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Hermosilla, 3 28001 Madrid Tel.: 91 514 5200 Fax: 91 399 2408 www.garrigues.com

Paseo de la Castellana, 257, 8» Planta 28046 Madrid Tel.: 91 323 7221 Fax: 91 323 0389 www.enerclub.es

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`çåëÉàç=bÇáíçêá~ä José Luis Martínez Director General. Club Español de la Energía [email protected] Jesús Navarro Socio Director de Energía. Deloitte [email protected] Javier Pérez-Ardá Socio Responsable de Energía y Telecomunicaciones. Garrigues Abogados y Asesores Tributarios [email protected] Juan Sancho Rof Vicepresidente del Consejo. Tecnicas Reunidas Iñaki Garay Zabala Director de Redacción. “Expansión” Pablo Benavides Salas Embajador de España. Fue Director General de Energía de la Comisión Europea Rafael García de Diego Director de Asesoría Jurídica y Secretario del Consejo de Administración. Red Eléctrica de España Victor Pérez Díaz Catedrático de Sociología. Universidad Complutense de Madrid y Doctor en Sociología. Universidad de Harvard Javier de Pinedo Cabezudo Presidente de Nuclenor

Si desea copias adicionales de esta publicación le invitamos a visitar las siguientes websites: www.garrigues.com, www.enerclub.es, www.deloitte.es, donde encontrará todos los números que se publiquen en formato digital.

ðåÇáÅÉ La política energética del gobierno, por Ignasi Nieto Magaldi, Secretario General de Energía. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

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Un nuevo escenario energético, por Fernando Becker Zuazua,.Catedrático de Economía Aplicada. Univ ersidad Rey Juan Carlos de Madrid.

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Carbón Limpio — Hacia un nuevo modelo de energías fósiles “sostenibles” por Pedro López Jiménez, Presidente de UNON FENOSA

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— Plataforma tecnologica Española del CO2 por Santiago Sabugal, Presidente de la Plataforma Española de CO2

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— La experiencia piloto de Elcogás por Ignacio Méndez-Vigo Vega de Seoane, Consejero Delegado Elcogás

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— Actividad del Instituto Geológico y Minero de España en almacenamiento Geologico de CO2 por José Pedro Calv o Sorando, Director General del Instituto Geológico y Minero de España (IGME), Miguel Ángel Zapatero Rodríguez, Coordinador General del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME, Roberto Martínez Orío, Técnico de I+D del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME e Isabel Suárez Díaz, Técnico Superior del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME

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La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa, por Víctor Pérez-Díaz, Catedrático de Sociología - Univ ersiad Complutense de Madrid y Juan Carlos Rodríguez, Profesor de Sociología - Univ ersidad Complutense de Madrid

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos, por José Mª Marín Quemada, Catedrático de Economía Aplicada - Unisersidad Nacional de Educación a Distancia (UNED)

32

La energía como vector de integración regional en Iberoamérica, por Pablo Benav ides Salas. Embajador de España. Fue Director General de Energía de la Comisión Europea

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El desarrollo del mercado de bioetanol, por Ramón de Miguel Egea, Presidente - Asociación Europea de Bioetanol E-Bio

54

El futuro del etanol en España, por Emilio Estrada Velo, Vicepresidente BP España

57

Biocarburantes y “dumping” fiscal, por Guillermo G. Ruiz Zapatero, Abogado - Garrigues Abogados y Asesores Tributarios

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Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas: Como la innovación de ruptura y la migración de valor pueden alterar el panorama competitivo mundial, por Michael E. Ray nor, Senior Manager - Deloitte Consulting LLP

64

La energía nuclear, ¿una solución estratégica para España?, por Adolfo García Rodríguez, Director General Empresarios Agrupados.

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El nuevo escenario energético y sus implicaciones geopolíticas, por Paul Isbell, Real Instituto Elcano - Director, Programa de Energía

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Diferentes caminos energéticos europeos, por Iñaki Garay Zabala, Director de Redacción. “Ex pansión”

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La gestión de la demanda de energía en los sectores de la edificación y del transporte, por Xav ier García Casals, Aiguasol Ingeniería, María Mendiluce, Cátedra BP de Desarrollo Sostenible, Univ ersidad Pontificia Comillas de Madrid, Pedro Miras, Comisiónn Nacional de Energía, José Ignacio Pérez Arriaga, Cátedra BP de Desarrollo Sostenible, Univ ersidad Pontificia Comillas de Madrid y Luis Jesús Sánchez de Tembleque, Comisión Nacional de Energía.

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Bienes inmuebles de características especiales, el impuesto que viene para el sector energético, por Garrigues.

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La política energética del gobierno

i~=éçä∞íáÅ~=ÉåÉêÖ¨íáÅ~= ÇÉä=ÖçÄáÉêåç Ignasi Nieto Magaldi Secretario General de Energía. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Coincidiendo con la redacción de este artículo, el proyecto de ley por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico (LSE), recorre la última de las etapas de su tramitación parlamentaria. Así, tras la aprobación de la versión del texto en el Congreso, su publicación en el Boletín Oficial del Estado y su entrada en vigor –previsiblemente antes del verano- el sector eléctrico dispondrá de una norma moderna y consensuada que le permitirá afrontar de una manera definitiva el reto de la consecución de un mercado que funcione plenamente en régimen de libre competencia. El pleno desarrollo del mercado es el objetivo principal de la política energética del Gobierno en esta legislatura. La Directiva 96/92/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre, sobre normas comunes para el mercado interior de electricidad, que inspiró a nuestra LSE, demostró ser un instrumento insuficiente para lograr un verdadero mercado interior de electricidad. En el Consejo Europeo de Lisboa del año 2000, los Jefes de Estado y de Gobierno de los estados miembros decidieron darle un nuevo impulso al proceso liberalizador, incorporando dicho objetivo como uno de los ejes de la Estrategia de Lisboa. Como consecuencia, la Directiva 96/92/CE fue derogada por la publicación de la

Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, del 26 de junio de 2003, en un nuevo impulso normativo conocido coloquialmente como el “segundo paquete liberalizador”. La citada norma incide fundamentalmente en los siguientes aspectos: • Imposición de las obligaciones de servicio público • Separación de la propiedad y la gestión en las actividades reguladas • Apertura definitiva del mercado mediante la supresión de las tarifas La reforma de la LSE aborda los aspectos anteriores y realiza una plena transposición de la Directiva 2003/54/CE, elevando a rango de ley algunos preceptos que ya estaban en nuestro ordenamiento a través de normas de rango inferior. No obstante, es necesario añadir que la reforma de la LSE es sólo la principal y más visible de una numerosa batería de medidas encaminadas a la consecución de un verdadero mercado eléctrico competitivo, que deben ser vistas en su conjunto en el marco de una estrategia global de revisión regulatoria.

Gobierno, surgió como consecuencia de la revisión de la Estrategia de Lisboa en el año 2005, coincidiendo con el ecuador de su periodo de implementación. El Eje número 5, denominado “Más competencia, mejor regulación, eficiencia de las Administraciones Públicas y competitividad”, incorpora numerosas medidas destinadas a la mejora del funcionamiento de los mercados de electricidad, gas y productos del petróleo. La Comisión Europea, en su última evaluación de las políticas de implementación de la “Nueva Estrategia de Lisboa”, recogidas en las Recomendaciones de la Comisión al Consejo, de 27 de febrero de 2007, coincide en el análisis efectuado por el Gobierno español e insta a seguir profundizando el las medidas de liberalización del mercado eléctrico. No obstante, la política regulatoria en el ámbito de la electricidad no puede apoyarse exclusivamente en un único eje –el de la competitividad de los mercados- sino que debe necesariamente recordar cuál es su fin último, esto es: garantizar el suministro eléctrico de una manera eficiente y con el mínimo impacto en el medioambiente. Por lo tanto, son tres los ejes que inspiran las actuaciones del Gobierno en el sector energético, en general, y eléctrico en particular:

El Programa Nacional de Reformas, instrumento principal de política económica del-

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La política energética del gobierno

• Mercado eléctrico competitivo, con el objetivo de que la oferta y la demanda se encuentren de una manera eficiente. Un mercado que funciona bien es aquel que envía señales de precio adecuadas a los inversores y a los consumidores, reflejando, a través del precio, el grado de escasez del recurso. • Seguridad de suministro, con el fin de garantizar el suministro eléctrico continuo y de calidad en el corto, medio y el largo plazo y en todo el territorio. La política de seguridad de suministro, en la que me extenderé más adelante, debe contrarrestar las deficiencias estructurales de nuestro país derivadas de la escasa interconexión peninsular, al tiempo que supone un instrumento de cohesión territorial, dado el carácter esencial del suministro eléctrico. • Sostenibilidad, entendida ésta tanto desde un punto de vista medioambiental como económico. Es necesario analizar el coste / beneficio de cada actuación, en cuanto a su impacto sobre el entorno, la economía y la sociedad. Son numerosas las medidas regulatorias y políticas desplegadas en cada uno de los tres ejes anteriores. Sin embargo, no debemos cometer el error de considerar que son independientes entre sí. La política energética debe ser entendida desde un punto de vista global, ya que no será posible lograr los objetivos globales si no se logran simultáneamente los objetivos individuales en cada área. A continuación, enumeraré las principales actuaciones desplegadas en cada uno de los ámbitos mencionados. Me detendré a analizar más en detalle el desarrollo de las interconexiones eléctricas entre España y los países vecinos ya que son una prioridad para el Gobierno actual al incidir de una manera dramática en la consecución de los objetivos de competitividad, seguridad de suministro y sostenibilidad.

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Eje 1. Competitividad en el mercado eléctrico En este apartado, existen dos grandes líneas de actuación, destinadas a conseguir un mayor grado de competitividad en los dos grandes ámbitos de intercambio de energía eléctrica: mercado mayorista y mercado minorista. En primer lugar, en el mercado mayorista, nuestro principal objetivo es la reducción del poder de mercado de los agentes dominantes. Frente a alternativas más traumáticas como la desintegración horizontal de las compañías generadoras llevada a cabo en el Reino Unido, en España hemos optado por un mecanismo que viene funcionando con éxito en países como Francia o Bélgica desde hace varios años. Las subastas de emisiones primarias de energía -conocidas en la literatura como Subastas Virtuales de Capacidadpermitirán a los operadores no principales del sector disponer de capacidad de generación (de hasta 2000MW) sin necesidad de invertir en nuevas centrales. Al mismo tiempo, los operadores dominantes percibirán un precio de mercado por la potencia subastada. Tan importante como la reducción del poder de mercado es la supervisión de un eventual ejercicio del mismo. Para ello, hemos dotado de una mayor capacidad de supervisión al organismo regulador e instado a los Operadores del Mercado y del Sistema a la elaboración de informes periódicos sobre el comportamiento de los agentes. Por otro lado, convencido de la necesidad de una mayor liquidez en los mercados a plazo, el Gobierno está fomentando los mecanismos de contratación en los distintos ámbitos: el mercado organizado ibérico, los mercados no organizados y la contratación bilateral física. Sirvan como ejemplo de lo anterior las subastas para la contratación bilateral de la energía sumi-

nistrada a tarifa por los distribuidores en el territorio peninsular, o la obligación impuesta a los mismos distribuidores de adquirir en el mercado OMIP - OMIClear hasta un 10% de la energía suministrada a tarifa. En lo que se refiere al mercado minorista, la intención del Gobierno es la paulatina supresión de las tarifas integrales y su sustitución por las tarifas de último recurso, que estarán disponibles únicamente para los consumidores con potencias contratadas inferiores a 50kW, en el ámbito de las pymes y los consumidores domésticos. Detrás de este calendario de supresión de tarifas –que prevé eliminar todas las tarifas generales de alta tensión en julio de 2008subyace la voluntad de trasladar el mayor porcentaje de energía posible desde el mercado regulado al mercado libre. Lo anterior no obedece únicamente al mandato impuesto por la regulación comunitaria, sino que estamos convencidos de que un mercado competitivo que funciona es la herramienta más eficiente para que el consumidor se beneficie del mejor suministro al menor precio. La situación actual sigue reflejando un cierto retraso respecto al calendario impuesto por las directrices comunitarias. Dado que aún nos queda mucho camino por recorrer en muy poco tiempo, recientemente hemos dado algunos pasos muy significativos. El más importante de ellos es la transición hacia una tarifa aditiva. Efectivamente, el Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 2007, reconoce un déficit ex ante, que es imputado a las actividades reguladas. Al mismo tiempo, incorpora un coste de mercado real para la energía suministrada, sobre la base del las mejores previsiones de precios en los mercados spot y a plazo. De este modo, se minimiza la probabilidad de aparición de déficit no previsto, como venía ocurriendo los años anteriores.

La política energética del gobierno

Adicionalmente, con la nueva metodología de cálculo de la tarifa, se establece un mecanismo periódico de revisión, en el que se actualizará el coste de la energía suministrada a partir de los resultados que arrojen las subastas trimestrales para el suministro a tarifa, a que me he referido anteriormente. Por lo tanto, el objetivo es lograr un mercado transparente y eficiente, que arroje señales de precio creíbles al tiempo que garantiza que los consumidores más desprotegidos tienen acceso al suministro.

Eje 2. Seguridad de suministro En los sistemas energéticos, las inversiones en infraestructuras tienen periodos de maduración importantes. Dado que las inversiones de hoy son la garantía de suministro de mañana, la planificación de las infraestructuras desempeña un papel crucial. Antes de que termine el año 2007 se aprobará la nueva planificación de infraestructuras para 2007 – 2016, que sustituirá a la actualmente vigente para el periodo 2002-2011, que fue revisada en 2005. Dentro de las infraestructuras energéticas, las interconexiones resultan especialmente relevantes desde el punto de vista tanto de la construcción de un mercado europeo de la energía como de la seguridad de suministro. E incluso, como se verá, desde el punto de vista de la sostenibilidad. El sistema eléctrico peninsular español, gracias a la aplicación de la legislación comunitaria, está sometido a la libertad de circulación de capitales y la libertad de establecimiento, pero no disfruta de la libertad de circulación de mercancías en el caso de la electricidad, ya que éstas apenas representan el 3% de la potencia en punta del sistema. El aumento de la capacidad de interconexión permitiría aumentar la competencia

en el mercado mayorista y la eficiencia del sistema. La mayor competencia redundaría en beneficio, por ejemplo, de los grandes consumidores de electricidad, ya que los mismos podrían acceder a contratos a largo plazo con más generadores que en la actualidad. Asimismo, una mayor interconexión mejoraría la seguridad de suministro del sistema eléctrico peninsular, produciendo ahorros en el medio y largo plazo sobre la capacidad instalada que hoy requiere el sistema eléctrico debido a su naturaleza de isla eléctrica, dado que en un sistema aislado uno de los fundamentos de la seguridad de suministro es la disponibilidad de una capacidad instalada excedentaria que haga frente a problemas puntuales en la generación. Un sistema eléctrico europeo interconectado es beneficioso para todos; acontecimientos como el ocurrido el 4 de noviembre de 2006, cuando el disparo imprevisto de una línea de alta tensión en Alemania puso en peligro a todo el sistema europeo continental, ha puesto de manifiesto que todos los estados resultarían beneficiados de unas interconexiones robustas, y no únicamente los periféricos. Por último, España necesitará un mayor grado de interconexión para poder cumplir nuestros compromisos medioambientales sin poner en peligro la gestión técnica del sistema. En efecto, un sistema eléctrico aislado no puede aceptar un elevado nivel de tecnologías no gestionables o fluyentes (todas las renovables salvo la biomasa o las hidráulicas con embalse lo son) sin riesgo para la seguridad del sistema, puesto que la disponibilidad de su potencia instalada depende de factores no controlables (existencia del viento para la eólica, de luz del sol para la solar…). Este carácter no gestionable obliga a disponer en el sistema de reservas de potencia suficientes en todo momento, procedentes de otras fuentes de energía.

Por lo tanto, aumentar la capacidad de interconexión, principalmente en la frontera con Francia, es quizás la mayor prioridad del Gobierno en materia de infraestructuras energéticas y seguridad de suministro en la actualidad.

Eje 3. Sostenibilidad El tradicional debate sobre cuál es el modelo energético deseable –en términos económicos-, surgido en Occidente tras la crisis del petróleo de los años 70, ha sido sustituido recientemente por el debate sobre cuál es el modelo energético posible para el futuro –en términos medioambientales-. Efectivamente, los aspectos medioambientales han cobrado una importancia capital a la hora de definir las políticas energéticas. El Gobierno no es ajeno a esta circunstancia, y coincide con la Comisión Europea en su Comunicación al Parlamento y al Consejo titulada “Una Política Energética para Europa”, del pasado 10 de enero, que ha sido plasmada con posterioridad en las Conclusiones de la Presidencia del Consejo Europeo, celebrado en Bruselas del 8 al 9 de marzo de 2007. Entre las conclusiones de este Consejo Europeo de Primavera, los estados miembros han adoptado el ambicioso compromiso conocido como “3/20”, esto es: fijar como objetivos obligatorios para el año 2020 cubrir el 20% del consumo energético con energías renovables, así como reducir un 20% las emisiones de CO2 mediante un aumento del 20% de la eficiencia energética. España no sólo apoya este compromiso con el medioambiente, sino que quiere liderarlo en Europa. Recientemente se ha aprobado el Real Decreto 661/2007, que establece el nuevo mecanismo de incentivos económicos para la producción de electricidad a partir de energías renovables

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La política energética del gobierno

y cogeneración, primando la rentabilidad y estabilidad de estas tecnologías e impulsando el desarrollo de las menos maduras para cumplir con los objetivos establecidos en el Plan de Energías Renovables 20052010. No obstante, estamos convencidos de que las políticas no pueden focalizarse exclusivamente en la reducción de las fuentes de emisiones, pues las ganancias obtenidas serán insuficientes. El crecimiento sostenido, tanto demográfico como económico, que está experimentando España en los últimos años nos obliga a realizar un esfuerzo especial por el lado de la demanda energética. De este modo, la mejora de la eficiencia energética, en busca de una menor intensidad energética, es otra de nuestras prioridades. Y ya tenemos algunas señales que

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Cuadernos de Energía

nos hacen ser moderadamente optimistas: ayudada por el efecto temperatura, la intensidad energética en 2006, medida en tonelada equivalente de petróleo consumida por cada de PIB, ha invertido su tendencia ascendente cayendo hasta valores cercanos a los de 1990. Igualmente, el consumo energético total ha descendido por primera vez desde 1992, pese al crecimiento de nuestra economía cercano al 4%. En el ámbito de las políticas de eficiencia energética, es necesario destacar, el Plan de Acción 2008-2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España, 2004-2012, que vendrá a sustituir al actual, con mayores recursos destinados a la reducción del consumo energético. Dado que la sostenibilidad debe entenderse tanto desde un punto de vista medio-

ambiental como económico y social, el Gobierno ha impulsado la realización de un estudio de prospectiva energética, instrumento del que carecía España hasta la actualidad. La Prospectiva Energética en España en el horizonte 2030 es un estudio estratégico que, sin la intención de convertirse en planificación vinculante en materia de energía, definirá una hoja de ruta a largo plazo. Este estudio debe permitir cumplir con nuestros objetivos de reducción de emisiones y deber ser el marco en el que se encuadren los planes y normas de corto y medio plazo que se vayan estableciendo. También nos debe permitir diseñar las prioridades en I+D+i energética y para valorar, entre otros aspectos, la cobertura de la demanda energética a largo plazo, la garantía del suministro y su diversificación, así como las misiones de CO2 asociadas.n

Un nuevo escenario energético

rå=åìÉîç=ÉëÅÉå~êáç= ÉåÉêÖ¨íáÅç=EGF Fernando Becker Zuazua Catedrático de Economía Aplicada. Universidad Rey Juan Carlos de Madrid.

El interés por lo temas relacionados con la energía ha ido en aumento, en los últimos años. Todavía resuenan en la memoria los difíciles tiempos de la crisis energética de los años 70 del pasado siglo, para unos lejano pero para otros relativamente cerca. En la problemática de la energía intervienen todo tipo de factores que van desde los puramente relacionados con la física, hasta todos los que afectan al modo de vida en general: económicos, sociales, políticos e incluso militares. Ello, explica que la cuestión energética se haya convertido en un tema reiterativo en la discusión general de las sociedades avanzadas. En la actualidad, tres son a mi entender las causas del nuevo debate sobre el futuro papel de la energía en el desarrollo de nuestras vidas. Por un lado, está la cuestión de los aprovisionamientos: la utilización masiva y creciente de los combustibles fósiles suscita la duda de su sostenibilidad a largo plazo. Por otro lado, el deterioro del entorno medioambiental plantea la cuestión de si el futuro de nuestro planeta y de las generaciones venideras no se verá afectado por el importante impacto sobre el medio natural, que incluso podría estar afectando al cambio climático según algunas voces. En tercer lugar, la viabilidad de

las diferentes alternativas energéticas para asegurar el suministro en el medio plazo, en cantidades suficientes y a precios razonables. La preocupación del hombre por conocer mejor el mundo que le rodea y las fuerzas de la naturaleza, fue lo que impulsó el conocimiento científico. Siguiendo a S. Glashow1, A. Lavoisier en 1785 estableció la Ley de Conservación de la Masa, por la que si bien la materia puede cambiar de forma y de naturaleza química, la masa no puede cambiarse ni destruirse. En un sentido similar, Hermann von Helmholtz en 1847, formuló la Ley de Conservación de la Energía, según la cual la energía, al igual que la masa, puede cambiar de forma o naturaleza, pero no puede crearse ni destruirse. En su raíz etimológica la palabra materia, viene del latin mater2. Materia y energía, energía y materia son elementos estrechamente relacionados como ya se encargó de demostrar el físico Albert Einstein. Sus avances supusieron encontrar una estrecha relación entre energía y masa, pero sin llegar a pensar que fueran términos idénticos.

