacionales y reducir el volumen de deuda pública. Fue precisamente, el sector energético el principal motor de esta recuperación, suponiendo más de la mitad del superávit comercial en el periodo 2004-2006 y una de las principales fuentes de ingresos fiscales de Argentina. Sin embargo, tal y como se ha mencionado, esta producción no era sostenible al existir un marco fiscal que distorsionaba los incentivos de las petroleras en favor del consumo inmediato sin invertir en exploración. Para 2004, se aplicó una nueva tarifa a las exportaciones de crudo que flotaban en función del precio internacional del mismo, alcanzando el 45% si este se situaba por encima de los 45 dólares. El enfoque excesivamente rentista de la presidencia de Néstor Kirchner terminó por dilapidar los incentivos a la inversión por parte del sector, si bien es cierto que permitieron incrementar espectacularmente los ingresos fiscales derivados, impulsando los generosos planes sociales y de pago de deuda de Argentina. Como buena muestra de esta decadencia en la exploración, en la década de 1980 se perforaban anualmente más de 100 pozos exploratorios, en 1990 la cifra superaba los 90 y para 2010 la cifra era de 26 pozos anuales. Este dato es especialmente dramático si se tiene en cuenta las dinámicas que suele seguir el sector del oil and gas, con grandes inversiones en exploración e infraestructura en épocas de precios altos, tal y como fue entre 2001-2014. 

En 2011, tras una década de debates sobre el sector petrolero en Argentina, la presidenta Cristina Fernández decidía expropiar el 51% de las acciones de YPF en manos de Repsol, aduciendo razones de soberanía energética y decadencia del sector. Esta decisión seguía la línea de Hugo Chávez y Evo Morales en 2006 de incrementar el peso del Estado en el sector de los hidrocarburos en un momento de éxito electoral para la izquierda latinoamericana. La expropiación se produjo el mismo año que Argentina pasó a ser un importador neto de energía y coincidía con el descubrimiento de las grandes reservas de shale en Neuquén precisamente por YPF, hoy conocidas como Vaca Muerta. YPF en aquel momento era el productor directo de aproximadamente un tercio del volumen total de Argentina. La expropiación se produjo de forma simultánea a la imposición del “cepo cambiario”, sistema de control de capitales que hacía todavía menos atractivo la inversión privada extranjera en el sector. El país no solo no pudo recuperar el autoabastecimiento energético, sino que entro en un periodo de intensas importaciones que lastraron el acceso a dólares y produjeron buena parte del desequilibrio macroeconómico de la crisis económica actual.

La llegada de Mauricio Macri en 2015 hacía prever una nueva etapa para el sector con políticas más favorables a la iniciativa privada. Una de las primeras medidas fue establecer un precio fijo en “boca de pozo” de las explotaciones en Vaca Muerta con la idea de incentivar la puesta en marcha de los proyectos. Conforme la crisis económica se agravaba, se optó por la impopular medida de incrementar los precios de electricidad y combustibles en más de un 30%, generando un enorme descontento en el contexto de una constante devaluación del peso argentino y el encarecimiento de la vida. La cartera de Energía estuvo marcada por una enorme inestabilidad, con tres ministros diferentes que generaron enorme inseguridad jurídica al cambiar constantemente el marco regulatorio de hidrocarburos. Las renovable solar y eólica, impulsadas por un nuevo plan energético y una mayor liberalización de las inversiones lograron duplicar su aportación energética durante la estancia de Mauricio Macri en la Casa Rosada.

Los primeros años de Alberto Fernández han estado marcados por un apoyo incondicional al sector de los hidrocarburos, siendo Vaca Muerta el eje central de su política energética, anunciando el Plan Gas 2020-2023 que subsidiará parte de la inversión en el sector. Por otra parte, pese al contexto de emergencia sanitaria durante 2020 se instalaron 39 proyectos de energía renovable, con una potencia instalada de unos 1.5 GW, que supone un incremento de casi el 60% con respecto al año anterior. En cualquier caso, la continuidad de este crecimiento dependerá del acceso a divisa extranjera en el país, fundamental para poder comprar paneles y molinos eólicos del extranjero. El auge de la energía renovable en Argentina llevó a la danesa Vestas a instalar la primera planta ensambladora de molinos eólicos en el país en 2018, que ya cuenta con varias plantas productoras de paneles solares para suministrar la demanda doméstica.

Características de Vaca Muerta

Vaca Muerta no es un yacimiento desde el punto de vista técnico, se trata de una formación sedimentaria de enorme magnitud y que cuenta con depósitos dispersos de gas natural y petróleo que solo pueden explotarse con técnicas no convencionales: fractura hidráulica y perforación horizontal. Estas características hacen de Vaca Muerta una actividad compleja, que requiere atraer el máximo talento posible, especialmente de aquellos actores internacionales con experiencia en la explotación de hidrocarburos no convencionales. Igualmente, las condiciones de la provincia de Neuquén son complejas teniendo en cuenta la escasez de precipitaciones y la importancia de la industria hortofrutícola, en competición directa con los recursos hídricos que requiere la explotación de petróleo no convencional.