A lo largo de la historia de la humanidad, la energía ha resultado un ingrediente indispensable para el desarrollo económico y el bienestar social. Los vínculos entre energía y economía son muy estrechos. Emilio Fontela3 considera cuatro grandes categorías de relaciones: son un input o insumo para otras actividades productivas, afecta al consumo final de las familias que tratarán de maximizar su función de utilidad dada una renta disponible, ofrece amplias posibilidades de sustitución entre productos y procesos influidos por los mercados de factores, capital y trabajo; y por último, la energía también está afectada por los principios de la división internacional del trabajo al estar abierta a los cambios de los mercados internacionales. De la simple observación de los principales agregados a escala mundial se puede apreciar su elevada correlación. Así, comprobamos que entre los años 1820 y 2001, el Producto Interior Bruto mundial se ha multiplicado por 53 y el consumo de energía por 47 4. La revolución industrial, cuyo origen se sitúa en el Reino Unido en la segunda mitad del S. XVIII, alumbró un nuevo sistema económico y social, que supuso el final del Antiguo Régimen y permitió el salto de

*Este artículo es un extracto resumido del Discurso de Ingreso en la Real Academia de Doctores de España realizado el día 7 de marzo de 2007 en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas de Madrid. 1

Glashow, S.: La estructura de la materia y el origen del universo. “La energía en sus claves”. Fundación Iberdrola. Madrid. 2004. Pág. 27.

2

Mater – matris: madre, causa, origen, fuente. Materia-ae: principio físico de las cosas.

3

Fontela, E.: La Macroeconomía de la energía en su historia. “La energía en sus claves”. Fundación Iberdrola. Madrid. 2004. Pág. 214 y 217.

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Maddison, A.: About the World Economy: Historical Statistics. OCDE. Paris. 2003.

Cuadernos de Energía

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Un nuevo escenario energético

una economía atrasada de tipo feudal a otra moderna y de signo capitalista. De esta manera, la transición de una economía agrícola a una industrial fue acompañada y propiciada por los cambios tecnológicos que permitieron explotar el uso de nuevas fuentes energéticas y dieron al hombre la oportunidad de utilizar cantidades de energía desconocidas hasta entonces. La mayor parte de la energía de que disponemos proviene, en última instancia, del Sol. Es causa de las lluvias y su utilización permite el aprovechamiento de la energía hidráulica; también de la eólica mediante la formación de los vientos, y de reacciones químicas que con el paso de los siglos han originado combustibles fósiles: carbón, petróleo y gas. En relación con la influencia del sol sobre la atmósfera terrestre, se echan en falta trabajos científicos que midan la actividad solar y sus efectos sobre las posibles causas que están motivando el llamativo debate sobre las oscilaciones de la temperatura ambiental. Ante los nuevos retos y dificultades, el ingenio, la destreza, el trabajo de científicos, empresarios y políticos consiguen el maravilloso efecto de “transformar una amenaza en una oportunidad”. Invirtamos pues en un futuro, más eficiente, más rentable y sin duda repleto de mayor riqueza. No es aventurado asegurar que una parte de la explicación de los ciclos económicos de larga duración o ciclos Kondratiev5 se relacionan con importantes descubrimientos científicos ligados a nuevas fuentes energéticas.

El principio de sustitución histórica El principio de sustitución histórica de la energía es un hecho contrastado. Aunque la utilización de fuentes fósiles como energía primaria se inició en paralelo a la revolución industrial, las fuentes tradicionales, fundamentalmente la madera y el carbón vegetal, siguieron siendo predominantes hasta bien entrada la segunda mitad del siglo XIX. Angus Maddison6 estima que el consumo mundial de energía primaria procedente de fuentes tradicionales suponía en 1870 el 65% del total de energía primaria. En 1900 éstas tan sólo representaban el 39%, proporcionando el carbón el resto de energía consumida. El carbón fue tomando paulatinamente el relevo y se convirtió en el principal consumo de energía primaria, llegando a suponer el 80% del total mundial en la década de 1920, hasta la II Guerra Mundial, momento en el que dejará el liderazgo al petróleo. La extracción a gran escala de petróleo ya había comenzado en 1859 gracias a una nueva técnica de perforación basada en el uso de un tubo conductor para proteger los muros en el proceso de la prospección técnica que fue aplicada por Edwin Drake en los pozos de petróleo de Pennsylvania7. Aunque inicialmente se dedicaba al alumbrado mediante la combustión de queroseno, su utilización creciente se debió al invento del motor de combustión interna por Nikolaus August Otto en 1876. Entre tanto una nueva forma de aprovechamiento energético va a surgir con gran ímpetu: me refiero a la electricidad 8.

La llegada de la electricidad a España está muy bien documentada por el Dr. Álvaro Chapa9. En 1875, el laboratorio de Física Industrial de la Escuela de Ingenieros Industriales de Barcelona adquirió una máquina electromecánica tipo Faraday. Los resultados de los ensayos fueron tan positivos que el importador de la máquina “Dalmau” se asoció con Narciso 7 El 27 de agosto de 1859 a una profundidad de 69 pies se extrajo mediante esta técnica los primeros 25 barriles de petróleo. Xifre para explotar empresarialmente la electricidad así fabricada. La presentación al público en el puerto de Barcelona, ante S.M. el Rey Alfonso XII, permitió iluminar un buque para regocijo y suponemos asombro de los asistentes. Los promotores constituyeron en 1881 la Sociedad Española de Electricidad para dar servicio en todo el país. Madrid disfrutó en 1878 del alumbrado público en la Puerta del Sol. Se constituyeron otras sociedades tales como la Sociedad Matritense de Electricidad (1883), Fuerza y Luz Eléctrica (1882) y la Compañía General Madrileña de Electricidad (1890). El capital extranjero, al igual que en el caso de otros servicios esenciales como el transporte o la telefonía, tuvo especial interés por el mercado español para el desarrollo de la electricidad. La tecnología alemana se introdujo como proveedor de maquinaria a las empresas nacientes, a través de la A.E.G10. La empresa alemana obtuvo concesiones municipales y constituyó la Compañía General Madrileña de Electricidad en 1890, y la Compañía Sevillana de Electricidad en 1894, que luego absorbería la sociedad de Dalmau-Xifré ya constituida en Barcelona.

Kondratiev. Toman el nombre del economista ruso Nikolai Kondratiev; referidos por A. Schumpeter para explicar los efectos de las fluctuaciones de la economía a largo plazo 40-60 años. En las fases recesivas del ciclo, el empresario busca innovar para maximizar su beneficio.

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Angus Maddison en “World development and outlook 1820-2030: a quantitative perspective” OCDE Economics & Enviroment Directorates. 2004.

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El 27 de agosto de 1859 a una profundidad de 69 pies se extrajo mediante esta técnica los primeros 25 barriles de petróleo.

El origen de los conocimientos sobre electricidad se remonta a las observaciones de atracción de cuerpos ligeros por el ámbar. Esta se denomina en griego elektro y de ahí su denominación ..e.t.... Los griegos lo asimilaban al color del sol y porque el oro ametalado con quinta parte de plata tiene ese mismo color, se dijo electrum. Plinio Lib. 32 cap.4. Diccionario de D. Covarrubias. 8

9

Chapa, A.: “El sector Eléctrico”. La energía en sus claves. Fundación Iberdrola. Madrid 2004. Cap. XXVII págs. 566 y 567.

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A.E.G. Allgemeine Electricitats Gasellschaft. Berlín

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Un nuevo escenario energético

Sin embargo, habría que esperar hasta después de la I Guerra Mundial para que el naciente capitalismo español pasara a controlar las principales compañías de entonces. Ello se debió a la neutralidad española en el conflicto, lo que generó importantes ahorros que se reflejaron en un elevado superávit corriente11. En el ámbito productivo se produjo una eclosión de nuevas empresas mineras, navieras, etc. Como resultado de todo ello la Banca se amplió notablemente para luego, décadas más tarde, propiciar la aparición de los grandes bancos regionalizados en el País Vasco, Cataluña y Madrid12. Las empresas de electricidad no fueron una excepción en ese proceso. El profesor Díaz Morlán ha venido en llamar la lucha interna en el capitalismo español por el ingenio eléctrico (1918 – 1927)13 al proceso por el que se van a ir configurando las principales empresas eléctricas en España. Como se ha señalado en múltiples ocasiones el incipiente capitalismo español, en comparación al europeo, sufría un importante retraso, por lo que el mercado español después del desastre del 98 se configuraba como una nueva una oportunidad para las inversiones extranjeras en los servicios públicos esenciales. El empresariado español pudo contar con la colaboración de empresarios capaces e innovadores que fueron incorporando tecnología, dinero y espíritu empresarial, algo que cristalizó en la creación de no pocas empresas, que todavía perduran hoy en día. Las relaciones banca e industria estaban muy identificadas con el modelo existente en la Europa continental. El Banco de Vizcaya, por ejemplo, contaba con una estrecha relación financiera con las mayores empresas del momento como Hidroeléctrica Española, Hidroeléctrica Ibérica, Electra Valenciana y Electra de Viesgo.

El sector eléctrico se encontraba muy atomizado, debido a las propias características del negocio. No es casualidad que las empresas inicialmente estuvieran muy regionalizadas: primero, para atender la demanda “in situ”, y segundo por las dificultades técnicas y económicas que entrañaba el transporte a larga distancia. El espíritu emprendedor de los primeros empresarios se vio en muchos casos frenado por las dificultades del propio negocio: disponibilidad de la tecnología adecuada; necesidad de grandes recursos financieros, amortizaciones muy prolongadas y riesgos nada desdeñables. Ello explica que la actividad requiriese una inmediata regulación y no pocas dosis de protección. Resulta elocuente la declaración en 1919 del por entonces Ministro de Fomento y líder de la Lliga Regionalista Francisco de Asís Cambó14: “El fin de la guerra (Mundial) y la voracidad con que se tiran sobre España las empresas extranjeras, hace más urgente promulgar una fórmula legislativa que confiera al poder público el necesario control sobre esta rama capital de la economía española. Dentro de pocos años , la industria y los transportes de toda España dependerán de cuatro o cinco grandes empresas de producción y transporte de energía hidroeléctrica, o tal vez de una sola, y eso puede estar lleno de peligros para el futuro si el poder público no ha tomado las oportunas garantías, todavía hoy posibles, pero que serán imposibles más tarde” Lo cierto es que la política proteccionista de Cambó, para el incipiente sector eléctrico y para toda la industria en general supuso una tregua a la fortísima competencia internacional, lo que allanó el cami-

no a las industrias nacientes. Cuestión distinta es la perdurabilidad de las prácticas proteccionistas, que buscaron el privilegio continuado frente a los retos de la necesaria liberalización. La historia se encargaría de demostrar que los periodos más prósperos de la economía española han coincidido con las fases de mayor apertura frente al exterior. El péndulo libre cambio-proteccionismo marcaría “a posteriori” las fases de aceleración y freno al desarrollo económico de nuestro país. El siglo XX terminó con una situación muy diferente de cómo comenzó en lo que se refiere a las fuentes de energía primaria. De una situación inicial dominada por el 80% de carbón, el 15% de petróleo y el 5% de energías renovables. Hemos pasado a un escenario más diversificado, en el que destacan: declive del carbón hasta el 26%, mantenimiento de la hidráulica 2%, dependencia elevada del petróleo 34% y fuerte crecimiento del gas natural 21% y de la energía de origen renovable 11%.

La inestabilidad geopolítica Los años setenta serán recordados como los años de la crisis energética y de la inestabilidad geopolítica. Desde el denominado “Pennsylvanian oil boom” en 1861 hasta el nacimiento de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en la Conferencia de Bagdad, el precio del petróleo disfrutó de precios extraordinariamente bajos y estables. La estrategia de Libia, liderada por el Coronel Gaddafi, de poner de rodillas al esquema capitalista, sustentado según él en un petróleo barato y en cantidades ilimitadas, se abre paso en el seno de la OPEP15. La guerra del Yom Kippur entre Israel y Egipto (a la que se suman otros países árabes) desató la inter-

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Roldán, S. y García Delgado, J.L.: La formación de la sociedad capitalista en España 1914-1920. CECA. Madrid 1973.

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Tamames, R. y Becker, F.: La formación económica y política de España. Editorial Universitas S.A. Madrid.1991.

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Díaz Morlán, P.: “Los saltos del Duero (1918-1944)”. Un siglo de luz. Historia empresarial de Iberdrola.. Iberdrola. Madrid.2006. Pág. 281.

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Cambó, F. A.: “Unit de mesos al Ministeri de Foment”. Me gestió ministerial. Edit. Catalana. Barcelona, 1919. Tomado de Jordi Maluquer en “Panorama eléctrico español

hasta 1944” Un siglo de luz. Iberdrola. Madrid. 2006. Pág. 72. 15

Tamames, R. y Huerta, B.G.: Estructura Económica Internacional. Alianza Editorial. Madrid. 1999. Pág. 417.

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Un nuevo escenario energético

vención, nacionalizando las instalaciones productivas, imponiendo cuotas de exportación a los países que apoyaban a Israel y reduciendo la producción un 35%.

desde el 16,2% al 21%. Por su parte el carbón permanece en los mismos niveles con una cuota del 25% del total de energía consumida.

Los efectos sobre la economía real fueron muy severos: el crecimiento económico se redujo, el desempleo se disparó en los países industrializados y gran parte de la estructura productiva quedó obsoleta, todo lo cual, exigió grandes sacrificios en términos de renta y bienestar.

En relación con el posible agotamiento de los combustibles fósiles, se realizan diferentes previsiones sobre el volumen de reservas y su duración temporal. Los informes disponibles estiman unas reservas de petróleo, que permiten su uso para 45 años. En cuanto al Gas, se sitúa el nivel de reservas de Gas Natural en algo más de 65 años. Por último y en relación al carbón las estimaciones sobre las reservas probadas garantizan 155 años de consumo a los niveles de 2005. Debo advertir, que lo que suscita, si cabe, mayor preocupación es su incidencia sobre el aumento de los gases de efecto invernadero ante la necesidad de optar por un desarrollo económicamente sostenible.

Como respuesta a la cartelización por el lado de la oferta, los países consumidores se organizaron de igual manera que los exportadores en la Agencia Internacional de la Energía. Los nuevos productores que entran en escena van cobrando mayor protagonismo, es el caso de países como Rusia, México (que en 1974 supero a Arabia Saudí en la exportaciones a EE.UU), Noruega, Reino Unido, Colombia y Vietnam. De esta manera el mercado de petróleo pasa a ser controlado por la demanda, reduciéndose el precio del barril desde los 35 dólares hasta el entorno de los 20 dólares. Desde la crisis petrolífera de los años setenta, la economía mundial se encuentra en un período de transición en su modelo de crecimiento. La nueva “Sociedad del Conocimiento” exige un desarrollo industrial y/o viceversa que sea sostenible con el impacto en el entorno ambiental. Este hecho impone un reto insoslayable al sistema energético, que es el de garantizar la sostenibilidad del desarrollo en el medio y largo plazo. En la actualidad se ha intensificado el debate sobre la cuestión de los aprovisionamientos y la utilización masiva de combustibles fósiles y hemos asistido a un deslizamiento del uso del petróleo hacia el gas natural; así mientras que en 1973 el petróleo proporcionaba el 45% del total de energía primaria, en la actualidad representa el 34,3%. Por contra el gas natural ha aumentado su participación

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La preocupación por el medio ambiente: el desarrollo sostenible Las relaciones entre el Medio Ambiente y el crecimiento económico a largo plazo no son un fenómeno nuevo, en la historia del pensamiento económico Hay que remontarse al siglo XVIII y concretamente a las ideas aportadas por la escuela fisiocrática para vislumbrar quizás estas primeras relaciones. El papel central que otorgaba el médico y economista François Quesnay a la naturaleza dentro del sistema económico, o el interés del sacerdote de origen inglés Thomas R. Malthus de recurrir a la leyes naturales para explicar las relaciones económicas, representan un anticipo del actual interés por el medio ambiente en relación con el crecimiento sostenible.

En el ámbito institucional la “sostenibilidad” tiene sus orígenes en 1972 en la Conferencia Mundial de Estocolmo sobre el Desarrollo Humano promovida por Naciones Unidas. Dicha Conferencia constituye el inicio del debate internacional sobre el medio ambiente e introduce el concepto de la contaminación transfronteriza, que supone el reconocimiento de la inexistencia de fronteras para la contaminación al afectar ésta a los pueblos y países más allá de su origen. La preocupación por el Medio Ambiente y la internalización del concepto de desarrollo sostenible, ha tenido una lógica traslación al sector energético. El consumo de energía, necesario para la mayoría de los procesos productivos y el bienestar de las sociedades, al igual que otras actividades tiene un impacto negativo sobre el entorno. Resulta innegable que el uso de energía, no está exenta de externalidades negativas. De entre los posibles efectos negativos en los que se incurre por la utilización intensiva de energía, la preocupación actual se centra principalmente en el denominado “Cambio Climático”. En 1997, se suscribe el “Protocolo de Kioto”, por el que los países firmantes se comprometen a limitar las emisiones de gases de efecto invernadero, hasta el año 2012. La Unión Europea está aún lejos de conseguir la reducción fijada y nuestro país se encuentra aún más lejos de su objetivo, pues a fecha de 2003 superaba las emisiones de 1990 en un 40%, cuando su límite se había fijado en un 15%, por lo que para los próximos años se debería hacer frente a una importante reducción de emisiones.

Escenarios energéticos Los diferentes organismos privados y públicos, como la Fundación Ford, el Gobierno de EE.UU., la Comisión Europea, y el World Energy Council, entre otros,

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han elaborado escenarios energéticos y todos coinciden en sus informes al asegurar un importante incremento de la energía primaria a largo plazo. Por componentes, los combustibles fósiles todavía serán responsables de aproximadamente el 90% de este aumento. El petróleo y el gas natural fundamentalmente soportarán pendientes de crecimiento muy pronunciadas, mientras que el carbón verá como se aplana en el límite su progresión. La prospectiva para la energía nuclear es de crecimiento intenso junto con las energías renovables y los países emergentes se perfilan como los grandes demandantes de energía en el futuro y pasaran del 41% que representaban en el consumo mundial de energía primaria en 2004, al 51% en el 2030. La intensidad energética16 medida a escala mundial, alcanzó su máximo histórico en 1970 con valores de 0,33 TEP (Toneladas Equivalentes de Petróleo). Desde entonces, ha experimentado una reducción constante y acumula una disminución del 30% a partir de los máximos. España a diferencia del resto de países desarrollados, sigue mostrando incrementos de la intensidad energética y en la actualidad ha superado los valores registrados por el conjunto de economías pertenecientes a la Unión Europea. Lo cual debe hacernos reflexionar de cara al futuro, ya que la competitividad de todo el aparato productivo presenta una debilidad estructural frente a nuestros competidores. En relación con el mix de producción, se espera que se afiance la tendencia de crecimiento del gas natural y muy especialmente de las energías renovables. A su vez, el petróleo reducirá lenta pero progresivamente su participación hasta un 1/3 del total de energía primaria. Ambas llevan ya una década ganando peso en la Unión Europea y previsiblemente seguirán haciéndolo. A su vez el escenario contempla que el petróleo reduzca lenta pero progresivamente su participación en el mix, (también en línea con los últimos años),

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hasta estabilizarse en torno a un tercio de la energía primaria utilizada. El carbón se reducirá intensamente en el corto plazo, pero a medio y largo plazo, dada su menor escasez y por tanto su menor precio relativo, volverá a recuperar cuota de participación y la energía nuclear, sufre una reducción dado que las plantas actualmente en producción irán progresivamente cesando su actividad y por las importantes presiones políticas que existen en la mayor parte de los países de la Unión Europea, que dificultan en la actualidad la construcción de nuevas plantas, con la excepción de Francia y de Finlandia. Las energías en fase experimental, no se espera que a un plazo de 2530 años alcancen un papel significativo, por lo que se les asigna un impacto creciente pero aún residual. En definitiva, al igual que los escenarios planteados por la AIE, el papel de los combustibles fósiles seguirá jugando un papel decisivo, por lo que en el año 2030, mantendrán una cuota del 76,7%, solo 2,5 puntos porcentuales menos que ahora. Dado que las reservas radicadas en Europa son escasas y se han reducido sensiblemente, el grado de dependencia de la UE aumentará desde el 50% actual hasta cerca del 70%. En el caso de España, el escenario definido por la Comisión es similar al europeo, pero con una serie de rasgos diferenciales más negativos, ya que la intensidad energética de la economía española ha superado a la de la mayoría de los países miembros de la UE. El sistema de transportes, basado en el tráfico rodado por carretera, es uno de los principales causantes de la mayor y creciente intensidad energética de la economía española respecto a la europea. Asimismo, las transformaciones sociales y demográficas, han traído consigo un incremento del consumo residencial, impulsado tanto por el mayor consumo por hogar

(mejoras del equipamiento residencial) como por el sustancial aumento del número de hogares. Este último fenómeno se explica por el notable aumento de la población residente en nuestro país y por la tendencia social hacia una mayor atomización del número de hogares por habitante. Por todo ello, la economía española ha de hacer frente a una situación ya superada por la Unión Europea, que consiste en revertir la tendencia creciente hacia una mayor intensidad energética. Esta situación se hace especialmente crítica cuando España dispone proporcionalmente de menos recursos autóctonos, lo que la sitúa en un ratio de dependencia energética superior al de la Unión Europea, más del 60% para España frente al 50% para los 25 países de la Unión Europea.

Hacia un modelo energético Los escenarios energéticos mencionados sugieren en síntesis un nuevo modelo energético: una demanda de energía creciente basada en combustibles fósiles, que consecuentemente irán minorando los recursos existentes y a su vez erosionando el entorno medioambiental, factores ambos que ejercerán una importante presión sobre el desarrollo económico y social. Ante esta situación, parece aconsejable avanzar sin demora en la configuración de un modelo energético que permita satisfacer la creciente demanda sin comprometer el entorno medioambiental y el desarrollo socioeconómico para las generaciones actuales y futuras. Ello requiere una política integral que abarque acciones sobre la estructura productiva de la industria, las infraestructuras de transporte, los modelos de consumo de los habitantes, e igualmente sobre las actividades de los sectores dedicados a la producción de bienes y servicios energéticos.

Energía medida en TEP necesaria para generar 1.000 dólares de PIB.

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Se ha conseguido ya un amplio acuerdo entre los agentes políticos, sociales y económicos, sobre la creciente importancia que el desarrollo de las energías renovables tendrá que jugar en el modelo energético a medio y largo plazo. Esto se debe reflejar en la política energética de la Unión Europea así como en la del Estado español. Se hace imprescindible impulsar un marco regulatorio estable y favorable a la producción de las energías renovables, en el entendimiento de que estas energías contribuyen muy positivamente al logro de al menos tres objetivos: seguridad del suministro, compromiso medioambiental y eficiencia económica. En relación a la seguridad del suministro, las energías renovables suponen una alternativa a los combustibles fósiles y por tanto contribuyen a reducir la dependencia exterior. En cuanto a la eficiencia económica, debido a la falta de internalización de los costes ambientales en las diferentes alternativas energéticas convencionales, la explotación de los recursos energéticos renovables con la tecnología actual resulta en la actualidad más costosa que la de combustibles no renovables. No obstante, la experiencia ya acumulada en diversos mercados ha mostrado que la elección de un marco regulatorio incentivador de las energías renovables ha sido decisivo para su desarrollo en determinados mercados, como es el caso de la energía eléctrica. Por consiguiente, el avance de las energías renovables pasa por crear un marco de apoyo efectivo a las mismas, que debe basarse en tres pilares básicos: predictibilidad, estabilidad y rentabilidad. El sistema energético debe ofrecer a las renovables un marco legal basado en criterios de no retroactividad, debe garantizar los mecanismos retributivos a largo plazo de acuerdo a los plazos de vida útil de los activos y ofrecer un escenario de suficiencia financiera que permita el desarrollo y la atrac-

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ción de los necesarios volúmenes de inversiones que permitan poner en marcha estos proyectos. Hay que tener en cuenta además, por lo que se refiere a la redistribución de la renta y de la riqueza, que las energías renovables son energías autóctonas y contribuyen a una distribución territorial de la riqueza y del empleo más homogénea que la que originalmente viene predeterminada por la localización geográfica de los recursos naturales. En paralelo al necesario impulso a las energías renovables, parece que ha llegado el momento de replantear el papel de la energía nuclear. Es cierto que la solución nuclear a escala internacional tiene una serie de cuestiones críticas a tener en cuenta. De una parte la seguridad internacional limita el número de países en los cuales puede ubicarse instalaciones de este tipo de energía. Además, dado que la inversión necesaria es muy elevada, se restringe el acceso a esta tecnología a las economías menos favorecidas, sin olvidar que la gestión de los residuos es costosa y delicada y requiere de acuerdos y convenios multinacionales. Es una tecnología en la que el impacto del combustible en el coste de generación no es tan elevado como en otras alternativas, evita la emisión de gases de efecto invernadero, y reduce la dependencia energética exterior. Todas estas ventajas, avalan la necesidad de fomentar el desarrollo de este tipo de energías, más sostenibles y que minimizan el agotamiento de los recursos energéticos y los riesgos asociados a los residuos y los costes ambientales. Pero se requieren también otras medidas no menos importantes que contribuyan a mejorar la eficiencia y rebajar la intensidad energética de la economía. Para ello es necesario ahondar en la educación ambiental de la sociedad, para que los agentes económicos y sociales tomen conciencia de que la energía es un bien escaso y está sujeto a un mercado globalizado por lo que se requiere instau-

rar políticas de ahorro energético de ámbito integral. También resulta fundamental que el precio pagado por los consumidores y las industrias reflejen todos los costes, económicos y ambientales, que incluye la provisión de energía. Para conseguir estos fines, más que apostar por la vía del intervencionismo, conviene poner en marcha una regulación eficiente capaz de garantizar la plena actuación de los mecanismos de mercado, que asignan a cada actividad su propia responsabilidad en términos de consumo e impacto energético, tanto directo como indirecto. Esta sería la mejor vía de impulsar la eficiencia energética a escala agregada. De la misma manera que se actúa sobre las mejoras de eficiencia, se debe incrementar la inversión en innovación en los sistemas energéticos. Nuevos avances son necesarios especialmente en materia de transporte o movilidad. A este respecto existen importantes proyectos en fase de investigación como el uso del hidrógeno, los biocombustibles, la mezcla de combustibles o derivados de petróleo no convencionales, que es conveniente seguir apoyando. También se requiere una importante tarea investigadora en el desarrollo de nuevas fuentes de energía renovable, tales como la fotovoltaica, la eólica y las provenientes del mar. El fomento de los avances científicos requiere de esquemas regulatorios que incentive el gasto, mitiguen los elevados riesgos en que incurren las empresas, y contribuyan a vencer el miedo al fracaso, inherente a cualquier proyecto de investigación. Permítanme que diga para concluir que la evidencia empírica disponible nos muestra que la cuestión energética no es un tema resuelto y que se debe considerar como uno de los factores prioritarios a tener en

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cuenta a la hora de llevar a cabo una política económica que garantice el crecimiento sostenible a medio y largo plazo compatible con el bienestar de los consumidores. El sector energético puede y debe ser considerado como un sector en transición, en el que las condiciones de oferta y demanda están cambiando de forma muy profunda. Nuevas tecnologías se abren paso con resultados muy positivos en precios y cantidades. El mecanismo de precios debe prevalecer en las necesidades regulatorias, porque se muestra como el más eficiente en la asignación de unos recursos escasos. También urge avanzar un modelo de eficiencia que pasa por una modificación de hábitos de consumo, en los que la forma-

ción, incentivos y precios son las palancas sobre las que actuar. Nos encontramos en el umbral de un nuevo orden energético, que determinará en buena medida las condiciones de vida a futuro, por lo que debemos actuar con responsabilidad. La situación que vivimos, con todas la dificultades y cuestiones a mejorar, no se puede calificar de desastrosa. Antes al contrario, se disfruta de niveles de bienestar desconocidos hasta el presente. No hay justificación para ensuciar, ni deteriorar, el maravilloso entorno de la creación. El conocimiento científico y los avances tecnológicos nos han permitido dar respuestas óptimas a las necesidades que han ido surgiendo con el paso del tiempo. La extrema humildad y la honestidad fecunda del científico siempre han contribuido a obtener los mejores resultados.

En este sentido cabe citar una breves palabras del gran maestro “Azorín” en notas de un transeunte (1929): “Civ ilización es triunfo del espíritu sobre la materia. Civ ilización -más sabiamente- es espíritu. Un pueblo puede ser bárbaro con todos los adelantos de la ciencia y la industria; un pueblo puede ser civ ilizado sin ninguno de esos adelantos. Si las dos cosas –espíritu y materia- marchan a la par tanto mejor”. n

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Hacia un nuevo modelo de energías fósiles “sostenibles”

e~Åá~=ìå=åìÉîç=ãçÇÉäç=ÇÉ ÉåÉêÖ∞~ë=ÑμëáäÉë=ëçëíÉåáÄäÉëÒ= Pedro López Jiménez Presidente de UNON FENOSA

Un mundo en circuito cerrado El mundo está experimentando un crecimiento económico sin precedentes. En opinión de los principales organismos internacionales, el ciclo es más prolongado de lo que se preveía y se está desarrollando, además, de manera equilibrada, de forma que prácticamente todas las regiones del mundo participan del incremento de la prosperidad. Los últimos cuatro años han sido el periodo en la historia del mayor aumento del PIB, con un ritmo cercano al 5%. Es decir, que el mundo globalmente, es un 25% más rico que lo que era hace cuatro ó cinco años, sobre todo en ciertas zonas y en ciertos sectores económicos y actividades. Probablemente, ese incremento de la prosperidad haya tenido que ver, directamente, con una economía que tiene más posibilidades de desarrollarse en un mundo global. Sin embargo, parece defendible que se producirá un cambio trascendental, durante los próximos cincuenta años, independientemente de las múltiples variables que configurarán ese futuro a medio plazo. Ese cambio será el paso de un mundo en circuito abierto a un mundo en circuito cerrado. En efecto, durante los últimos 250 años, el mundo ha seguido un desarrollo exponencial. La curva representativa de la explosión demográfica ha sido, y

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todavía es, una hipérbola. Muchos otros datos - la producción, el consumo de materias primas, el nivel de vida- han evolucionado de forma paralela, basados en un desarrollo científico y técnico sin precedentes. Pero en un mundo finito no puede darse un crecimiento infinito.

El creciente protagonismo de la energía El mundo de la energía es posiblemente donde más se perciben tensiones en ese sentido. Nos encontramos en un periodo transitorio, de cambio de etapa, de reestructuración y definición del modelo energético que se producirán en el próximo futuro El tema de la energía se ha situado en el centro de las preocupaciones políticas, económicas y sociales. La percepción de su importancia se intensifica en un mundo cada vez más globalizado, con una información inmediata desbordante, y ante la evidencia de que se debe actuar con un horizonte temporal amplio debido a los largos plazos de maduración de las inversiones. La energía se ha convertido en protagonista. En primer lugar, porque, de acuerdo con las previsiones de los principales organismos internacionales, el fuerte crecimiento de la demanda de energía requie-

re y requerirá acometer inversiones masivas para satisfacerla. Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE) la demanda global aumentará en más de un 50% en los próximos 25 años, tanto por el crecimiento económico mundial generalizado como por el desarrollo acelerado de los países emergentes. Las inversiones necesarias para atenderla superarán los 20 billones de dólares, de los cuales más de la mitad corresponderán al desarrollo de infraestructuras de generación, transporte y distribución de electricidad. En segundo lugar, porque persisten en los mercados energéticos de materias primas, especialmente petróleo y gas, las tensiones de precios y su volatilidad. Aunque siempre se especula sobre la dificultad y escasa fiabilidad de las previsiones de los precios futuros, lo más probable es que ambos, precios altos y volatilidad, se mantengan en los próximos años. En tercer lugar, las políticas energéticas, globales, regionales o estatales han incorporado sucesivamente al objetivo de garantía de suministro, primero la mejora de la eficiencia en el funcionamiento de los mercados energéticos y, después, las nuevas demandas de sostenibilidad medioambiental. Estos tres objetivos, tomados independientemente, son valores positivos y por tanto deseables, pero deben ser combinados de forma realista dado que no son totalmente compatibles entre sí.

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Hacia un nuevo modelo de energías fósiles “sostenibles”

En efecto, la seguridad de suministro de unos bienes esenciales es vista como obligación propia por los poderes públicos. Sin embargo, actuaciones sobre la eficiencia de mercado pueden llevar a medidas de fomento de la competencia que provoquen efectos perversos de debilitamiento de las empresas y reducción de su poder de compra. Políticas de defensa del medio ambiente pueden castigar el uso de ciertas materias primas e instalaciones, debilitando la seguridad de suministro y sesgando el funcionamiento eficiente de los mercados. En consecuencia, toda política energética deberá combinar, en forma adecuada al lugar y al tiempo, los tres grandes objetivos para que los remedios no sirvan para empeorar los problemas.

Los combustibles fósiles continuarán siendo parte destacada de la cesta energética mundial En el mismo sentido, es un hecho que los combustibles fósiles seguirán manteniendo su papel esencial en el consumo energético mundial. Según la AIE, en conjunto continuarán suponiendo en torno al 80% de la energía primaria, con mayor peso relativo del gas y del carbón. Pero, ciertamente, la utilización de estos combustibles tradicionales requerirá nuevas tecnologías limpias que reduzcan o eliminen ciertos aspectos negativos de su impacto medioambiental. En cuarto lugar, la creciente globalización y la progresiva, aunque insuficiente, liberalización de los mercados energéticos, explican los actuales movimientos empresariales en el ámbito mundial. Los riesgos en el suministro de materias primas energéticas movilizan a los países y las oportunidades de inversión atraen a las compañías, generando una dinámica de cambios profundos. Los cambios empresariales se manifiestan en procesos de consolidación que persiguen el crecimiento, la ampliación del posicionamiento en la cadena de valor, y la convergencia entre energías primarias y generación de electricidad.

La Estrategia Energética Europea: avances hacia una política energética común

do único de la energía, algo que requeriría un mayor impulso a las conexiones y a la gestión de reservas estratégicas.

Por lo que se refiere a la Unión Europea, cuando se cumplen 50 años de los Tratados de Roma, la energía vuelve a estar en el centro de la política y de la economía europea.

El valor estratégico de un modelo de combustibles fósiles “sostenibles”

La Estrategia Energética presentada por la Comisión, en enero de este año, incluye los tres objetivos necesarios. En cuanto a la seguridad energética, pretende fomentarla mediante el desarrollo del mercado interior y de las interconexiones. Actuaciones que también mejorarán la competitividad, con el apoyo adicional de una regulación eficaz. En relación con la lucha contra el cambio climático, se proponen diferentes medidas que promuevan la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y el desarrollo de las energías renovables. Las líneas básicas del documento han sido aprobadas en marzo por los Jefes de Estado y de Gobierno de los 27 Estados Miembros, quienes se comprometieron a conseguir tres objetivos para el año 2020: incrementar la aportación de las energías renovables al mix energético hasta alcanzar el 20% del total de la energía primaria; reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% respecto a 1990; y mejorar la eficiencia energética para conseguir un ahorro del 20% del total de energía primaria. Ciertamente, es un paso importante para que la Unión Europea avance hacia una política energética común, pero es sólo un primer paso porque en ella se proponen objetivos ambiciosos que, sin embargo, exigirán grandes dosis de realismo en su desarrollo y en el establecimiento de medidas concretas para su aplicación efectiva. Pero, además, no se percibe el comienzo de una posición, unida y solidaria, de actuación conjunta ante los grandes bloques productores de materias primas energéticas. Tampoco se postula un avance decidido hacia la creación de un merca-

Por otra parte, surgen ciertas reflexiones iniciales. El objetivo del 20% de energías renovables podría trasladarse en términos de energía eléctrica a un 40% de producción de origen renovable, lo cual parece físicamente complejo y plantea dudas acerca de su eficiencia en términos económicos. De igual manera, la Unión Europea debe ser consciente de que, suponiendo que se alcance un 20% en energías renovables, se necesitará un 80% de energías no renovables para atender el consumo. Por lo tanto será imprescindible encontrar el modo de compatibilizar esta realidad con los objetivos de sostenibilidad y protección medioambiental. De hecho, la Estrategia Europea refuerza el valor estratégico del carbón, combustible considerado imprescindible para hacer frente adecuadamente a la demanda energética de los próximos 25 años. Sus ventajas en términos de seguridad, volumen y diversificación geográfica de las reservas mundiales, su capacidad para arbitrar entre los precios del gas y del CO2 y, su gran flexibilidad, explican las previsiones que apuntan a un fuerte aumento de su consumo en todo el mundo. La Estrategia Europea refleja la realidad de que Europa necesita contar con un aprovisionamiento energético equilibrado y diversificado que refuerce la seguridad de suministro, y por ello debe mantener abiertas todas las opciones tecnológicas, avanzando hacia un modelo en que los combustibles fósiles, que seguirán jugando un papel relevante, puedan ser usados de forma sostenible medioambientalmente.

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Hacia un nuevo modelo de energías fósiles “sostenibles”

Entre los combustibles fósiles, aumenta la participación relativa del gas natural. Su demanda ha aumentado un 3,5% en los últimos treinta años y lo seguirá haciendo en el futuro, debido a las crecientes necesidades de energía de los países emergentes, la menor disponibilidad de crudo y la presión para reducir las emisiones de CO2. El incremento del consumo de gas repercutirá en importantes cambios estructurales en los mercados internacionales. De hecho, se estima que en el horizonte del año 2050 el Gas Natural Licuado (GNL) supondrá el 50% del comercio internacional. El posicionamiento diferencial en GNL de países y empresas energéticas será una ventaja competitiva por la mayor flexibilidad logística de estas nuevas autopistas del gas que cruzan los mares, frente a las redes de gasoductos tradicionales.

La importancia de las políticas de apoyo a la I+D+i y el potencial tecnológico de Europa Parece claro que las políticas de investigación y desarrollo tecnológico van a ser fundamentales para que Europa pueda lograr una matriz energética sostenible. Es una buena noticia el conjunto de mensajes de la Comisión anunciando un aumento sustancial en los esfuerzos en I+D de la Unión Europea, y, en particular, sus actuaciones encaminadas a la articulación de un Plan Estratégico en materia de investigación y desarrollo de tecnologías energéticas. El esfuerzo en investigación y desarrollo, junto con el liderazgo mundial de la Unión Europea en su lucha contra el cambio climático, pueden constituir una oportunidad para el desarrollo de industrias en torno a las tecnologías limpias, que puedan ser transferibles a regiones emergentes que, como parte de su desarrollo, están aumentando fuertemente su consumo energético y, consecuentemente, su emisiones de gases de efecto invernadero.

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Los riesgos de cambio climático no deben, sin embargo, conducir a un pesimismo estéril. Es un hecho que los grandes avances sociales y económicos de la humanidad siempre han estado presididos o acompañados por el desarrollo tecnológico. La innovación tecnológica es una faceta del esfuerzo y el talento humano que ha sido capaz de afrontar los grandes problemas. Si, como se dice, el cambio climático supone graves riesgos de destrucción de nuestro entorno, se deberían dedicar todos los recursos necesarios para fomentar la innovación y las respuestas tecnológicas que logren controlarlo. Dentro de veinte años, Europa emitirá menos del 10% del total de emisiones mundiales de CO2. La aportación de la Unión a la solución del cambio climático, que es el primer problema global que la humanidad aborda conjuntamente, debería ser más importante mediante la investigación y el desarrollo tecnológico que a través de la reducción de sus emisiones.

Los desafíos de España en materia energética La situación española es, evidentemente, un caso particular de la europea. La Estrategia Energética nos obliga y nos afecta. Existen aspectos diferenciales y nuestras carencias energéticas son más acusadas. Como es bien sabido, en materia energética, España está como Europa, pero un poco peor. En efecto, España es una isla eléctrica, en la península Ibérica, porque no hay conexión suficiente a través de los Pirineos. No tenemos gas ni petróleo aunque se han construido buenas infraestructuras de GNL. Tampoco tenemos carbón propio ni en cantidad suficiente. Mantenemos una importante capacidad de producción eléctrica de origen nuclear que no debe ser reducida. Hemos avanzado en renovables y desarrollado una industria relacionada. Con todo ello, nuestra dependencia energética es mayor que la del conjunto de la Unión Europea.

En España, necesitamos, por tanto, reforzar las capacidades de respuesta a los desafíos energéticos; mejorar los marcos regulatorios, cuya claridad y estabilidad son imprescindibles para favorecer las inversiones requeridas; que se garantice el cumplimiento de los principios de suficiencia y aditividad de los costes del servicio, y que, en un marco de creciente liberalización se refuercen las señales de precio en los mercados energéticos. Necesitamos, además, el máximo realismo en la planificación de infraestructuras energéticas, dado el volumen de las inversiones y sus largos plazos de maduración, manteniendo un mix de aprovisionamientos y tecnologías diversificado y equilibrado.

El “carbón sostenible” en el Plan Bigger de UNION FENOSA: replicar la estrategia de integración “gas y electricidad” UNION FENOSA desarrolla sus objetivos de negocio en el marco del Plan Estratégico 2007-2011, que ha sido bautizado como Plan Bigger (Businesses, Investments, Growth X 2, Efficiency and Returns). Dicho Plan se basa en nuestro actual modelo de negocio energético integrado, en la experiencia internacional adquirida en la última década y en nuestra capacidad de desarrollo de infraestructuras energéticas. Su objetivo es alcanzar, en 2011, un beneficio por acción de 4 euros, duplicando los 2 euros de este año, lo que supondría obtener un beneficio neto de 1.200 millones de euros y situar el resultado bruto de explotación (Ebitda) de la compañía por encima de los 3.200 millones de euros. El Plan expone la hipótesis de una capacidad de inversión de hasta 9.000 millones de euros, sin recurso al accionista, que se distribuirá de modo equilibrado tanto geográficamente como entre las distintas ramas del negocio, planteamiento pruden-

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Hacia un nuevo modelo de energías fósiles “sostenibles”

te dadas las indeterminaciones expuestas en la evolución del entorno energético. En el Plan, se consideran las alianzas de UNION FENOSA con nuestros actuales socios como un valioso apoyo para lograr los objetivos. Nos aportan importantes complementariedades y ventajas competitivas que, de cara al futuro, debemos ser capaces de aprovechar más aún para encontrar nuevos proyectos de interés común. UNION FENOSA ha conseguido un posicionamiento estratégico en el negocio del gas. El modelo “gas y electricidad” pretende reproducirse con el carbón, ampliando nuestra presencia en toda la cadena de valor de este combustible. El objetivo es asegurar el suministro a nuestras centrales térmicas a precios estables y competitivos, para lo cual consideramos imprescindible la participación en fuentes propias de abastecimiento. Tendremos que acostumbrarnos a hablar del “carbón sostenible”; de nuevas técnicas para su utilización en la producción de

electricidad, de forma, limpia y eficiente; de turbinas supercríticas de alto rendimiento; y de avance hacia procesos de captura y secuestro de CO2. Coherentemente con ello, a finales del ejercicio 2006, UNION FENOSA llegó a un acuerdo para la adquisición del 70% de la sociedad Kangra Coal, que explota una mina de carbón en Sudáfrica, con una producción anual de 2,4 millones de toneladas de hulla y antracita y con más de 80 millones de toneladas en reservas. El Plan de Carbón Limpio de UNION FENOSA se concreta a corto plazo en el desarrollo, en todas nuestras centrales de carbón, de mejoras para reducir las emisiones de gases contaminantes y partículas, con una inversión de 200 millones de euros hasta 2008. También se ha puesto en marcha un programa para transformar la central térmica de Meirama, de manera que utilice carbón de importación con bajo contenido en azufre. El Plan Carbón Limpio incluye, además, la búsqueda de emplazamientos para el desarrollo de 1.200 MW con tecnología de centrales supercríticas, que

ofrecen una eficiencia térmica superior a las centrales convencionales. UNION FENOSA participa también en el Proyecto Cenit de investigación tecnológica promovido por el Ministerio de Industria, enfocado al desarrollo de tecnologías de reducción, captura, almacenamiento y reutilización del CO2. Aspiramos, además, a participar en una de las dos centrales de demostración de carbón sostenible solicitadas por España en el marco de la nueva estrategia energética impulsada por la Unión Europea, que pretende poner en marcha 12 plantas de este tipo antes de 2015. En definitiva, el carbón es hoy un combustible básico en la generación de UNION FENOSA y por ello ocupa un papel central en el Plan Bigger. Probablemente en los planes de nuestros competidores tendrá que ocuparlo también, antes o después, dado que parece evidente que el modelo energético seguirá basado en combustibles fósiles utilizados con tecnologías que reduzcan impactos medioambientales. n