Desde su descubrimiento, el potencial de Vaca Muerta se comparó con el de la cuenca de Eagle Ford en Estados Unidos, productora de más de un millón de barriles diarios. Evidentemente, la región de Neuquén no cuenta ni con el ecosistema empresarial petrolero de Texas ni sus facilidades fiscales, haciendo que lo que geológicamente pudiera ser similar en la realidad haya quedado en dos historias totalmente distintas. En diciembre de 2020 Vaca Muerte produjo 124.000 barriles diarios de petróleo, cifra que se espera incremente paulatinamente a lo largo de este año para llegar a los 150.000 barriles diarios, cerca del 30% de los 470.000 barriles diarios que Argentina produjo en 2020. El gas natural sigue un proceso más lento, pendiente del desarrollo de infraestructura que permita el transporte de grandes volúmenes de gas hacia los centros de consumo y exportación. En este sentido, Fernández anunció en noviembre de 2020 el Plan de Promoción de la Producción de Gas Argentino 2020-2023 con el que la Casa Rosada busca ahorrar dólares vía la sustitución de importaciones. El plan facilita la adquisición de dólares para los inversores y mejora el precio máximo de venta del gas natural en casi un 50%, hasta los 3,70 dólares por mbtu, esperando recibir la inversión necesaria, cifrada en 6.500 millones de dólares, para alcanzar la autosuficiencia gasista. Argentina ya cuenta con capacidad para exportar gas natural a Chile, Uruguay y Brasil por medio de gasoductos. Lamentablemente, el buque flotante exportador de gas natural proveniente de Vaca Muerte abandonó Argentina a finales de 2020 tras romper YPF unilateralmente el contrato a diez años con la compañía poseedora del buque, Exmar, aduciendo dificultades económicas, limitando la capacidad de vender gas natural fuera del continente.  

Una de las grandes ventajas de Vaca Muerta es la presencia de compañías internacionales con experiencia en las mencionadas cuencas de petróleo no-convencional de EEUU. La curva de aprendizaje del sector del fracking norteamericano después de 2014 está siendo aplicada en Vaca Muerta, que ha visto cómo los costes de perforación se han reducido en un 50% desde 2014 mientras ganaban en productividad. La llegada de capital norteamericano puede acelerarse si la administración de Joe Biden restringe fiscal y medioambientalmente las actividades petroleras en el país, de acuerdo con su agenda medioambientalista. En la actualidad el principal operador en Vaca Muerta tras YPF es Chevron, seguido de Tecpetrol, Wintershell, Shell, Total y Pluspetrol, en un ecosistema con 18 empresas petroleras que trabajan en diferentes bloques.

Vaca Muerta como estrategia nacional

Es evidente que alcanzar la autosuficiencia energética ayudará a los problemas macroeconómicos de Argentina, principal quebradero de cabeza de sus ciudadanos en los últimos años. No exento de riesgo medioambientales, Vaca Muerta puede ser un balón de oxígeno para un país cuya credibilidad internacional se encuentra en mínimos históricos. La narrativa pro-hidrocarburos asumida por Alberto Fernández sigue la línea de su homólogo mexicano Andrés Manual López Obrador, con quien pretende liderar un nuevo eje de izquierda moderada en Latinoamérica. El fantasma de la nacionalización de YPF por la ahora vicepresidenta Cristina Fernández, así como el reciente incumplimiento de contrato con Exmar siguen generando incertidumbre entre los inversores internacionales. Por otra parte, la mala situación financiera de YPF, principal actor en Vaca Muerta, con una deuda de más de 8.000 millones de dólares, supone un lastre importante para las expectativas petroleras del país. Igualmente, Vaca Muerta está lejos de materializar su potencial, con una producción significativa pero insuficiente para garantizar ingresos que supongan un cambio radical en la situación económica y social de Argentina. Para garantizar su éxito se necesita de un contexto de precios petroleros favorables y la llegada fluida de inversores extranjeros. Dos variables que no se pueden dar por sentadas dado el contexto político argentino y la cada vez más fuerte política de descarbonización de las empresas petroleras tradicionales.

La gran pregunta ahora es cómo compaginar el desarrollo de combustibles fósiles a gran escala con los últimos compromisos de Argentina en materia de cambio climático: reducir en un 19% las emisiones de CO2 para 2030 y alcanzar la neutralidad de carbono para 2050. Del mismo modo, la trayectoria prometedora en el desarrollo de energías renovables durante la presidencia de Mauricio Macri puede perder inercia si el sector petrolero y gasista atraen la inversión pública y privada, desplazando a la solar y eólica.

Muy probablemente Vaca Muerta avance a paso lento pero seguro conforme los precios internacionales del petróleo se vayan estabilizando al alza. La posibilidad de generar divisas y dinamizar una economía al borde del colapso no deben ser menospreciadas, pero esperar que Vaca Muerta solucione por sí sola los problemas argentinos no puede más que terminar en un nuevo episodio de frustración en el país austral.

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.

ARTICLE / Ane Gil

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).

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.

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]

ARTÍCULO / Ann 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]

Auge

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

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]

ARTÍCULO / Álvaro 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]

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).

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

ESSAY / Alejandro 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”.

Introduction

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

Methodology

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].

Problems

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.

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

GLOBAL AFFAIRS JOURNAL / Emili J. Blasco

[Documento de 8 páginas. Descargar en PDF]

INTRODUCCIÓN

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.

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]

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]

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.

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 a “circular 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.