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Plataforma tecnologica Española del CO2

mä~í~Ñçêã~=íÉÅåçäçÖáÅ~=bëé~¥çä~ ÇÉä=`lO Santiago Sabugal Presidente de la Plataforma Española de CO2

Casi nadie cuestiona que hay una alteración en el comportamiento del clima que se manifiesta en un incremento de la temperatura media. Es cierto que a lo largo de la historia del planeta se han producido otras alteraciones climáticas que han dado lugar a flujos migratorios y cambios en los ecosistemas. Lo que diferencia la actual alteración climática de las pasadas, es que esta se está produciendo coincidiendo con un incremento en la atmósfera de gases de efecto invernadero principalmente CO2, incremento debido a la actividad antropogénica. El conocimiento de los cambios climáticos de épocas pasadas, alguno debido a emisiones naturales de gases de efecto invernadero, nos enseña que una vez que se produce la alternativa climática, su normalización lleva siglos aunque cese la emisión de los gases precursores. Por todas estas consideraciones hay una mayor conciencia social de frenar el incremento de estos gases en la atmósfera sin que superen valores que podrían producir alteraciones catastróficas del clima. La evidencia de las alteraciones en el clima y de sus consecuencias llevan a los gobiernos e instituciones internacionales a proponer actuaciones como el protocolo de Kioto, que comprometan a los gobiernos a llevar a cabo acciones concretas para reducir las emisiones de gases nocivos para el clima. Pero no solo se ponen en marcha actuaciones supra-gubernamentales y de los gobiernos, ya que la concienciación social del problema mueve a organizaciones diversas para luchar contra el cambio climático y en este contexto se inscribe la Plataforma Española 16

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del CO2 – PTECO2 – que aglutina a la mayoría de los sectores implicados bien directamente en las emisiones ó en desarrollar y aportar soluciones científicas y tecnológicas que posibiliten el que España cumpla los compromisos de reducción de emisiones de gases con efecto invernadero. Es esta una iniciativa social apoyada por la Administración con quien trabaja la PTECO2 estableciendo objetivos concretos, como son el itinerario tecnológico para el desarrollo e implantación de las tecnologías de captura, la búsqueda y caracterización de almacenamientos idóneos y el planteamiento de una estrategia para el transporte y vigilancia de estas infraestructuras que den seguridad y confianza a la población sobre la agencia de riesgos para la salud. Asimismo la PTECO2 y la administración abordan en grupos de trabajo, los mecanismos regulatorios y de I+D para incentivar el desarrollo e implantación de dichas tecnologías, las modificaciones legislativas para el almacenamiento subterráneo de CO2, las adaptaciones a la legislación española de las directivas que sobre esta materia vayan emanando desde la UE., especialmente en aspectos medioambientales y de monitorización y vigilancia de las instalaciones de transporte y almacenamiento. Otro aspecto que aborda la PTECO2 es la promoción de estudios universitarios para formar profesionales en las tecnologías de captura, transporte y almacenamiento. La PTECO2 con poco más de un año de vida, está abierta a todos los estamentos

sociales contando en la actualidad con 51 miembros de los cuales 21 son empresas, 11 universidades, 7 centros del Consejo Superior de Investigaciones Científicas, 7 centros tecnológicos, 2 representantes de las administraciones públicas, 1 organismo público de investigación, 1 empresa pública y un partido político. Aunque el objetivo inicial de captura va dirigido a los grandes focos estacionarios emisores de CO2, como centrales térmicas, siderúrgicas, refinerías, cementeras, …. etc., el desarrollo de toda una red de captura, transporte y almacenamiento de CO2 es mucho más ambicioso en el tiempo para poder reducir un 30% las actuales emisiones de CO2 y ser uno de los pilares básicos de la actuación contra el calentamiento global junto con las energías renovables, la eficiencia energética y la energía nuclear. La PTECO2 tiene vocación de pilotar el cambio tecnológico y cultural que va a suponer la implantación a gran escala, de las tecnologías de captura, transporte y almacenamiento de CO2 , de concienciar a la sociedad sobre el cambio de hábitos de ahorro y mayor eficiencias en el uso de los combustibles fósiles y de ayudar a la industria española a encontrar los nichos tecnológicos que le permitan tener un papel destacado en estas nuevas tecnologías. También de concienciar a la sociedad de que en primera instancia la reducción de las emisiones de CO2 a los niveles de 1990 tendrá un coste que se puede estimar en el 1% anual del PIB, pero que este sacrificio inicial evitará costes mayores de no frenarse el calentamiento global.n

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La experiencia piloto de Elcogás

i~=ÉñéÉêáÉåÅá~=éáäçíç=ÇÉ=bäÅçÖ•ë Ignacio Méndez-Vigo Vega de Seoane Consejero Delegado Elcogás

Elcogas es propietaria de la planta de gasificación de carbón integrada en un ciclo combinado que está funcionando en Puertollano desde el año 1996. Esta planta responde a las necesidades de principios de los años 90 de buscar solución a la producción de electricidad con carbón, disminuy endo el impacto medioambiental, por la drástica discriminación de partículas y gases ácidos emitidos y , teniendo en cuenta los altos rendimientos conseguidos con la tecnología GICC, la correspondiente disminución de emisiones de CO2.

En el mundo desarrollado crece el convencimiento de que no se puede prescindir de la producción de energía eléctrica con carbón y que en el siglo XXI no es suficiente con las aplicaciones tecnológicas de “carbón limpio ” sino que hay que desarrollar tecnologías de “carbón limpio – carbono bajo”.

todas las plantas de carbón sean de captura y almacenamiento, aunque dicho objetivo debería condicionarse a los resultados técnicos y económicos que se obtengan de la fase de demostración”.

En este sentido, el último boletín de información y análisis del sector eléctrico, Electricidad, número 30, mayo 2007 al analizar las últimas propuestas de la Comisión Europea en relación con la política energética para Europa, considera lo siguiente:

La Oportunidad de Elcogas

• “La búsqueda de un futuro sostenible para los combustibles fósiles cae de lleno en el campo de la investigación y desarrollo tecnológico. Si la captura de las emisiones de CO2 ya es un hecho en plantas pequeñas, su aplicación en grandes plantas de generación ha de ser convenientemente probada y, por tanto, resulta acertada la propuesta de construir y operar una serie de plantas de demostración en Europa, confiando en que se realice en España. En este sentido se está de acuerdo en plantear objetivos ambiciosos en este campo, como el relativo a que a partir del 2020

El proceso se desarrolla en precombustión por lo que el volumen de gases a tratar es muy inferior al que se debe considerar en instalaciones convencionales y la separación de CO2 de la corriente de gas sintético permite la utilización de un gas rico en hidrógeno que puede ser base en el tránsito hacia una economía del hidrógeno.

Se reconoce en el universo científico y tecnológico que la gasificación del carbón proporciona un impulso adicional a las posibilidades de captura de CO2.

De hecho, de las opciones tecnológicas de captura de CO2, es la única que desde hace tiempo se aplica a escala similar a la de centrales térmicas de generación eléctrica, con el fin de producción de amoníaco o hidrógeno. Lo que facilita su implan-

tación inmediata, con el necesario desarrollo de los procesos integrados en una central de producción de electricidad. El potencial de futuro de este tipo de plantas parece hoy muy atractivo por estas razones. Elcogas, que dispone del gas sintético, pretende demostrar que los resultados técnicos y económicos de este proceso pondrán a esta tecnología en la primera línea del combate contra el cambio climático.

La Planta Piloto de ELCOGAS En la instalación existente en Puertollano se gasifica una mezcla de carbón y coque de petróleo obteniéndose un gas de síntesis que, una vez depurado tiene las siguientes características: Presión: Temperatura: Composición:

22,6 bar 140ºC 60,4% CO 22,0% H2 2,6% CO2 14 % N2 1% Ar

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La experiencia piloto de Elcogás

La planta piloto de Elcogas utilizará una extracción del 2% de este gas para demostrar la posibilidad de la captura de CO2 y obtener los resultados técnicos y económicos aplicables a la instalación.

Fases del Proceso 1º.Reacción con vapor media presión. En un reactor “shift” se alimenta vapor de media presión y se obtiene una reacción catalítica : CO + H2O ? CO2 + H2 Se obtiene un gas enriquecido en hidrógeno de la siguiente composición: 50,5% H2 39,0% CO2 1,9% CO 8,6% N2+Ar 2º.Separación de CO2 Este gas pasa por una columna de absorción de CO2 en la que se lava el gas en contracorriente con aminas que absorben el CO2 y las trazas de SH2 existentes. El CO2 se desorbe de la amina por variaciones en su temperatura y queda dispuesto para su utilización. Obteniéndose unas 100 t/d De la columna de separación se obtiene un gas no absorbido que tiene la siguiente composición: 77,4% H2 6,5% CO2 2,9% CO 13,2% N2 + Ar

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3º.Depuración de Hidrógeno La planta piloto valorará también la posibilidad de producción de hidrógeno puro partiendo del gas a la salida de la columna de absorción. El proceso consiste en depurar el hidrógeno en una unidad PSA en la que tienen lugar variaciones de presión a lo largo de lechos adsorbentes y se obtiene finalmente hidrógeno con una pureza del 99,99% y un gas combustible pobre que se puede recircular hacia el gas sintético original o utilizar como fuente de calor adicional para otros procesos. La cantidad de hidrógeno puro producida por la planta es 2000 Nm3 por hora.

Programa de la planta A lo largo del año 2006 y principios del año 2007 se ha definido el proceso.

El Proyecto El proyecto de la planta piloto se presentó a la primera convocatoria del Ministerio de Educación y Ciencia para Proyectos Científico-Tecnológicos Singulares y de Carácter Estratégico integrado dentro de una iniciativa española coordinada, y ha sido aprobado en sus sucesivas convocatorias: • Proyecto Singular Estratégico Título: “Tecnologías Avanzadas de Generación, Captura y Almacenamiento de CO2”. • Objetivos: a. Desarrollo de tecnologías de captura de CO2 que permitan uso sostenible del carbón en generación eléctrica. b. Desarrollo de tecnologías de conversión que faciliten la captura del CO2 c. Desarrollo de capacidades de almacenamiento geológico profundo del CO2 capturado.

El suministro de materiales se realizará entre el segundo semestre de 2007 y el primero de 2008. La construcción comenzará a finales de 2007 y la puesta en marcha en el segundo semestre de 2008.

Este proyecto coordinado se dividió en varios subproyectos:

Los ensayos en planta piloto se extenderán desde finales de 2008 a principios de 2010.

2. Captura de CO2 – Tecnologías de Post-combustión (ENDESA).

1. Captura de CO2 – Tecnologías de pre-combustión (ELCOGAS).

3. Captura de CO2 – Tecnologías de oxi-combustión (CIEMAT).

Presupuesto y participantes ELCOGAS UCLM INCAR – CSIC CIEMAT

15.620.000 1.690.000 580.000 610.000

4. Almacenamiento geológico de CO2 (IGME). 5. Aceptabilidad y gobernanza en los procesos de almacenamiento de CO2 (CIEMAT).

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La experiencia piloto de Elcogás

- PSE – Sub-proyecto 1: Captura de CO2 en pre-combustión. - Objetivo global. Validar a escala industrial, explorando también alternativas a escala de laboratorio, las tecnologías de la separación de CO2 en precombustión con producción de H2 en una planta de tecnología GICC.

bilidad de coproducción de H2 y electricidad. - Aumento de la competitividad de la industria española. La Junta de Comunidades de Castilla La Mancha y el Ministerio de Educación y Ciencia han suscrito un acuerdo marco para la coordinación de actuaciones en materia de investigación científica, desarrollo e innovación tecnológica.

- Objetivos específicos: Reducción de las emisiones de CO2 procedentes de grandes centrales eléctricas alimentadas por combustibles fósiles y demostración de la via-

En este contexto, la Consejería de Educación y Ciencia de la Junta de Comunidades de Castilla – La Mancha, realizó en febrero de 2007, una convocatoria de apoyo complementario a los Proyectos

Científico-Singulares de Carácter Estratégico aprobados por el MEC, mediante una subvención adicional a las entidades que desarrollen las actividades del Proyecto en Castilla – La Mancha. Esta convocatoria se encuadra dentro del Plan Regional de Investigación Científica, Desarrollo Tecnológico e Innovación de Castilla – La Mancha (PRINCET). La Consejería ha resuelto esta convocatoria y ha aprobado la propuesta conjunta presentada por ELCOGAS y la Universidad de Castilla La Mancha, resultando su aportación decisiva en el lanzamiento de la construcción de la planta piloto y resto de actividades contempladas. n

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Actividad del Instituto Geológico y Minero de España en almacenamiento Geologico de CO2

^ÅíáîáÇ~Ç=ÇÉä=fåëíáíìíç= dÉçäμÖáÅç=ó=jáåÉêç=ÇÉ=bëé~¥~= Éå=~äã~ÅÉå~ãáÉåíç= dÉçäçÖáÅç=ÇÉ=`lO= José Pedro Calvo Sorando Director General del Instituto Geológico y Minero de España (IGME) Miguel Ángel Zapatero Rodríguez Coordinador General del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME Roberto Martínez Orío Técnico de I+D del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME Isabel Suárez Díaz Técnico Superior del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, IGME

Introducción El Instituto Geológico y Minero de España (IGME) es un Organismo Público de Investigación adscrito al Ministerio de Educación y Ciencia. Su actividad en el campo de la captura y almacenamiento de CO2 (CAC) se remonta a finales de 2002. En dicho año y coincidiendo con la celebración del 5º Congreso de la Agencia Internacional de la Energía sobre Tecnologías de Gases de Efecto Invernadero (IEAGHGT 5, Kyoto, Japón), el IGME empezó a plantear su actividad en el desarrollo de estas nuevas tecnologías, orientando hacia ellas a su equipo de estudio de Metano en Capa de Carbón, que ya funcionaba con anterioridad.

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A raíz de los primeros trabajos llevados a cabo con la aplicación de tecnologías CAC en el periodo 2003–2004, el entonces Ministerio de Ciencia y Tecnología adjudicó al IGME, dentro del Programa PROFIT, una subvención para la realización del primer proyecto español de almacenamiento de CO2, en cooperación con la empresa ELCOGAS. Dicho proyecto se denominó Estudio de las posibilidades de almacenamiento del CO2 de la central eléctrica de Puertollano (ALCO2). En 2005, el IGME entró a formar parte del Proyecto Singular Estratégico Tecnologías avanzadas de generación, captura y almacenamiento de CO2, liderado por el CIEMAT, dentro del cual el liderazgo del Subproyecto de Almacenamiento Geológico

de CO2 fue confiado al IGME. Este proyecto ha recibido sucesivas subvenciones por parte del Ministerio de Educación y Ciencia, y ha ido agrupando a los principales actores del desarrollo de las tecnologías CAC en España. En 2006 se produjo un espaldarazo a las actividades del IGME con el inicio de dos proyectos de primer nivel, el CENIT CO2, de carácter nacional y financiado por el CDTI, y el Proyecto Geocapacity, con una escala de trabajo europea y financiado por el VI Programa Marco de la Comisión. En el primero de ellos, el IGME participa como colaborador de ENDESA en la exploración de almacenes potenciales de CO2 en formaciones profundas con agua salada, con el fin de realizar el primer ensayo

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piloto de inyección en España. Asimismo, el IGME es parte del módulo de difusión y comunicación, en el marco del cual ha ejercido la secretaría de organización de la I Jornada CENIT CO2 sobre captura y almacenamiento de CO2, celebrada en el CSIC el pasado 9 de Mayo. En cuanto a Geocapacity, se trata de una prolongación del proyecto europeo GESTCO, pionero en la generación de metodologías de evaluación de capacidades de almacenamiento de las formaciones geológicas, cuyos primeros resultados serán publicados muy pronto por el IGME. Esta actividad en la esfera europea se pretende continuar en el seno del VII Programa Marco. La actividad del IGME en el campo del Almacenamiento Geológico de CO2 no se ha ceñido únicamente a proyectos concretos, pasando a ser miembro activo de diversos foros nacionales e internacionales, como es el caso de la Plataforma Europea de Emisión Cero (ZEFFPP), la Red CO2Net o Energ Network en el ámbito europeo y la Plataforma Tecnológica Española del CO2 a escala nacional. Asimismo, técnicos del Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2 en el IGME han participado en grupos de trabajo legislativos de la Comisión Europea en Bruselas, asesorando a la Administración General del Estado en el ámbito del Almacenamiento Geológico de CO2. La importancia que representa para el IGME esta problemática queda patente en el hecho de que configura una de sus siete líneas mayores de investigación científicotecnológicas (Geología del Subsuelo y Almacenamiento Geológico de CO2) definidas en el nuevo Plan Estratégico del organismo.

El Almacenamiento Geológico de CO2 El Almacenamiento Geológico de CO2 es, actualmente, una de las vías más promete-

Figura 1. Opciones de Almacenamiento Geológico de CO2 (Geoenergy, nº 12, Junio 2006).

doras de mitigación del Efecto Invernadero provocado por los gases, especialmente dióxido de carbono, emitidos por el hombre a la atmósfera. El proceso de almacenamiento de CO2 es relativamente conocido, ya que, desde hace décadas, se ha empleado un método muy similar en la industria del petróleo con objeto de incrementar la recuperación en campos petrolíferos en vías de agotamiento. El CO2 es capturado en un centro de emisión, proceso para el que se propugnan diversos métodos en etapas de variada maduración tecnológica, y transportado por gaseoductos o camiones hasta el emplazamiento donde será inyectado hasta alcanzar una profundidad considerable. Las opciones del almacenamiento geológico de CO2 son muy diversas (Figura 1), centrándose esencialmente en el aprovechamiento como almacenes favorables de formaciones permeables profundas con agua salada y depósitos, agotados o en vías de agotamiento, de petróleo y gas. Se manejan también otras opciones, como es el caso de las capas de carbón ricas en metano, las rocas ultrabásicas o los diapiros salinos, opciones que, por distintos

motivos, tienen un desarrollo esperado menor. En el caso de España, y debido a la escasez de recursos de hidrocarburos, las formaciones con agua salada se perfilan como la principal opción, sin olvidar otras que, como es el caso de las capas de carbón, pueden resultar localmente muy interesantes. Por esta razón, otra de las aportaciones relevantes del IGME a los proyectos de Almacenamiento Geológico de CO2 es la amplísima base documental de que dispone. Así, el IGME dispone de una parte muy importante de la información de subsuelo generada por la exploración realizada en España desde muy diferentes ámbitos, sea la investigación derivada de la prospección de petróleo, la investigación de sustancias minerales u otras. En el momento actual se plantean retos importantes, dentro de los cuales el más urgente es quizás la identificación del potencial de almacenamiento de las formaciones geológicas españolas, con el fin de confirmar que la opción de Almacenamiento Geológico de CO2 es viable en España. Por el momento, los resultados son bastante halagüeños.

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Paralelamente, se están estudiando otros aspectos, como son la seguridad y control de los almacenamientos, la definición de los procesos naturales que se desarrollarán en la roca que almacene el CO2, los métodos de monitorización y de cuantificación del ritmo viable de inyección etc. En todos ellos está participando el IGME a través de su Grupo de Almacenamiento de CO2, con la colaboración de otros muchos técnicos.

El Almacenamiento Geológico de CO2 en el contexto de las opciones de mitigación Sin lugar a dudas, no es el Almacenamiento Geológico de CO2 la única opción de mitigación de las emisiones de gases de efecto invernadero y posiblemente tampoco es la de mayor relevancia. Las estrategias dirigidas directamente a reducir emisiones y a hacer más eficientes los procesos de generación energética ocupan sin duda un papel central. Sin embargo, los principales foros de expertos en procesos relacionados con las emisiones de CO2 a la atmósfera siempre incluyen en sus propuestas la CAC como una de las opciones de mitigación, dándole un mayor o menor peso. Las conclusiones del Panel Intergubernamental de Cambio Climático incluyen la CAC como una más de las soluciones al proceso de calentamiento global derivado de las emisiones a la atmósfera, cuya incidencia es previsible que aumente hasta 2050 y disminuya progresivamente hacia finales de siglo. Por esta razón, las tecnologías CAC han sido incluidas como parte integrante de la Estrategia Española de Cambio Climático y Energía Limpia publicada recientemente por el Ministerio de Medio Ambiente, y también como Área de Interés en el Programa de Energía del VII Programa Marco de la UE.

Figura 2. Diagrama de fases del CO2 en función de la presión y la temperatura.

fundidad (Figura 2). De esta manera, mientras en condiciones normales de superficie, una tonelada de gas ocupa un volumen de 509 m3, a una presión de 100 bares y 31ºC podría ocupar tan sólo 1,3 m3; es decir, 400 veces menos espacio. Así pues, parece claro que si se logra encontrar un almacén rocoso profundo, aislado de la superficie y con un volumen poroso suficiente, esa formación rocosa podría albergar cantidades muy significativas de CO2, evitando de esta manera su

emisión a la atmósfera y, por tanto, su contribución al Efecto Invernadero.

Tipos de almacenes y mecanismos de entrampamiento Existen diversas clasificaciones de los tipos de almacenes geológicos de CO2 en función de muy distintas características. Aquí se expone una de estas clasificaciones, basada en la existencia o no de retorno económico de la operación (Figura 3). Este factor económico se considera de mucha

El interés del uso de las tecnologías de CAC va estrechamente ligado al extraordinario aumento de densidad que experimenta el CO2 derivado del aumento de presión que sufre al ser inyectado en proFigura 3. Opciones de almacenamiento según su capacidad de generar un retorno económico a la operación de inyección (IGME, 2006).

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flujos de agua, y el entrampamiento residual, por el que el CO2 va “mojando” los espacios irreductibles de poro. El caso de los procesos químicos es, generalmente, mucho más lento, aunque existe una excepción. Se trata del entrampamiento por adsorción, que se produce en el seno de las capas de carbón, por el cual el CO2 queda adherido a las paredes internas de los poros del carbón que, en contra de la creencia general, es un material con mucha superficie específica de porosidad. Otros mecanismos químicos son el entrampamiento por solubilidad, en el que el CO2 se disuelve en el agua de formación, y el entrampamiento mineral, que supone la reacción del CO2 con la roca los fluidos de formación. Figura 4. Desarrollo temporal de los mecanismos de entrampamiento desde el inicio de la inyección de CO2 (CSLF, 2007).

importancia, especialmente en los primeros pasos de implantación de las tecnologías CAC. Almacenes económicos: son aquellos en los que la inyección de CO2 en la roca almacén implica una recuperación de hidrocarburos, de tal manera que se mitiga el coste del almacenamiento e incluso, en algunos casos, convertir la operación en beneficiosa. En este grupo se incluyen los yacimientos de petróleo y gas en vías de agotamiento y los carbones con alto contenido en metano. En ellos la inyección provoca un desplazamiento del hidrocarburo original hacia pozos de extracción y aprovechamiento. Estos almacenes son, además, los mejor conocidos, y que hayan contenido hidrocarburos durante millones de años es la prueba más clara de su estanqueidad.

pado en el almacén es, al menos en parte, diferente. Existen mecanismos de entrampamiento en los que predomina la componente física y el CO2 queda inmovilizado como gas libre o fluido supercrítico, y otros de carácter químico, en los que el CO2 interacciona con la roca almacén o los fluidos contenidos en ella (Figura 4). En los mecanismos físicos se distingue el entrampamiento estático o estructural, en el que el CO2 encuentra una barrera impermeable que le impide subir hacia la superficie. Constituye el mecanismo más inmediato en campos de gas y petróleo, formaciones con agua salada y cavernas de sal. También son mecanismos físicos el entrampamiento hidrodinámico, mediante el cual el CO2 se fija por la presión de los

Capacidad de almacenamiento geológico de CO2 No todos los tipos de almacén presentan las mismas capacidades de almacenamiento, ni son capaces de aguantar los ritmos necesarios de inyección. Así, y según la Plataforma Europea de Plantas de Emisión Cer (ZEFFPP), en una escala en la que la capacidad en rocas básicas y ultrabásicas fuera 1, la capacidad en carbones estaría en 10, la de yacimientos de gas y petróleo en 100 y la de las formaciones con agua salada en 1000 (figura 5). Esta escala se refiere a un ámbito planetario, pero está claro que en cada país la proporción varía.

Almacenes no económicos: son aquellos en que el coste de la operación no tiene ningún tipo de retorno, más allá del derivado de la no emisión de gases de Efecto Invernadero a la atmósfera. En este grupo se incluyen las formaciones permeables profundas con agua salada (más de 10.000 ppm de sólidos disueltos), rocas básicas y ultrabásicas y depósitos de sal. En cada uno de estos tipos de almacén, el mecanismo por el cual el CO2 queda atra-

Figura 6. Esquema de capacidades de almacenamiento según esquema de recursos y reservas (CSLF, 2006).

Figura 5. Capacidades potenciales de almacenamiento (Gt de C, aproximadamente 3,5 veces más en CO2) según tipo de almacén (NETL, 2004).

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Uno de los principios fundamentales para cualquier evaluación de capacidad debe ser ponerse de acuerdo en la formulación necesaria para realizarla. En este caso, después de una larga discusión científica sobre distintas posibilidades de formulación, parece que se ha llegado a una metodología común de estimación de capacidades (ver “Estimation of CO2 storage capacity in geological media” Bachu et al., 2007). En cualquier caso, es evidente que el grado de conocimiento de las formaciones y estructuras influye en la precisión con que se puede determinar la capacidad de una formación en un determinado emplazamiento. Por esta razón, se ha estructurado la determinación de capacidades según un esquema clásico de recursos – reservas mineros, en el que la base de la pirámide correspondería a la capacidad teórica y la parte superior a la capacidad segura (Figura 6).

Potencial de almacenamiento en España

Figura 7. Escalas de trabajo para las diferentes etapas de estudio de almacenes de CO2 (Modificado de CSLF por Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2 del IGME).

La capacidad teórica será siempre mayor y su confirmación como capacidad segura será cada vez más costosa a medida que se vaya reduciendo el ámbito de estudio (Figura 7).

Es un hecho que España no es un país rico en hidrocarburos. La producción histórica ha sido poco importante y las reservas actuales son muy escasas. Si a estas circunstancias naturales se une que los pocos campos de hidrocarburos explotados están siendo destinados a almacenamientos de gas de natural, hay que concluir que las posibilidades de Almacenamiento Geológico de CO2 en estos yacimientos van a ser muy poco relevantes. A todo esto se añade el agravante del relativamente escaso conocimiento del subsuelo nacional, precisamente por la falta de yacimientos significativos. Por otra parte, en algunas zonas del país existen cuencas carboníferas con altos contenidos en metano, y aunque a escala nacional no parece que vayan a representar una capacidad de almacenamiento

Figura 8. División del territorio nacional en función de las posibles zonas de interés para el almacenamiento geológico de CO2 (IGME – Grupo de Almacenamiento Geológico de CO2, 2006)

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muy relevante, localmente pueden dar lugar a proyectos de mucho interés desde todos los puntos de vista (energético, medioambiental y de almacenamiento de CO2). Dada la gran extensión de nuestras cuencas sedimentarias, las mayores posibilidades de Almacenamiento Geológico de CO2 en España residen en las formaciones profundas con agua salada, con un alto potencial de albergar cantidades muy importantes de CO2 de una manera segura y permanente (Figura 8). Por esta razón, el IGME está realizando un gran esfuerzo en la identificación de formaciones con agua salada susceptibles de poder funcionar como almacenes de CO2, y con este motivo estructuró un Grupo de

Almacenamiento Geológico de CO2 ya a finales de 2005 a partir de un núcleo investigadores sobre recursos energéticos que venía trabajando desde 2003. Este Grupo, a través de su participación en los proyectos nacionales e internacionales anteriormente comentados, ha recopilado de forma amplia información disponible sobre el subsuelo español a partir de muy diversas fuentes, empleando los métodos de cálculo más comúnmente aceptados en Europa y Estados Unidos para determinar la capacidad teórica de las formaciones españolas, con especial énfasis en las formaciones con agua salada y las cuencas carboníferas.

serán pronto publicados, siendo en cualquier caso muy esperanzadores. Aunque se detallarán adecuadamente, sí se puede dar como primera estimación de capacidad teórica una cifra en torno a 45–50 Gigatoneladas, lo que supone entre 80 y 100 años de las emisiones actuales de CO2 en España. De ir confirmándose estas cifras, el Almacenamiento Geológico de CO2 podría asumir en nuestro país el rol que los expertos del IPCC y la Estrategia de la Comisión Europea le asignan, complementando los imprescindibles desarrollos en eficiencia energética y energías renovables para conseguir los objetivos de estabilización de concentraciones atmosféricas de CO2. n

Como consecuencia de esta labor, se ha evaluado el potencial español en este campo. Los resultados de esta evaluación

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La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa

i~=çéáåáμå=é∫ÄäáÅ~=ëçÄêÉ=ä~ ÉåÉêÖ∞~=åìÅäÉ~ê=Éå=bëé~¥~= ó=Éå=bìêçé~ Víctor Pérez-Díaz Catedrático de Sociología - Universiad Complutense de Madrid Juan Carlos Rodríguez Profesor de Sociología - Universidad Complutense de Madrid

En una contribución anterior a Cuadernos de Energía (Pérez-Díaz y Rodríguez, 2006) defendíamos la especial necesidad que España tiene de una política y una discusión pública sobre energía razonables, ante los enormes retos que en este ámbito afronta nuestro país. Una discusión pública así no puede desentenderse de ciertos temas, por más que sean vistos por bastantes de los participantes en el debate o por la gran mayoría de la población como temas tabú. Esto se aplica al peso que haya de tener la energía nuclear en nuestro menú de fuentes energéticas. El debate público sobre este tema tendrá que tener en cuenta, en cualquier caso, las líneas básicas de la opinión pública al respecto, las actitudes que subyacen a esa opinión pública, así como el proceso de formación de esas actitudes. En este artículo ofrecemos una breve respuesta a estas cuestiones, situando el caso español en el marco de la opinión pública sobre la energía nuclear predominante en la Unión Europea.1

El retorno de la energía nuclear a la palestra internacional y la española Problemas y retos como los de la carestía del petróleo, la conveniencia de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, las incertidumbres geopolíticas asociadas a la producción y distribución de energía, entre otros, han facilitado el retorno de la cuestión de los usos pacíficos de la energía nuclear al centro del debate. Algunos de los países que tradicionalmente han confiado en ella han renovado (Francia, Rusia, Finlandia) o están a punto de renovar (Reino Unido, Estados Unidos) su apuesta estratégica. Los gobiernos de algunos países que la han desestimado se lo están pensando dos veces (Alemania, Suecia). Países “nucleares” de tradición más reciente están apostando cada vez más por esta energía, tales como China, India, Brasil o Argentina.

Esas decisiones se han visto acompañadas por una recuperación de los argumentos favorables a la energía nuclear en los principales foros internacionales.2 Sus principales defensores son organizaciones internacionales como la Agencia Internacional de la Energía, representantes de empresas energéticas o de sus asociaciones, expertos y técnicos varios, así como algunos miembros destacados de las clases políticas nacionales y europeas. En síntesis, sus argumentos siguen dos vías. La más prudente es la de plantear como un lujo que no pueden permitirse las sociedades avanzadas el excluir lo nuclear del debate energético. La más decidida es apostar por seguir confiando en la energía nuclear o potenciar su desarrollo futuro, apoyándose en varios razonamientos. Primero, la energía nuclear casi no contribuye al aumento de emisiones de gases de efecto invernadero. Segundo, sirve para reducir la dependencia energética exterior, un problema cada vez más grave por la inestabilidad geopolítica de zonas como Oriente

Este artículo es una versión muy reducida del publicado como “Discusión y opinión pública sobre la energía nuclear en España”, en el número 5 de Panorama Social (Rodríguez y Pérez-Díaz, 2007).

1

Véase, por todos, el World energy Outlook 2006, de la Agencia Internacional de la Energía (IEA, 2006), y las tomas de posición del Foro de la Industria Nuclear (en www.foronuclear.org).

2

26

Cuadernos de Energía

La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa

Medio o Rusia/Ucrania, o las políticas antioccidentales de países como Irán o Venezuela. Tercero, quizá el encarecimiento de los precios del petróleo no sea tan coyuntural como en el pasado, y se mantenga mucho más tiempo; incluso puede que estemos llegando a la cima de la producción de petróleo. La energía nuclear ha de ser un plato necesario en el menú de transición hacia un futuro menos dependiente del petróleo y del gas natural. Cuarto, nuestras sociedades necesitan un suministro de energía garantizado, para lo cual es imprescindible la energía nuclear, que es mucho más fiable que renovables como la solar, la eólica o la hidráulica. Por último, es muy probable que la demanda de energía siga aumentando en el corto y el medio plazo, en consonancia con el aumento del nivel de vida de las sociedades avanzadas y las menos desarrolladas. Para hacer frente a ese aumento necesitamos la contribución de la energía nuclear. Sobra decir que todos esos argumentos siguen enfrentándose a otro poderosísimo, sobre todo por su peso en la opinión pública. No ya el que enfatiza la seguridad de las centrales nucleares, o el del riesgo de proliferación nuclear por parte de grupos terroristas o estados “gamberros”, sino el que pone el acento en la cuestión de cómo disponer de manera segura de los residuos de alta radioactividad, irresuelta para muchos.3 En España, además de que el Foro de la Industria Nuclear haya mantenido viva la llama de la conveniencia de seguir desarrollando la energía nuclear, desde el año 2005, un conjunto amplio de asociaciones empresariales han solicitado una discusión abierta sobre el tema. Algunas han propuesto construir más centrales nucleares. Entre éstas se encuentran el Círculo de Empresarios, la Cámara de Barcelona, el Consejo Superior de Cámaras, UNESA y, en particular, la CEOE, que ha propuesto duplicar la capacidad nuclear española. En esta ocasión, los sindicatos se han puesto de parte de los empresarios, con pronunciamientos nítidamente opuestos a la pos-

tura contraria a la energía nuclear de grupos políticos como IU o asociaciones como Greenpeace. Los máximos líderes de los dos grandes sindicatos, especialmente José María Fidalgo, se han pronunciado claramente a favor de mantener la energía nuclear en el menú de fuentes. La clase política ha estado menos activa en este debate. El PSOE mantiene, en principio, una postura de abandonar la energía nuclear en el largo plazo, oponiéndose en la práctica a acelerar el cierre de las centrales y no negándose a prolongar la actividad de algunas. El Partido Popular no tiene una posición oficial clara, aunque algún representante destacado ha recordado que España no puede prescindir de ninguna fuente de energía si se quiere seguir creciendo económicamente y cumplir con el Protocolo de Kioto. La posición que defiende el cierre temprano de las centrales es minoritaria, pues sólo la defiende, entre los partidos de ámbito nacional, IU. Sin embargo, es afín a la de organizaciones sociales muy activas, como Greenpeace, y tiene, en principio, bastante predicamento en la opinión pública.

La opinión pública española: el rechazo a la energía nuclear y algunas de sus razones En términos generales, una mayoría clara de los españoles es contraria a la energía nuclear, como atestiguan varios Eurobarómetros de los últimos años. En febreromarzo de 2005, un 71% de los españoles mayores de edad encuestados se mostró contrario a la energía producida mediante centrales nucleares, y sólo un 16% se mostró a favor, quedando España como el quinto país de la Europa de los 25 (UE25) por nivel de rechazo, lejos de la media del conjunto (55% en contra, 37% a favor) (European Commission, 2005). En mayo-junio de 2006, sin embargo, la opinión española no destacaba tanto: los que rechazaban la energía nuclear en

España eran un 47%, los favorables eran un 26%, y los que mantenían una postura neutra, un 13% (European Commission, 2007b). En este caso, los porcentajes son parecidos a la media europea (48, 32 y 13%, respectivamente), con 13 países que reflejaban un rechazo mayor que el español. En octubre-noviembre de 2006, un 55% de los encuestados españoles eligió la opción que afirmaba que los riesgos de la energía nuclear superaban a sus ventajas, frente a un 23% que eligió la contraria (las ventajas superan a los riesgos) (European Commission, 2007c). Ello suponía un nivel relativo de rechazo algo superior a la media de la UE25 (53 vs 33%). Por último, en febrero de 2007, un 72% de los españoles prefirió la afirmación contraria a la energía nuclear (“la proporción de la energía nuclear debería disminuir, pues presenta problemas de seguridad, como los residuos nucleares o peligro de accidentes”), y sólo un 18% escogió la favorable (“la proporción de la energía nuclear debería aumentar, puesto que no contribuye al cambio climático o al calentamiento global”) (European Commission, 2007a). España se situó en el cuarto puesto por nivel de rechazo, lejos de los porcentajes medios de la UE25 (61% de rechazo, 29% de apoyo). El rechazo de la mayoría de los españoles a la energía nuclear, como, en general, ocurre en Europa, está ligado a la percepción de dicha energía como un importante riesgo para la salud, la cual está asociada, a su vez, al problema de los residuos nucleares y a las posibles fugas de radioactividad de las centrales, así como a los supuestos daños para la salud de las poblaciones que viven en el entorno de aquéllas. A nuestro juicio, también influye el desconocimiento de lo nuclear. Como la mayoría de los europeos, cuando a los españoles se les preguntó en febreromarzo de 2005 por sus principales preocupaciones referentes a la energía nuclear, la

Un análisis muy ponderado de la dimensión real de las ventajas y los riesgos de la energía nuclear en la actualidad, sobre todo en el caso estadounidense, puede encontrarse en Ferguson (2007).

3

Cuadernos de Energía

27

La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en EuropaDescriptor

mayoría se refirió a los posibles efectos en el medio ambiente y la salud (49%) o a los riesgos de fugas radioactivas (30%) (53 y 28%, respectivamente, para el conjunto de la UE25) (European Commission, 2005). Asimismo, en octubre-noviembre de 2006, una mayoría de los españoles (60%) creía que las centrales nucleares en España suponían algún riesgo (20%) o un gran riesgo (40%) para su salud y la de su familia, situándose como el quinto país con más temor de la UE25, por encima de la media (53%) (European Commission, 2007c). En la misma línea, la energía nuclear era vista como la que más problemas planteaba en términos de los daños para la salud humana en una encuesta de Analistas Socio-Políticos a jóvenes españoles de 16 a 35 años, llevada a cabo en 2004 (PérezDíaz y Rodríguez, 2005: 35). Un 65% la percibía como la fuente de energía eléctrica más problemática para la salud, bastante por encima del petróleo (26%). La energía nuclear y el petróleo estaban casi a la par en términos de sus problemas de residuos (41 y 38% de menciones, respectivamente). Es llamativo que los juicios negativos sobre la energía nuclear se extendieran a problemas poco asociados a ella, como la contaminación del aire: hasta un 24% la mencionaba como la más problemática en este ámbito. La fusión del núcleo en la central de Chernobyl (1986) y el estallido de las bombas de Hiroshima y Nagasaki (1945) todavía deben de pesar mucho en la idea que tienen muchos acerca de los daños para la salud de la energía nuclear, asociada por mucho tiempo con el desarrollo de cánceres y defectos genéticos. Que hayamos sabido que los daños para la salud finalmente evaluados con motivo del accidente de Chernobyl no hayan sido ni de lejos tan dramáticos como se pensó inicialmente (Bennet, Repacholi y Carr, eds., 2006) no ha servido para disipar esa idea de las mentes de la mayoría.

Conocimientos y desconocimientos sobre la energía nuclear En general, los españoles, como los europeos, se sienten poco informados acerca de la energía nuclear. Aparte de esa sensación subjetiva, contamos con evidencia directa de desconocimientos, que habría que enmarcar, de todos modos, en desconocimientos amplios sobre la energía y el medio ambiente. En el año 2000, en un estudio del International Social Survey Programme, se preguntó por la veracidad de una afirmación, falsa, según la cual si alguien se expone a cualquier cantidad de radioactividad, seguro que morirá por ello. De los 26 países (o partes de países) del estudio, España ocupó el quinto lugar según el porcentaje de los que creían que esa afirmación era total o probablemente verdadera (elabora-

ción propia con datos de ISSP, 2000). Así lo creía el 49% de los españoles, frente al 32% que no lo creía así, situándose lejos de los países en los que el nivel de acierto era máximo (o mínimo el nivel de temor a la radioactividad), tales como Finlandia (sólo un 17% creía que la afirmación era verdadera) o Estados Unidos (un 26%). En el 2002, un 47% de una muestra de europeos adultos (en este caso de la Europa de los 15) creía, erróneamente, que la energía nuclear contribuía significativamente al calentamiento global y al cambio climático (European Commission, 2003: 54). Sólo un 27% no lo creía así, y un 26% no tenía opinión. El caso de los españoles era más serio, pues creía en la contribución de la nuclear al calentamiento global un 64% de ellos (un 9% no lo creía, un 27% no contestaba), un nivel de error sólo superado por los griegos (79%).

Cuadro 1: Conocimientos de los españoles y los europeos sobre el almacenamiento de residuos radioactivos (2005) Responden correctamente a si son falsas o verdaderas las siguientes afirmaciones Media de la UE25

España

Posición española en el ránking de aciertos

Los residuos radioactivos de alto nivel se almacenan de manera temporal, a la espera de una decisión final sobre cómo disponer de ellos (verdadero)

66

50

21

En la actualidad, los residuos radioactivos se entierran a bastante profundidad en lugares especiales (falso)

23

16

24

Los residuos radioactivos menos peligrosos se ponen en estado sólido y se empaquetan en bidones de acero (verdadero)

66

42

20

Los residuos radioactivos se envían a otros países para su almacenamiento final (falso)

27

27

13

Los residuos radioactivos se arrojan al mar (falso)

46

24

24

Porcentaje de respuestas correctas

44

32

23

Fuente: elaboración propia con datos de European Commission (2005).

28

Cuadernos de Energía

La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa

Los conocimientos de los españoles sobre el almacenamiento de residuos radioactivos son claramente peores que los de la media europea. En febrero-marzo de 2005, con una batería de cinco preguntas sobre ese tema, el porcentaje de respuestas acertadas de los españoles fue del 32%, frente al 44% de la UE25, colocándose España en el puesto 23º por nivel de acierto (cuadro 1). Son llamativos los bajos porcentajes de acierto españoles sobre lo falso de la afirmación de que los residuos radioactivos se arrojan al mar (24%) o sobre lo verdadero de la afirmación sobre el empaquetamiento de los residuos menos peligrosos en bidones de acero (42%). En octubre-noviembre de 2006, con preguntas más generales, España volvió a situarse en niveles bajos de conocimiento en el conjunto de la UE25 (cuadro 2). Una pregunta sencilla, la de si hay en España centrales nucleares en activo, sólo la acertó un 76%. Asimismo, sólo un 20% acertó al señalar que era falso que España (su gobierno, se entiende) hubiera decidido prescindir en el futuro de la energía nuclear. Y sólo un 15% acertó diciendo que era falso que el gobierno español hubiera tomado ya una decisión sobre la gestión definitiva de los residuos radioactivos. En conjunto, sólo un 39% de las respuestas de los españoles a las cinco preguntas fue correcto, frente a un 57% del conjunto de la UE25, lo que situó a España en el último lugar de la clasificación. Lo importante de este desconocimiento sobre la energía nuclear es que quizá tenga consecuencias en los juicios sobre aquélla. Si relacionamos el porcentaje de entrevistados en cada país que refleja una actitud favorable a la energía nuclear en febrero-marzo de 2005 con el grado de conocimiento sobre el almacenamiento de residuos nucleares (porcentaje de respues-

4

Cuadro 2: Conocimientos de los españoles y los europeos sobre las centrales nucleares (2006) Responden correctamente a si son falsas o verdaderas las siguientes afirmaciones Media de la UE25

España

Posición española en el ránking de aciertos

Hay centrales nucleares en actividad en nuestro país (depende del país)

—

76

18

Nuestro país ha decidido dejar de usar energía nuclear (depende del país)

—

20

24

El gobierno español ha tomado una decisión sobre la gestión final de los residuos radioactivos (depende del país)

—

15

25

Las centrales nucleares son los únicos usuarios de materiales radioactivos (falso)

58

40

24

Cerca de un tercio de la electricidad producida en la Unión Europea se produce en centrales nucleares (verdadero)

56

42

21

Porcentaje de respuestas correctas (España)

57

39

25

Porcentaje de "no sabe" (España)

21

40

—

Fuente: elaboración propia con datos de European Commission (2007c).

tas correctas; véase cuadro 1), se observa que a medida que aumenta el segundo, aumenta también el primero.1 Una asociación similar se observa con datos de octubre-noviembre de 2006, esta vez, entre el grado de conocimiento sobre temas relativos a las centrales nucleares (véase cuadro 2) y la opinión que ve más ventajas que riesgos en la energía nuclear.5 Ambas asociaciones sugieren que el grado de apoyo a la energía nuclear aumenta con el nivel

de conocimiento sobre el tema existente en cada país.

Modo de formación de los los juicios sobre la energía nuclear, y demandas de participación En la adquisición de esos conocimientos y la formación de esos juicios, pueden

El estadístico R , que mide la fuerza de la asociación, adopta un valor relativamente alto, de 0,52, y es significativo al nivel 0,001.

En este caso, R es de 0,40 (significativo al 0,001). La asociación entre la actitud favorable a la energía nuclear y el nivel de conocimiento de si hay centrales nucleares en el país del entrevistado es más nítida (R =0,54).

5

Cuadernos de Energía

29

La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa

importar las enseñanzas sobre la producción de energía recibidas en la escuela y las informaciones que transmiten los partícipes en el debate sobre la energía a través de los medios de comunicación. En España, ni aquellas enseñanzas ni las informaciones de los medios parecen haber calado mucho. En la encuesta a jóvenes ya mencionada, así lo apuntan los niveles de desconocimiento, no sólo los vistos sobre la energía nuclear, sino sobre cuestiones energéticas y medioambientales en general (Pérez-Díaz y Rodríguez, 2005). Se trata de un público con un nivel alto de educación formal, pues la mayoría ha cursado un mínimo de diez años en un sistema educativo que ha insistido cada vez más en los aspectos cercanos, locales, cotidianos y prácticos de los contenidos escolares (Pérez-Díaz y Rodríguez, 2003). Este tipo de temas también ocupa buena parte de la información transmitida por los medios de comunicación, de modo que, quizá, los argumentos esgrimidos entre los contendientes en un debate público puedan transformar en parte las actitudes contrarias a la energía nuclear. Los argumentos de los partidarios parecen funcionar en las encuestas. Si en éstas se presenta a la energía nuclear “al desnudo”, las actitudes negativas son más que si se la presenta con algunas de sus ventajas. En el Eurobarómetro de octubre-noviembre de 2006, tras someter al entrevistado a varias preguntas sobre la veracidad de unos enunciados relativos a las ventajas de la energía nuclear, se le vuelve a plantear una pregunta genérica sobre ésta. Un 44% de los españoles cree que la proporción que representa la energía nuclear en el conjunto de las fuentes de energía debería reducirse, sólo un 6% cree que debería aumentar y un 22%, que debería seguir igual (los porcentajes equivalentes para el conjunto de la UE25 son 39, 14 y 34%). A continuación, a los que querían

mantener o reducir el peso de la nuclear, se les volvió a plantear la misma pregunta, pero acompañada de varios argumentos favorables a la energía nuclear (reducción de la dependencia energética, no emisión de gases de efecto invernadero, entre otros). Como era de esperar, disminuyó el porcentaje total dispuesto a confiar menos en la energía nuclear (del 44 al 32% en España; del 39 al 27% en la UE25), y aumentó el de los dispuestos a confiar más en ella (del 6 al 11% en España; del 14 al 21% en la UE25). De todos modos, en España seguían siendo bastantes más los contrarios. A diferencia de una entrevista personal, en la discusión pública, los intentos de persuasión se dan en condiciones que desenfocan la atención del individuo susceptible de ser persuadido, y sufren interferencias varias, ideológicas, por ejemplo. Todo ello ayuda a que los mensajes que emiten los partidarios de la energía nuclear no produzcan los efectos deseados. Que en una entrevista sí se produzcan nos lleva a pensar, por un lado, en términos de interferencias al mensaje, y, por otro, en los otros medios por los que los ciudadanos adquieren conocimientos y forman sus juicios, medios que ponen en juego la experiencia directa y la confianza en personas cercanas. Algo así sugiere la asociación de los juicios sobre la energía nuclear con la experiencia de haber visitado una central nuclear o el haber trabajado en temas de energía nuclear o conocer a alguien que lo ha hecho, con datos del Eurobarómetro celebrado en mayo-junio de 2006. Por una parte, a medida que aumenta el porcentaje de los que han visitado una central nuclear, aumenta también el de quienes creen que la energía nuclear tiene más ventajas que riesgos.6 Igualmente, excluyendo el dato de Luxemburgo, que se aleja

totalmente del conjunto, con un 38% de personas que han trabajado sobre energía nuclear o conocen a alguien que lo ha hecho, la asociación entre esta variable y el juicio sobre las ventajas de la energía nuclear es positiva y de cierta fuerza.7 Dichas asociaciones apuntan a un tipo de consideraciones que quizá dejan de lado los partícipes en la discusión sobre energía nuclear. A bastantes de los partidarios de esa energía, por ejemplo, parece costarles no caer en una suerte de paternalismo científico o técnico. Muchos se lamentan de lo mal informado que está el público en general, a lo que a veces se añade una queja por la excesiva ideologización del debate. Por ello, algunos proponen hacer “pedagogía” con esa opinión pública; otros, que el debate entre quienes tienen las responsabilidades políticas y empresariales “conciencie” a la sociedad de la necesidad de la energía nuclear; y otros, que sirva para transmitir a la sociedad la necesidad de mantener el actual “mix” energético. Parten, implícitamente, de un modelo de transmisión de conocimiento (y de formación de juicios) que va de arriba a abajo. Un último aspecto de las actitudes del público sobre la energía nuclear, el de sus demandas de participación en las decisiones relevantes, también ayuda a comprender los límites de la persuasión en la discusión sobre la energía nuclear. En el Eurobarómetro celebrado en febrero-marzo de 2005 se recoge un juicio sobre la participación del público que sería necesaria en una decisión sobre el establecimiento de un depósito subterráneo de residuos radioactivos cerca del hogar del entrevistado (European Commission, 2005: 47). Un 59% de los entrevistados de la UE25 prefería ser consultado y participar directamente en el proceso, bastantes más que los que delegarían en las ONGs locales

6 El estadístico R alcanza un valor apreciable (0,49) y es significativo al nivel 0,001. Aun limitando el análisis a los países con centrales nucleares (13 de los 25), se sigue observando una asociación positiva, aunque menos fuerte (R =0,32, significativo al 0,05). 7

R =0,50, significativo al 0,001. Para los países con centrales nucleares, la asociación sigue siendo positiva, pero baja el R (0,31) y el nivel de significación (0,05).

30

Cuadernos de Energía

La opinión pública sobre la energía nuclear en España y en Europa

(22%) o dejarían el asunto en manos de las autoridades (13%). El caso español destaca por la máxima tasa de respuesta a favor de la consulta directa, con un 74%. Cabe interpretar estas demandas de participación como sugerentes de una postura

NIMBY (“not in my backyard”): déjenme participar y ya me ocuparé de bloquear la decisión. Sin embargo, también pueden reflejar la necesidad de una cercanía práctica a determinados asuntos como modo de conocerlos y poder emitir un juicio sobre ellos, o de la conveniencia de rela-

ciones personales directas como medio para confiar auténticamente en los expertos en esos asuntos. En este caso, la actitud sería la de “déjenme participar; así podré enterarme de verdad de qué va el asunto y obrar con conocimiento de causa”.

Conclusión Los grandes retos a los que se enfrenta la política energética en España nos hacen dar la bienvenida a la vuelta de la energía nuclear al debate, pues no cabe ignorar su posible contribución a darles respuesta. Sus partidarios se enfrentan a una opinión pública bastante reticente, con buenas razones para ello, pero también con desconocimientos notables en este campo. Nuestro análisis sugiere que una hipotética reorientación de esa opinión pública requeriría, sobre todo, una mejora de sus conocimientos. No creemos que para ello baste con la habitual persuasión de arriba a abajo, sino que se requiere que la ciudadanía aprehenda estas cuestiones mediante distintos modos de experiencia directa con la tecnología nuclear (de lo que sólo son un ejemplo las visitas a las centrales) y estableciendo conversaciones cotidianas y en confianza con profesionales de ese ámbito o próximos a él. n

Cuadernos de Energía

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

dìáåÉ~=bÅì~íçêá~äW=ÇÉ=ä~=éçä∞íáÅ~ ÉÅçåμãáÅ~=~=ä~=éçä∞íáÅ~=ÇÉ= ÜáÇêçÅ~êÄìêçë José Mª Marín Quemada Catedrático de Economía Aplicada - Unisersidad Nacional de Educación a Distancia (UNED)

El país se encuentra en un momento delicado que demanda cambios notables y actuaciones económicas rigurosas para no incidir en costes futuros demasiado altos y en plazos de recuperación, también sociales, demasiado largos. Guinea Ecuatorial cuenta con una muy importante generación de riqueza y de financiación pública en base a la ex plotación de los recursos de petróleo y gas, que proporcionan un alto niv el de renta. En consecuencia, la economía se ha especializado en ex ceso y reclama una urgente div ersificación. La presencia, muy notable, de las compañías internacionales, añade potencialidad al sistema pero también aumenta las dificultades para la toma de decisiones y suma matices div ersos en un modelo político caracterizado por la debilidad institucional. Las prácticas irregulares ocupan un espacio notable y requieren de medidas urgentes para su erradicación. Al tiempo, las carencias son grav es y los indicadores sociales y de pobreza muestran sev eros problemas estructurales y de distribución de renta. Por otra parte, las cifras referidas a las macromagnitudes básicas y a los ingresos públicos, en apariencia resultan cuestionables. Por tanto, el diseño de la política económica en general y la administración de los recursos procedentes de los hidrocarburos constituy en retos que encierran a su v ez un conjunto potente de instrumentos de actuación. Los ingresos públicos, en su práctica totalidad procedentes del petróleo y del gas, si son eficientemente administrados, pueden transformar el país en pocos años, pero para ello será necesario establecer programas de may or transparencia y eficacia que los actuales, algunos de los cuales se sugieren en este trabajo.

Guinea Ecuatorial está en tránsito desde una economía tradicional, centrada en madera, cacao y poco más, hacia una situación distinta dominada por la presencia de los hidrocarburos. La influencia de las exportaciones de gas y petróleo son, al mismo tiempo que indudablemente positivas, la causa más notable de la existencia de un riesgo sistémico que hay que controlar, en un escenario con dificultades políticas y sociales, a la vez que con profundos desajustes econó-

32

Cuadernos de Energía

micos. Al tiempo, Guinea Ecuatorial tiene instituciones aún débiles, que debe reforzar mediante una adecuada distribución del poder político, hoy demasiado concentrado, lo que además de otras consideraciones, implica riesgo económico. La gestión eficaz de los hidrocarburos y de los ingresos procedentes de esa actividad y la presencia de numerosas compañías internacionales, pueden aportar mucho de lo que Guinea Ecuatorial requiere. Pero no es fácil administrar un proceso con tantos

intereses a considerar y dificultades a evitar. Seguramente, la inversión en educación, en sanidad, en infraestructuras, es decir, la distribución más equitativa de la renta, son los retos inmediatos, además del refuerzo institucional ya comentado. Pero hay más desafíos, desde impedir que el aumento de las entradas de divisas cause efectos negativos sobre la inflación y sobre la competitividad de los bienes y servicios no petroleros, hasta el riesgo de dar prioridad exclusiva a esos hidrocarburos, desatendiendo y olvidando las pro-

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

Cuadro 1: Indicadores económicos y financieros 2003

2004

2005

2006

2.600-2.800

4480-4600

7000-7100

7600-8700

13,0-14,0

29,4-32,8

8,3-9,3

5,5-8,0

26.354

35.264

38.575

40.894

Inflación (%)

7,3

4,2

5,0

5,2

M2 (variación sobre el año anterior) (%)

56,7

33,5

34,7

26,0

Superavit público (% del PIB)

6,3

11,4

21,2

23,1

Deuda externa (% del PIB)

11,3

6,3

4,0

2,9

Reservas monetarias (millones de $)

238

945

2.102

3.225

FCFA/Euro

656,0

656,0

656,0

656,0

FCFA/Dólar

581,2

528,3

527,5

522,4

PIB cf (millones de $) Variación del PIB en términos reales (%) PIB per capita (PPP en $)

Tipo de cambio:

Fuente: FMI, BEAC y Economist Intelligence Unit

ducciones más tradicionales, que están mucho más cerca de la población. Se trata de diversificar la economía incorporando nuevas actividades a la vez que se potencian las antiguas. Las políticas monetarias y fiscales, también desde luego la actuación presupuestaria a través del manejo de las finanzas públicas, tienen muy amplio margen. Las políticas sectoriales y microeconómicas lo tienen todo por hacer. Ahora hay que añadir la voluntad política y el rigor necesario para una positiva acción de gobierno.

Situación económica: las luces y las sombras Guinea Ecuatorial es un país pequeño, con poca población pero con historia e identidad propia. El crecimiento del PIB en el periodo 2003-2006 marca incrementos nominales altos, hasta del 30%, siempre

1

con origen en las exportaciones de hidrocarburos, que se han visto acompañadas durante estos últimos años por un notable aumento de sus precios en el mercado internacional. El Banco de los Estados de África Central, BEAC, maneja estimaciones de crecimiento nominal hasta del 20% para los años 2006-2007, cifras que probablemente no resultan excesivas, especialmente para 2007, año en el que como se comentará más adelante, ha entrado en producción un nuevo campo petrolífero. Por otra parte, conocer con precisión las variaciones en los precios, no es tarea fácil. En cualquier caso, según datos del Banco de Francia1, entre 1995 y 2005, el PIB se ha podido incrementar a una media anual entorno al 29%, que es la cifra más alta de toda la zona de influencia del franco de las antiguas Colonias Francesas en África, zona CFA, que incluye a Guinea Ecuatorial a pesar de no haberlo sido. Durante estos últimos años, 2003-2006, la inflación “oficial” se ha podido mantener

algo por encima del 5%, en parte por las actuaciones del BEAC, que determina la política monetaria de la zona. Esta tasa es elevada en comparación con la de otros países del entorno y, en ocasiones recientes, ha doblado la de los países del franco CFA. La balanza comercial refleja notables saldos positivos y la de servicios resulta ser negativa, siempre como consecuencia de los efectos de las exportaciones de hidrocarburos y el pago de los servicios asociados a su exploración y producción. El petróleo y el gas presentan un efecto ubicuo sobre el cuadro macroeconómico, en el que se reúnen indicadores positivos y negativos de una realidad profundamente desequilibrada. La exploración y producción de petróleo y gas impulsan el sector de la construcción y de algunos servicios, pero por el momento no se proyectan más allá, siendo la agricultura la menos afectada por el progreso económico, perdiendo

Banco de Francia (2005). Rapport zone franc. Pág. 36

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

competitividad de año en año, lo que también sucede con la pesca, la actividades forestales o la industria básica2 al ser sectores alejados de los hidrocarburos. Esta situación, unida a la apreciación del tipo de cambio y las presiones de precios en algunas actividades próximas al petróleo y gas han producido la aparición de la “enfermedad holandesa” y de sus consecuencias. Los desequilibrios, que son profundos, se están traduciendo en una pérdida de valor de todas las actividades más tradicionales, silvicultura, pesca, ganadería, etc., que apenas aportan algo más del 3% del PIB. La industria no ligada al petróleo, aporta menos del 5%, lo mismo que el sector terciario. En síntesis, más del 90% del PIB debe atribuirse directa o indirectamente al petróleo y gas, sin que sus beneficios se hayan extendido, como hubiera sido deseable, hacia el resto de actividades. Más adelante, en este trabajo, se incluye un análisis de la aportación de los hidrocarburos al PIB, que introduce, además, interrogantes notables por lo que a las cifras se refiere. Las reservas de divisas se han ampliado en forma positiva hasta llegar en 2006 a superar los 2.600 millones de dólares, más del doble que un par de años atrás, al tiempo que la deuda externa se ha ido reduciendo por la aplicación de los recursos petroleros, como se aprecia en el Cuadro 1. En términos comparativos de análisis internacional, en la misma zona geográfica, Guinea Ecuatorial, con mucha menor población, presenta un PIB similar al de Gabón y al del Congo y la mitad del de Camerún. En términos per cápita, el PIB es tres veces mayor que el del Congo. En crecimiento porcentual, el de Guinea Ecuatorial es, en los últimos años, el más alto de la zona.

La publicación a principios de 2007 del Índice de Libertad Económica3 proporciona nuevos motivos de reflexión. Como es sabido, el índice valora y clasifica a los países combinando aspectos de restricciones a los inversores extranjeros, intervención del gobierno en la economía, respeto a los derechos de propiedad, grado de corrupción, políticas monetarias y fiscales, etc. En su última edición, Guinea Ecuatorial está situada en el puesto 128 de 157 países, por detrás de Yemen, Malí, Níger o Mauritania. La posición es mala y marca, desde otra perspectiva, lo mucho que queda por hacer. El índice lleva trece años publicándose y Guinea Ecuatorial aparece desde 1999. Desde entonces hasta hoy ha ido avanzando alguna posición, pero la mejora es muy débil. El análisis de los indicadores per cápita requiere un comentario adicional sobre las estadísticas de población. Según los organismos internacionales, Naciones Unidas, Banco Mundial, Fondo Monetario Internacional, el número de habitantes se sitúa en torno a 503.000 para el año 2005, pero los datos oficiales del país doblan esta cifra y manejan un número de personas que supera el millón en base al último censo realizado en el año 2002. La disparidad, seguramente se explica, al menos parcialmente, por la importancia de la inmigración desde Nigeria y otros países del entorno. No obstante, dada la calidad de las estadísticas locales, se ha preferido utilizar los datos de los organismos internacionales, pero debe señalarse como una tarea urgente elaborar internamente series de datos rigurosas, disponibles con facilidad. La calidad estadística, además de conseguir el aumento del respeto internacional y de proporcionar al país características de mayor rigor y solvencia, permitiría realizar análisis, tanto externos como del propio Gobierno, más exactos. La reciente creación en Guinea Ecuatorial del Instituto Nacional de Estadística, es sin duda una acción que aunque tardía resulta esperan-

zadora, siendo ahora necesario dotar a la institución de la independencia y de los medios necesarios. Sin embargo, la situación económica anteriormente descrita, con sus luces y sus sombras, si pudiera analizarse de forma aislada sería en cualquier caso mucho más positiva y esperanzadora que la otra realidad de subdesarrollo y condiciones negativas de vida de gran parte de la población, que denota una ineficacia notable en lo que a la administración de los recursos se refiere.

Las ventajas de las zonas monetarias supranacionales En 1985, Guinea Ecuatorial se integró en la zona del franco CFA. Años después, en 1994, se creó la Communauté Économique et Monetaire de L´Afrique Centrale, CEMAC, de la que Guinea Ecuatorial pasó a formar parte. La CEMAC, agrupa a seis países4 y es una prolongación en el tiempo de la zona monetaria común que también había supuesto el nacimiento del BEAC. En Malabo tiene su sede el Parlamento Comunitario de la CEMAC, lo que es un factor institucional positivo. Los objetivos de la CEMAC son establecer una unión solidaria entre sus miembros, la promoción de los mercados nacionales, la armonización de los proyectos comunes, el desarrollo de las regiones más desfavorecidas y la creación de un mercado común en la zona, objetivos que en su mayor parte no se han alcanzado y sobre los que, por otra parte, no cabría mostrarse muy optimista en el medio plazo. Sin embargo, la inclusión de Guinea Ecuatorial en el BEAC ha proporcionado al país estabilidad cambiaria ya que el Banco, como autoridad monetaria, mantiene paridad fija con el euro y regula el tipo de

Morillas, J., (2004). La estructura económica de Guinea Ecuatorial. Boletín ICE nº 2819, págs. 37 y ss. Este artículo contiene una detallada descripción de las actividades y productos agrícolas, de la situación de la ganadería y de otras actividades tradicionales.

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3

Heritage Foundation & Wall Street Journal. (2007). The Index of Economic Freedom

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Además de Guinea Ecuatorial, forman parte de la CEMAC, Camerún, Chad, Congo, Gabón y República Centro Africana. 34

Cuadernos de Energía

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

sejan la continuidad del sistema. Ahora bien, una paridad ligada al euro, unido a la sobredependencia económica de petróleo y gas, encarece las exportaciones más tradicionales. Para las salidas de hidrocarburos, el efecto es menor al estar éstos nominados en dólares y dirigirse en su mayor proporción a mercados distintos de la zona euro. Por otra parte, en sus relaciones con la Unión Europea, Guinea Ecuatorial cuenta con las ventajas de ser firmante del acuerdo Cotonou desde 2000.

reducida en torno a los bienes de consumo más general. La inflación “oficial”, refleja más la evolución de los precios en este segundo grupo, algunos de los cuales están controlados por el gobierno10.

Antes de la implantación del euro la paridad se establecía, para ambas monedas, con el franco francés y a partir de enero de 1999 quedó fija, un euro igual a 655,957 francos CFA, oscilando frente al dólar y las demás divisas a través del euro6.

La red de bancos comerciales que operan en el país es muy reducida. Únicamente Societé Genérale de Banque, el CEEI Bank7 y el BGFI Bank8 se mantienen activos aunque cortos de sucursales y con poco negocio tradicional. Esta estructura bancaria, aun considerando la dimensión del país y su población, es reducida y añade dificultades al acceso a la financiación. Por otra parte, los usos bancarios están poco desarrollados. Recuérdese que sólo a partir de enero del 2005 se empezó a pagar a los funcionarios del sector público a través de cuentas bancarias y en la práctica, sólo un muy reducido número de ciudadanos opera a través de los bancos.

El sistema fiscal ecuatoguineano está inspirado en el modelo español de hace más de una década. Los instrumentos fiscales se utilizan muy poco, perdiéndose con ello una herramienta que podría ser mucho más útil. En la práctica, la totalidad de la recaudación surge de los pagos provenientes de las actividades de los hidrocarburos y apenas nada del pago de otros impuestos. Es de destacar la introducción en 2005 del impuesto sobre el valor añadido. A pesar de lo variado de los impuestos existentes y de la potencia teórica de alguno de ellos (cuadro 2), en política fiscal no se ha avanzado nada, además de ser bajo el cumplimiento fiscal de las rentas más altas.

A efectos de Guinea Ecuatorial, su integración en el BEAC le garantiza la emisión de moneda, el buen funcionamiento del sistema de pagos, la estabilidad cambiaria y la definición general de la política monetaria. Todos estos factores han sido positivos para el país y lo seguirán siendo en el futuro, especialmente frente a la alternativa de una moneda guineana autónoma. Por tanto, razones de dimensión geográfica y de rigor en las prácticas monetarias acon-

La cantidad de dinero, medida en términos de M29 , presenta unos incrementos muy altos durante el periodo 2003-2006, que sin duda está presionando los niveles de precios de determinados bienes y servicios que, por otra parte, no deben estar al alcance de la mayoría de la población, dibujándose una posible “inflación dual”, una variación de precios alta que afecta a los bienes y servicios más escasos y de mayor nivel, junto con otra mucho más

cambio frente al resto de las monedas. El Banco de Francia, a través del Tesoro Francés, mantiene una fuerte influencia práctica sobre el BEAC y también sobre otra institución similar, el Banco Central de los Estados de África del Oeste, BCEAO5, que es banco emisor de otro franco CFA, distinto al emitido por el BEAC. El franco CFA es denominación común de dos monedas distintas que no son directamente intercambiables, una de las cuales circula en los seis países del BEAC, y por tanto en Guinea Ecuatorial, y la otra en los ocho del BCEAO. Técnicamente, para diferenciar ambas monedas se utiliza la denominación XAF, franco de la Cooperación Financiera en África Central, para los seis países del BEAC y XOF, franco de la Comunidad Financiera Africana, para la zona del BCEAO.

5

La expansión del gasto público y la conveniente implantación de una actuación distinta en materia fiscal

Las finanzas públicas, por razones de hermetismo local, no son fáciles de analizar. Los ingresos provenientes de los hidrocarburos nutren seguramente más del 90% de los recursos. El superávit presupuestario está por encima del 20% del PIB, lo que llama la atención en un país en el que hay tanto por hacer en dotación de infraestructuras o en establecer programas de formación, que son claves para dotar al

BCEAO está formado por Benin, Burkina, Costa de Marfil, Guinea Bissau, Malí, Níger, Senegal y Togo.

El franco CFA apareció cuando Francia ratificó Brettón Woods en 1945. A partir del nacimiento del euro, el 1º de enero de 1999, Francia fue autorizada por el BCE para continuar sus acuerdos con las áreas supranacionales, Unión Económica y Monetaria de África del Oeste (franco CFA-XOF) y con la Comunidad Económica y Monetaria de África Central (franco CFA-XAF), donde se integra Guinea Ecuatorial. La relación del Tesoro Francés con ambas zonas, no supone ninguna obligación frente a ellas del BCE, ni de ninguno de los Bancos del Eurosistema. 6

7

CCEI Bank, está participado por el African First Bank al 51%, por el Estado Guineano al 10% y por otros socios.

8

BGFI Bank, es de un grupo gabonés de inversores privados con el 29,55%, Komo al 25%, Banco Gabonés de Desarrollo al 15%, el Estado Gabonés 8% y otros socios.

9

M2: Mide la cantidad de dinero por adición del efectivo en manos del público más depósitos a la vista más depósitos de ahorro.

10

En octubre de 2006, se estableció un control de precios sobre los productos de primera necesidad en Bata.

Cuadernos de Energía

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

país de la capacitación imprescindible para afrontar las necesidades, no ya las de futuro, sino las del presente. La educación es capital, pero no recibe aún tal consideración.

Cuadro 2: La fiscalidad en Guinea Ecuatorial Impuestos directos

Impuestos indirectos y tasas

Contribución Rústica

Valor Añadido

Debe avanzarse mucho más en el diseño de los programas de gasto y en disciplina presupuestaria. Los progresos conseguidos en 2005-2006 no son suficientes y tanto en eficacia en la recaudación, como en transparencia, equidad fiscal y utilización de fondos públicos, hay mucho por hacer.

Contribución Urbana

Compras de Bienes Especiales (coches, juego, alcohol...)

Dado que Guinea Ecuatorial, por sus niveles de renta, no puede beneficiarse directamente de las ayudas del FMI, debe continuar dedicando parte del excedente presupuestario a la amortización de la deuda externa, pero prioritariamente a una política expansiva del gasto orientada hacia el bienestar de los ciudadanos – que en este caso, es salir de la pobreza y de sus consecuencias - al tiempo que cuide las tensiones inflacionistas que se pueden producir, poniendo en riesgo los beneficios de las políticas presupuestarias.

Beneficios Comerciales e Industriales

Recientemente, el FMI ha elaborado un modelo matemático de sostenibilidad fiscal para el país11 cuya asunción puede resultar de utilidad, con el objetivo de maximizar la función de bienestar social en varios escenarios en los que se matiza la importancia y continuidad en el tiempo de los ingresos por hidrocarburos. El modelo aconseja acumular reservas y relanzar el gasto en bienestar. La situación actual de bonanza en los ingresos públicos, está focalizada como ya se ha dicho en los hidrocarburos, sector de precios volátiles. Los yacimientos de petróleo y gas natural, a partir de un momento, presentarán rendimientos decrecientes, pero en el caso de Guinea se neutralizarán ampliamente con probables nuevos descu-

Sociedades Cuota Mínima (1%) Personas Físicas Rentas Inmobiliarias Rentas Mobiliarias

Mercancias en Tránsito Royalties y pagos sobre exploración y producción de hidrocarburos Recargo excepcional sobre ventas de productos petrolíferos

Beneficios Profesionales

Tasas forestales y por tala

Sueldos y Salarios Transferencias Patrimoniales Sucesiones Actos Jurídicos Fuente: elaboración propia

brimientos. Por tanto, previsiblemente los ingresos procedentes de los hidrocarburos seguirán siendo importantes durante los próximos años, y deberían aprovecharse para estimular otras actividades y financiar políticas económicas distintas basadas en programas plurianuales. Además, para evitar algunos de estos riesgos, y junto a otras actuaciones, seguramente resultaría de utilidad crear un fondo con los excedentes. Este fondo debería situarse en el exterior del país bajo una administración despolitizada y al servicio de objetivos claros de orden estrictamente económico y social. Además, con ello se aportaría transparencia y solvencia a un sistema en el que la corrupción ha ocupado notables parcelas de la vida pública. El fondo se dotaría con una combinación de

FMI (2006). Republic of Equtorial Guinea. Selected issues. A model of fiscal sustainability. Págs. 44 y ss.

12

Canadá, Noruega, Argelia, Irán o Qatar, han puesto en marcha fondos de ahorro.

Cuadernos de Energía

Exportación

Beneficios Agrícola

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Importación

recursos procedentes del superávit presupuestario y, deseablemente, de ingresos provenientes de las actividades de hidrocarburos. Estos fondos de ahorro existen en distintos países12 y presentan buenos resultados prácticos.

La necesaria redistribución de renta y la precaria situación de la población En valores absolutos los niveles de PIB en Guinea Ecuatorial son altos. Bastante más cuando se calculan en términos de paridad de poder adquisitivo. Desde luego mucho más altos que los niveles de otros países del entorno. El grave problema es la redistribución de la renta.

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

El Índice de Desarrollo Humano, IDH, situaba a Guinea Ecuatorial en el año 2002 en la posición 111. En el año 2003, en el puesto 116. En el año 2004, último índice disponible13, pasó el país a la posición 120 de 177. Es decir, comparativamente Guinea Ecuatorial está empeorando sus niveles de desarrollo humano14. Recuérdese que la posición en IDH y el índice reflejan, muy en síntesis, nivel de PIB, educación y esperanza de vida, tanto en valor absoluto como relativo. En fin, la posición del país en este índice recuerda nuevamente que es tarea urgente para el Gobierno, la eficaz e inteligente administración de los recursos, contando con los ingresos directos para el Estado provenientes de los hidrocarburos, que son muy importantes como se cuantifica y desarrolla más adelante. Estos ingresos, además se incrementan en su cómputo al considerar las actividades indirectas e inducidas que deben derivarse del proceso de exploración y producción de gas y petróleo, que también generan importantes recursos. Además de las dificultades señaladas de obtención de datos estadísticos, los que están disponibles no son buenos y confunden. No obstante, sean cuales sean las fuentes, todas coinciden en señalar que la escolarización deja mucho que desear, los indicadores sanitarios son malos y se padecen dificultades de acceso a los centros de salud, la preparación profesional es deficiente, el índice de esperanza de vida es bajo, los niveles de privación y pobreza son serios, la infraestructura de carreteras, de abastecimiento de aguas o los consumos de electricidad no se corresponden, en suma, con los ingresos del Estado. Este panorama define una responsabilidad política grave que exige activar programas más eficaces de políticas de redistribución de renta en los próximos años.

En el cuadro 3 se han incluido algunos indicadores sociales y de desarrollo con los últimos datos disponibles, publicados entre 2006-2007 pero referidos a 2004. A destacar la baja esperanza de vida al nacer, que ronda los 43 años y la elevada mortalidad infantil, en el 122,4 por mil ante la elevada incidencia del paludismo (38%), diarreas (11,8%), parasitosis (4,8%), anemias (3,5%), cifras todas que reflejan un panorama inquietante. Malaria, cólera, disentería y tifus son enfermedades endémicas y desde luego impropias de un país con estos recursos15. En probabilidad de no sobrevivir por encima de los 40 años, Guinea Ecuatorial se

sitúa al nivel de Sierra Leona o Burundi. El índice de pobreza elaborado por el PNUD para el cálculo del IDH, coloca a Guinea entre Ruanda, Nepal y Eritrea, con indicadores negativos severos. Las personas sin acceso al suministro de agua en condiciones de salubridad, también según el PNUD, son el 57% de la población, situación parecida a la del Congo, Níger o Chad. Los niños con peso y nutrición por debajo de la debida son el 19%, como en Djibouti, Lesotho o Bhután. El 38,5% de los niños sufre retraso de crecimiento… Estos indicadores marcan que Guinea Ecuatorial está tres pasos por detrás del progreso debido a sus ciudadanos, mostrando otra vez y desde esta faceta tan

Cuadro 3: Indicadores sociales y de desarrollo humano Indicador

2004

Población (nº habitantes)

510.000

Población urbana (%)

38,9

Esperanza de vida (años)

42,7

Fertilidad (nº hijos por mujer)

5,9

Mortalidad infantil (por 1.000 nacimientos)

122,4

Mortalidad infantil en menores de 5 años (por 1.000 nacimientos)

204

Población sin acceso a agua corriente (%)

57

Abonados telefónicos (nº)

51.100

Teléfonos móviles (porcentaje sobre la población total)

11

Usuarios de internet (nº)

5.000

Fuente: FMI - The World Bank Group. World Development Indicators (2006), International Telecommunications Union y the Economist Intelligence Unit. Country Profile 2006 y Economist Intelligence Unit. Country Report

13

PNUD (2006). Human Developement Report.

14

Años antes, la situación de deterioro ya era señalada por Escribano G. (1999) Guinea Ecuatorial: de la ayuda al petróleo. Meridiano CERI, nº26.

Los datos de esperanza de vida y de mortalidad infantil proceden del Banco Mundial. Las causas de mortalidad infantil, del Informe sobre Objetivos de Desarrollo del Milenio de 2005, elaborado por Naciones Unidas y el gobierno Ecuatoguineano. 15

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

seria, una utilización poco eficiente de los recursos y una posición lejana a los niveles correspondientes por su renta per cápita. Cuadro 4.

Exploración y producción de hidrocarburos: los datos Dada la relevancia, como ya se ha puesto de manifiesto, de los hidrocarburos en la economía del país, se ha considerado de interés realizar un análisis detallado de las características del sector. De los numerosos bloques en que se encuentran divididas y parceladas las aguas próximas a la isla de Bioko y a la costa continental de Rio Muni, tres campos, Zafiro, Ceíba y Okume, producen petróleo y otro, Alba, fundamentalmente gas.

Zafiro fue descubierto en 1995 por Exxon Mobil y Ocean Energy. Está situado en el mar (offshore) al noroeste de Bioko, en el Golfo de Guinea, en el llamado bloque B y en un terreno de características geológicas muy similares a los yacimientos vecinos de Nigeria. Las reservas probadas de Zafiro están por encima de los 500 millones de barriles. El campo contiene algo de gas natural asociado. La producción está entre 290.000 y 310.000 barriles dia (bbl/d). Exxon continúa realizando sondeos de exploración para asegurar y ampliar, si es posible, las cifras de producción y reservas de lo que es el yacimiento más importante de Guinea Ecuatorial descubierto y explotado hasta el momento. Otros campos menores en este mismo bloque B son Esmeralda, Ópalo, Topacio, Amatista, Serpentina y Rubí. Estas denominaciones son curiosas y reflejan lo que son, joyas para las compañías operadoras que también deberían

serlo cada vez más para el país, para Guinea Ecuatorial. Y sobre todo para el bienestar de su población. El crudo Zafiro es obtenido por una asociación de dos empresas, Exxon Mobil Equatorial Guinea Inc, que detenta el 71,25% y Ocean Energy Corp, con el 23,75%. El Estado ecuatoguineano tiene el 5% restante. El operador es Exxon Mobil. El campo Zafiro, que produjo 7.000 bbl/d en agosto de 1996 tan sólo 18 meses después de ser descubierto, ha visto multiplicar su producción por cuarenta, lo que da una idea de la potencialidad de la zona. Zafiro puede alcanzar con facilidad y con inversiones, una producción bastante mayor en los próximos años. El campo Ceiba es el segundo en importancia en producción de petróleo. Situado también offshore, frente a las costas de

Cuadro 4: La contradicción entre pobreza y renta Guinea Ecuatorial

Ruanda

Nigeria

Eritrea

Índice de pobreza

38,1

37,3

40,6

38,1

Renta per capita ($, GDP)

6.572

208

560

219

Renta per capita PPP* ($, GDP, PPP)

20.510

1.263

1.154

977

0,653

0,45

0,448

0,454

120

158

159

157

Índice de Desarrollo Humano IDH 2006 Ranking IDH 2006

* Otras fuentes elevan la renta per capita en términos de paridad de poder adquisitivo hasta 35.264$, que es la cifra incluída en el cuadro 1. En este cuadro, por coherencia con los otros datos, se ha respetado la cifra facilitada por el PNUD, para homogeneizar y facilitar la comparación de toda la tabla. Los datos se refieren al año 2004, último disponible. Fuente: PNUD. Human Development Indicators 2006 y elaboración propia.

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

Rio Muni y muy próximo a ellas, en el bloque S, al oeste, fue descubierto por Tritón Energy en 1999. Las reservas probables alcanzan los 500 a 800 millones de barriles. La producción, iniciada 14 meses después del descubrimiento, se sitúa hoy en 50.000 bbl/d. El crudo Ceiba es explotado por Amerada Hess, que compró su participación a Tritón Energy, y que mantiene el 80% del campo, siendo otro 15% de la empresa británica Tullow Oil. Un 5% corresponde a la compañía estatal Gepetrol. En febrero de 2007 ha comenzado la producción de un nuevo yacimiento, Okume, situado cerca del campo Ceiba, que pronto podrá alcanzar el “plateau” de producción de 60.000 barriles/día, estimándose que cuenta con reservas suficientes para mantener este nivel de extracción durante 20 años. Okume es operado por Amerada Hess. A estos yacimientos, Zafiro, Ceiba y Okume, se unen otros de crudo prometedores que aún no han entrado en producción Oveng, Akon, Elon, Abang, Ébano, que pueden llegar a proporcionar conjuntamente por encima de 100.000 bbl/d. En síntesis, manejando distintas fuentes de datos16, las reservas probadas de petróleo se sitúan en 2.000 millones de barriles y la producción total para 2006, en 360.000 bbl/d. En 2007 con la entrada de Okume en producción, se superarán los 400.000 bbl/d. Para poner en dimensión comparativa estas cifras, recuérdese que España consume 1,7 millones de bbl/d y que un país productor medio, como Nigeria, presenta unas cifras de producción de más de 2,5 millones de bbl/d.

El campo Alba, fundamentalmente de gas natural, es también un yacimiento offshore, situado en el bloque D, colindante al B y al norte de la isla de Bioko a la que roza por Punta Europa. Fue señalado en 1983 por Gepsa, un consorcio de compañías que abandonó la exploración. El permiso fue adquirido posteriormente, en 2001, por Marathon y la tejana Noble Energy.

de metanol y con iguales accionistas se encuentra otra planta de producción de gas licuado de petróleo, con capacidad de 20.000 bbl/d. Como consecuencia de la creciente demanda, en los próximos años se esperan fuertes crecimientos en la producción de condensado y gas licuado, así como en metanol, si bien todo este proceso requerirá nuevas y notables inversiones.

Las reservas probadas pueden alcanzar por encima de 68 millones de barriles equivalentes de petróleo, bep. La producción se ha ido incrementando muy rápidamente desde 6.700 bep/d iniciales hasta superar los 65.000 bep/d de gas natural.

En 2004 se aprobó por parte del Gobierno una importante inversión de 1.500 millones de dólares a realizar por Marathon y otros, destinada a construir en Bioko una planta de gas natural licuado, también utilizando la materia prima del campo Alba, cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2007-2008. El accionariado de la nueva planta está compuesto por Marathon al 60%, el Estado guineano a través de Sonagas 25%, Mitsui al 8,5% y Marubeni con el 6,5%, siendo de destacar la presencia de estas dos últimas compañías japonesas. La sociedad conjunta se denominará EG LNG.

Alba está operado por Marathon, con el 63% de los derechos de propiedad, que comparte con Noble Energy, 34%, y la compañía guineana Gepetrol que detenta el 3% restante. El gas natural que se extrae en el campo Alba es también la materia prima necesaria para una fábrica de metanol que produce 20.000 bbl/d destinados a la exportación. El metanol es a su vez materia prima para la industria petroquímica y puede ser utilizado como carburante o como componente en la formulación de gasolinas, si bien este uso está mermado por su potencial poder contaminante. El metanol se produce en Punta Europa por Atlantic Production Co., que agrupa un consorcio formado por Marathon, Samedan y el Estado de Guinea Ecuatorial, a través de la empresa pública Sonagas. La producción se destina a la exportación desde la inauguración de la fábrica en 2000. Esta industria muestra un camino, aún incipiente, de lo que podría lograrse en el sector de hidrocarburos para retener en el país valor añadido vía impacto capilar de la producción, fiscalidad, empleo directo e indirecto, etc. Junto a la planta

La llegada de nuevas empresas, la riqueza potencial en base a las características geológicas del terreno, el desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y producción en aguas profundas, el actual nivel de precios de crudo y gas y el creciente rigor que debe deseablemente acompañar las actuaciones del gobierno, impulsará en los próximos años descubrimientos que previsiblemente serán importantes. No obstante todo lo anterior, conviene poner las cosas en su justo término. Siendo notable el nivel de producción actual y de reservas probadas en valores absolutos, el país no es un productor demasiado importante a nivel mundial aunque sí lo sea en la zona subsahariana y en el Golfo de Guinea, donde ocupa la tercera posi-

Datos procedentes de EIA, Energy Information Administration (2006) Country Analysis Briefs, BP Statistical Review (2006), The Economist Intelligence Unit Limited (2006).

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

ción tras Nigeria y Angola. Está más o menos en el nivel de Sudán, o Vietnam y prácticamente a la mitad de Argentina, Omán o Egipto. Sin embargo, si en términos relativos de comparación con grandes productores, el volumen extraído no es muy alto, el petróleo y el gas son fundamentales para Guinea. Lo reducido de su población y la no explotación de otras fuentes de riqueza hacen hoy de los hidrocarburos el factor clave de la economía guineana.

Cuadro 5: Producciones estimadas de hidrocarburos desde el inicio de las actividades

En el Cuadro 5, se recoge la producción de petróleo y gas desde el comienzo de las actividades de extracción.

La Compañía Nacional de Petróleos (GEPETROL) y de Gas (SONAGAS): instrumentos que deben situarse al servicio de los intereses nacionales Gepetrol fue creada en febrero de 2001 y comenzó a funcionar en el año 2002, al objeto de gestionar los intereses petroleros del Estado, tanto pasados como futuros. Las misiones son, además de la indicada, atraer inversores al país, promover programas capaces de mejorar los conocimientos y la tecnología en la industria del petróleo, participar en proyectos de exploración en Guinea Ecuatorial o en otros países y establecer y poner en práctica políticas y acciones encaminadas a la preservación del medio ambiente. La Compañía Nacional de Petróleos, Gepetrol, debe coordinar las actuaciones con el Ministerio de Minas y Energía, si bien ha sido creada como un órgano independiente dotado de la necesaria autonomía para realizar sus funciones. El organigrama de Gepetrol se articula en torno a cuatro áreas, Técnica, Finanzas,

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Fuente: EIA, International Energy Annual; BP Statistical Review y estimaciones propias

Marketing y Administración. El Área Técnica engloba las responsabilidades de Exploración, Producción y Medio Ambiente. El Área o División de Marketing incluye junto a las funciones típicas una oficina en Londres para la comercialización de los productos. En Administración y Finanzas se recogen las responsabilidades habituales de Personal, Formación, Contabilidad, etc. Aunque su creación sea algo tardía, la existencia de Gepetrol será resultar fundamental en el futuro para ordenar los intereses y prioridades del Estado en el campo de los hidrocarburos. La compañía debe disponer de mucha más flexibilidad que el Ministerio de Minas y Energía, y es necesario que adapte sus actuaciones a un entorno muy dinámico como es el de la industria de los hidrocarburos al tiempo de servir los intereses públicos, guardando independencia de las empresas privadas que actúen en el país y que es más que probable que deseen ejercer influencia en las decisiones de Gepetrol.

En enero de 2005 y con misiones paralelas a las de Gepetrol, pero ahora orientadas a las actividades del gas, se creó la Sociedad Nacional de Gas de Guinea Ecuatorial, Sonagas GE, para gestionar las participaciones del Estado en los proyectos de gas. Esta empresa pública está ya presente en el accionariado de las plantas de metanol, con el 10% y de gas licuado de petróleo de Punta Europa, también 10%, además de en la futura de gas natural con el 25%. Sonagas tiene asignado por ley y en régimen de monopolio la distribución y venta de gas natural en el mercado interior, si bien la nueva ley de hidrocarburos, que se comentará mas adelante, le permite operar en sociedad con terceros. Será fundamental la transparencia en la gestión de Gepetrol y Sonagas, que deben someterse a auditorías de calidad, tanto económico-financieras como de gestión, al objeto de dar rigor a la actuación pública y asegurar que el beneficio se destine a las arcas del Estado. Desde el punto de vista

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

económico y de gestión, Gepetrol y Sonagas es necesario que se sometan a esos oportunos controles independientes que deberán hacerse públicos. Una tarea fundamental de Gepetrol y Sonagas debe ser el de la capacitación del personal guineano, tanto en áreas técnicas como de negociación de contratos, jurídicos, financieros o de mera gestión. La formación, que no es hoy un activo relevante del país, es fundamental para conseguir negociaciones equilibradas con las compañías extranjeras de exploración y producción de hidrocarburos y con los inversores en general. Los acuerdos que benefician al país, a sus ciudadanos y que interesen a las compañías, para ser buenos para ambos, requieren técnicos con adecuado nivel profesional. Lo mismo debe decirse de la capacitación de la mano de obra a todos los niveles, para ir sustituyendo a los profesionales extranjeros. De nuevo se pone de manifiesto que la educación es capital. Por otra parte, Gepetrol y Sonagas es necesario que participen con un porcentaje en todos los campos y actividades y empezar a plantearse, para un futuro, la tarea de exploración en su propio territorio, cuando la situación financiera lo haga posible, aunque para ello tengan que acudir a acuerdos más intensos de asociación con empresas extranjeras de experiencia, ya que ello les aportará un conocimiento del negocio que redundará en beneficio de su gestión y por tanto del país. Desde el punto de vista estratégico público, es imprescindible guardar un delicado equilibrio entre la capacidad de actuación de las dos empresas nacionales y el gobierno, para evitar que, como ha ocurrido en otros países productores, Gepetrol y Sonagas se conviertan en un “estado dentro del estado”, con fuerte poder y sin los adecuados controles institucionales. En el cuadro

17

6 se reflejan las empresas dependientes del Estado en los distintos sectores de actividad.

Condiciones de contratación y fiscalidad en exploración y producción de hidrocarburos Técnicamente hay, simplificando, dos sistemas básicos de relación entre los estados productores y las compañías petroleras, el de producción compartida o el de concesión. En España y otros países europeos opera el sistema de concesión. En la mayoría de los países productores de la órbita OPEP, por el contrario se prefiere la fórmula de producción compartida o “sharing contract” que es la opción elegida, con buen criterio, por Guinea Ecuatorial. El modelo de contrato actualmente en vigor contiene los términos y condiciones que se exponen más adelante17.

Anteriormente, un conjunto de disposiciones, por cierto poco claras, ordenaban estas actividades. La nueva Ley de Hidrocarburos18, desde noviembre de 2006, ha clarificado más la situación, si bien es pronto para realizar un juicio definitivo, ya que lo fundamental será conocer los criterios de aplicación en el día a día. La nueva Ley, en el capítulo I, define a los hidrocarburos como bienes de dominio público propiedad exclusiva del Estado. Muy en síntesis, el modelo vigente de contrato de reparto de producción, considera un período inicial de exploración entre cuatro y cinco años, para realizar los estudios de sísmica y los sondeos necesarios, que son prorrogables a dos más, si es preciso, Para obligar a revisar cada bloque lo más completamente posible, se prevé una renuncia del 40% de la parcela después del período inicial si no se han obtenido resultados y del 25% al final del primer

Cuadro 6: Participación pública en los activos energéticos

Estado de Guinea Ecuatorial

GEPETROL Estado 100%

Exploración y producción de petróleo

SONAGAS

GETOTAL

SEGESA

Estado 100%

Estado 20% Total 80%

Participación pública mayoritaria

Gas natural Gas licuado Metanol

Distribución de productos petrolíferos

Electricidad

Fuente: elaboración propia

Como se indica en www.equatorialoil.com. Guinea Ecuatorial recuérdese que es país observador en la OPEP.

Ley de Hidrocarburos 8/2006 del 3 de noviembre. Anteriormente existía otra Ley de Hidrocarburos de 1981, modificada en 1998 y normativa fiscal de 1986 con numerosas modificaciones posteriores, 1988, 1991, 1997, etc. Modelo de Contratación revisado en 2006. 18

Cuadernos de Energía

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

año de la prórroga. Así mismo, existe un canon anual por arrendamiento de superficie y un derecho a gravar los beneficios extraordinarios cuando el Estado Guineano lo considere. El royalty se sitúa en un mínimo del 13% de la producción total, escalando su importancia a medida que ésta aumenta. Como es habitual, se permite la recuperación de los costes de exploración. Hay prevista una entrega a fondo perdido, “bonus payment” a favor del Estado cuando se declare la comercialización de un yacimiento, en forma de pago de una prima, cuyo importe no se determina. La cantidad de petróleo total, después de deducir las regalías anteriores, al 13% o porcentaje correspondiente, es decir, el petróleo neto de regalías, será repartido entre la empresa productora y el Estado según un escalado y en base a unos porcentajes fijados en el contrato, que tampoco son conocidos y se dejan a la negociación. Esta figura determina la denominación de “reparto de producción”. Las cantidades provenientes, tanto del cupo de regalías como la participación del Estado, se valoran a una media entre la cotización del Brent, crudo de referencia del Mar del Norte y los precios ajustados por calidad de crudos producidos en África Occidental. El Estado puede participar en un porcentaje no especificado previamente y a concretar, aunque no inferior al 20%, en el campo de que se trate, como un socio más, incurriendo en los costes que proporcionalmente le correspondan y participando en la producción en ese mismo tanto por ciento. Adicionalmente, las empresas que realicen exploración o producción están obligadas a ejecutar aquellos proyectos de contenido social que el Gobierno determine, entregando anualmente una cantidad con este fin, que dada la indeterminación de la cifra

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Cuadernos de Energía

Cuadro 7: Conceptos de percepciones para el Estado Guineano derivadas del modelo de contrato de reparto de producción "sharing contract" Prima de celebración de contrato Canon anual de superficie de exploración por hectárea Canon anual de superficie de producción por hectárea Prima de descubrimiento Prima de producción escalada Regalías (mínimo 13%) Participación en petróleo crudo neto Proyectos sociales y de formación (programa anual) Impuesto de sociedades Fuente: Gobierno de Guinea Ecuatorial. Ley 8/2006 de 3 de noviembre. Modelo de contratos de participación.

que se fijará al “prudente criterio del Ministerio”, supone una peculiar colaboración que, en cualquier caso, no se considerará como coste de operación. Las empresas también están obligadas a construir un edificio “digno” para la instalación de sus oficinas locales. Además, se pagará una prima inicial de contratación, a determinar, a la firma del contrato de reparto de producción. También se establecen distintas primas de producción para ser satisfechas al Estado en la fecha de inicio y al alcanzar determinados niveles de bombeo. En el cuadro 7 se sintetizan las condiciones establecidas por la Ley de 2006 y por el modelo de contrato actualmente existente. El impuesto de sociedades vigente, que se gira sobre el beneficio neto resultante de la compañía productora, tiene un tipo del 35%.

Estas condiciones pueden llegar a ser, en principio, algo numerosas pero, sobre todo, demasiado abiertas al proceso de negociación, que no se garantiza que sea transparente. Debe recordarse que la discrecionalidad encaja mal en una razonable política de hidrocarburos, además de propiciar prácticas indeseables. La fiscalidad y, en general, el resto de las condiciones deben establecerse con un equilibrio que sea capaz de armonizar los intereses de las partes. Cualquier estado debe procurar maximizar sus ingresos bajo la óptica de considerar a los hidrocarburos como una riqueza nacional exportada, cuyos frutos deben reinvertirse en el país. Sin embargo, esa maximización representa un límite de la rentabilidad para las empresas exploradoras que deben a su vez hacer frente a elevadas inversiones con posibilidades bajas de éxito. Recuérdese que en el mundo del petróleo, se acometen los pro-

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

gramas de exploración con probabilidades en el entorno del 15%. Por esto, las condiciones deben estar razonablemente prefijadas y resultar equilibradas para las partes. Además, las condiciones deben ser transparentes y evitar los pagos a canales paralelos, ya que ello deteriora extraordinariamente la consideración del país y de sus dirigentes dando al traste, en el medio plazo, a proyectos de inversión importantes que emigran a otras zonas de mayor rigor y merman las posibilidades de colaboración con organismos internacionales y empresas rigurosas. La falta de transparencia hace que la presencia de las empresas extranjeras sea volátil, y que, en todo caso, las que actúen en el país se deterioren en su comportamiento poco claro, supongo que deliberadamente con prácticas indeseables. Es especialmente importante que por el lado de las empresas se

empleen también prácticas basadas en el rigor y no en actuaciones de otro tenor. Acontecimientos del pasado, como el asunto del Riggs Bank, donde existían numerosas cuentas opacas, son indeseables para la consideración internacional del país y para la reputación de las empresas que operan en el territorio. En el Índice de Percepción de la Corrupción 2006, publicado por Transparency International, Guinea Ecuatorial figura en el puesto 151 de 163, al nivel de Costa de Marfil, Camboya, Bielorrusia o Uzbekistán. La clasificación se realiza mediante consulta a expertos internacionales y en base a distintos informes19. Estas prácticas de desviación de fondos deben erradicarse con firmeza. A Guinea Ecuatorial le va mucho en ello, ya que mientras no se mejore en estos aspectos será difícil disminuir la percepción negativa que produce tal situación.

Cuadro 8: Estimación del precio de los crudos Zafiro y Ceiba

Fuente: elaboración propia a partir de precios y unidades de Brent y Bonny Light.

El Banco Mundial identifica la corrupción como una de las mayores amenazas para el desarrollo y mantiene una serie de recomendaciones para apoyar y ayudar a los países miembros, como Guinea Ecuatorial, para reforzar su gobernanza interna y evitar prácticas indeseables20. Sin desconocer todas las dificultades que ello implica para el propio Banco Mundial y que sitúa a la institución en un papel nuevo21 al implicarse en facetas de política interna de los países, las recomendaciones generales son de utilidad para situaciones como las de Guinea Ecuatorial.

Los ingresos por petróleo, gas y metanol: calidades, mercados y estimación de precios y de valor de la producción El crudo Zafiro tiene una densidad de 32.2º API22 con un contenido de azufre de 0,24%, características que le identifican con un petróleo de buena calidad que permite obtener productos de bajo contenido en azufre. El precio del Zafiro, ligado en cotización al petróleo nigeriano denominado Bonny Light, con un diferencial de aproximadamente de entre medio y un dólar por barril, en contra, se ha podido situar durante 2003 en una media anual de 28,3 $/bbl fob. En 2004, en 31,66 $/bbl. En 2005 en 56,75 $/bbl y en 2006 en 65,49 $/bbl. Estas cifras proceden de una estimación propia. Sin duda, el deterioro de la paridad dólareuro, ha debido suponer un quebranto, vía encarecimiento de las importaciones procedentes de Europa. Sin embargo, la subida de precios del petróleo entre 2003 y 2006, ha superado con mucho este efecto negativo. Salvado este aspecto, el crudo Zafiro ha alcanzado en 2006 los precios

19 Las fuentes de referencia para elaborar el Índice de Percepción de la Corrupción son, entre otros, Economist Intelligence Unit, Merchant International Group, World Markets Research Centre. 20

Banco Mundial (2006). Strengthening Bank Group Engagement on Governance and Anticorruption. GAC.

21

Martí, L. (2007). La lucha contra la corrupción: propuesta del Banco Mundial. Real Instituto Elcano.

Los grados API, estandarizados por el American Petroleum Institute, miden el peso específico y se utilizan para identificar los crudos según su densidad. A más grados, menos densidad y más calidad. El Brent, referencia para Europa, tiene 38,3º API y el Bonny Light, de Nigeria, que es una referencia para la zona, tiene 35,4º API. 22

Cuadernos de Energía

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

Cuadro 9: Valor de la producción de crudo Precios del crudo ($/barril)

Producción (barriles/día)

Bonny Light

Zafiro

Ceiba

Zafiro

Ceiba

Total

Producción anual (barriles)

Valor de la producción ($)

2003

29,28

28,28

26,28

198.000

32.000

230.000

83.950.000

2.350.746.000

2004

38,66

37,66

35,66

283.000

47.000

330.000

120.450.000

4.501.837.000

2005

57,75

56,75

54,75

305.000

50.000

355.000

129.575.000

7.316.881.250

2006

66,49

65,49

63,49

310.000

50.000

360.000

131.400.000

8.568.886.000

Fuente: elaboración propia

más altos desde que salió al mercado. Algo parecido ha ocurrido con el Ceiba. En el cuadro 8 se recoge la estimación de precios para ambos crudos. Los mercados finales de Zafiro son Estados Unidos, Asia-Pacífico y Europa actuando como vendedor Exxon-Mobil en nombre del resto de socios. El crudo Ceiba presenta una densidad de 28º API, más pesado por tanto que el Zafiro, con un contenido en azufre de 0,6 % lo que le confiere menor calidad. El precio del Ceiba también se ha supuesto ligado al crudo Bonny Light y al propio Zafiro, cotizándose, aproximadamente, 2 dólares por barril por debajo de éste último. El precio en 2003, con las premisas anteriores y también según estimaciones propias, osciló en torno a una media de 26,30 $/bbl, en 2004 se situó en media de

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Cuadernos de Energía

35,66 $/bbl, en 2005 en 54,75 $/bbl, en 2006 en 63,49$/bbl. Por tanto, durante los pasados años el nivel de precios de los crudos ecuatoguineanos ha sido muy alto, siguiendo la tendencia de los mercados internacionales. Debe destacarse también que, durante el mismo periodo, se ha incrementado considerablemente la producción, por lo que los ingresos para el Estado han debido de seguir la misma tendencia. Combinando todos estos datos, se ha calculado el valor total del crudo exportado, introduciendo una ponderación 86%14% entre Zafiro y Ceiba. Cuadro 9. Estos datos reflejan una cuestión de interés, cuando se comparan con los niveles de PIB. Las cifras del valor del crudo exportado y las de PIB son tan próximas que, o bien el PIB ha sido superior durante estos años o no todo el crudo producido

se integra en la macromagnitud. Además, si a las cifras del valor de la producción del crudo se suman, por los mínimos, las de gas natural y las de metanol, se superan los niveles de PIB, naturalmente haciendo las correcciones oportunas derivadas de costes y evitando duplicidades en el cómputo. Esta cuestión, como puede imaginarse, no es irrelevante y debería aclararse. Cuadro 10. Otro asunto de interés son los ingresos percibidos por el Estado y derivados por su participación a través de las varias figuras comentadas (primas, cánones, regalías, etc.) y que para los años 2003-2005 no deben estimarse por debajo del 30% del valor de mercado del crudo, utilizando también un cómputo de mínimos. Para el año 2006, a partir de la influencia de la nueva Ley de Hidrocarburos, el porcentaje no debe estimarse por debajo del 40%. Para el gas natural se ha utilizado el

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

Cuadro 10: Comparación entre el PIB y el valor de la producción de hidrocarburos y metanol Valor de la producción (millones de $)

PIB (millones de $)

Crudo

Gas Natural

Metanol

Total

2003

2.600-2.800

2.351

386

209

2.946

2004

4.480-4.600

4.502

429

220

5.151

2005

7.000-7.100

7.317

525

233

8.075

2006

7.600-8.700

8.569

720

341

9.630

Nota: se ha considerado que se transforma en metanol un tercio de la producción de gas. El metanol se ha valorado a precios de mercado internacional, desde 239$/Tm en 2003 hasta 390$/Tm en 2006. El gas natural se ha valorado también a precios de mercado internacional, desde 26,47$/bep en 2003 hasta 42,35$/bep en 2006. Fuente: FMI, BEAC y Economist Intelligence Unit (Feb. 2007). Estimación propia para el valor de la producción de crudo, gas y metanol.

mismo escalado. Aplicando estos criterios se han obtenido las cifras del cuadro 11. Añadiendo estas otras fuentes de ingresos, provenientes de gas natural y metanol, los ingresos públicos deberían haber sido mayores a los que citan las fuentes consultadas, Banco Mundial, Fondo Monetario

Internacional y Economist Intelligence Unit, que han debido recibir algunos datos del país23. La percepción de estos recursos públicos que en los últimos cuatro años puede cuantificarse, sólo provenientes de estos

conceptos, en el nivel de los 8.500 millones de dólares como mínimo, supone una gran responsabilidad de administración eficaz para el gobierno. En este sentido, los indicadores sociales no reflejan aún los efectos de eficaces progra-

Cuadro 11: ·Estimación de los ingresos para el Estado procedentes de hidrocarburos y metanol. Estimación de ingresos públicos por hidrocarburos***

Valor de producción de mercado

Crudo

Gas Natural

Metanol

Total

2003

2.946

705

116

31

852

820

2004

5.151

1.350

129

33

1.512

1.391

2005

8.075

2.195

157

35

2.387

2.673

2006

9.630

3.427

288

51

3.766

3.455

Año

Ingresos públicos "oficiales"

Nota: la cifra de ingresos públicos "oficiales" procede de Economist Intelligence Unit, con datos del país. Fuente: elaboración propia

23

No ha sido posible contrastar las cifras con el Ministerio de Economía y Presupuestos de Guinea Ecuatorial.

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

mas públicos orientados a la población y a la modernización y dinamización de los sectores más tradicionales de la economía. Si bien las exportaciones de petróleo comenzaron en 1995, ya han pasado los años suficientes para que su utilización empezara a dejarse notar en los indicadores sociales y en el balance económico general.

Aguas territoriales y petróleo: un conflicto potencial La situación de los yacimientos Zafiro, Ceiba y Alba en posición offshore y la potencial existencia de otros campos en zonas más alejadas de la costa, refuerzan la importancia de la definición de los límites territoriales por mar y la inseguridad, jurídica y de todo tipo, que plantean las imprecisiones en estos asuntos. La inestabilidad de varios de los países de la zona proyecta más sombras que luces sobre la cuestión. Así, el campo Zafiro ha sido objeto de controversia y tensión con Nigeria, que a su vez tiene un contencioso abierto con Camerún por el mismo motivo. Debe recordarse que Zafiro está muy próximo a los yacimientos nigerianos, y que ya fue necesaria una ardua negociación que dejó cicatrices en las relaciones entre ambos países. Guinea Ecuatorial tiene otro frente abierto con Gabón, sobre las islas Mbnie, Cocoteros y Conga, también por límites de aguas territoriales, que puede implicar a Santo Tomé y Príncipe. Se trata de tres islas minúsculas, la mayor de 30 hectáreas, en la Bahía de Corisco, pero con una importante potencialidad petrolífera24. En síntesis, las fronteras marítimas y su discusión, son un problema potencial que requiere actuación preferente. A pesar de los pactos firmados en 2000 y 2002 entre Guinea Ecuatorial y Nigeria, no es seguro que el conflicto no pueda acti-

24

varse en el futuro, por lo que ambos países deberían hacer un esfuerzo definitivo de definición de los límites, que deberían ser sancionados internacionalmente. Esta reflexión se extiende a las fronteras de Guinea Ecuatorial con las otras naciones del entorno y, como se ha indicado, muy especialmente con Gabón. En los próximos años, es más que previsible que se descubran nuevos yacimientos que pueden volver a recrudecer los conflictos fronterizos. Si bien desde el punto de vista del negocio petrolífero existe el instrumento de la “unitización”, o distribución de un yacimiento cuando éste se extiende en parcelas o territorios de distinta titularidad, en términos de política internacional, no siempre es aplicable si no se parte de una precisa definición de fronteras. Este asunto, con implicaciones políticas y económicas requiere solución en el próximo futuro y el gobierno ecuatoguineano debe prestarle atención y medios, toda vez que es garantía y seguridad para la generación continua de los recursos más importantes con que cuenta el país.

Otras infraestructuras energéticas: activos y carencias Si bien desde el punto de vista estricto de volumen de consumo y de nivel de población puede ser discutible la necesidad de disponer de instalaciones de refino en el país, sin embargo por extensión del territorio y como motor de industrialización sería útil disponer de una refinería de dimensiones adecuadas que proporcionaría productos petrolíferos para el consumo interno, ahorraría importaciones, liberaría excedentes para la exportación y permitiría obtener valor añadido al petróleo extraído de los campos propios, bien al ser destilado en las instalaciones o al ser intercambiado por otros crudos capaces de adaptar el barril refinado al barril deman-

dado. Además, una refinería proporcionaría seguridad y continuidad en los suministros, ahora dependientes de zonas limítrofes no siempre estables. Sin embargo, hasta hoy no ha sido así y, por tanto, Guinea Ecuatorial carece de industria de refino. El consumo doméstico de productos petrolíferos, gasolinas, gasóleos y combustible de aviación debe estar en el entorno de los 2000 bbl/d, que son suministrados por Getotal, tras ser importados en su totalidad. Getotal está participada por el Estado ecuatoguineano (20%) y por la compañía francesa Total (80%) y actúa en régimen de cuasi monopolio. Reconociendo que la implantación de un mercado más libre no es fácil, debe procederse en este terreno con gran prudencia y con razonables garantías de éxito, pero sin duda un mercado más libre debe ser preferido a la actual situación. En cualquier caso, el consumo es bajo y se cubre desde depósitos de almacenamiento situados en Bata y Malabo, en condiciones no siempre adecuadas. El país carece de red de oleoductos, transportándose los productos por barcaza o carretera. Dado lo diseminado de algunos núcleos de población y lo atomizado del consumo, junto con el muy bajo nivel de industrialización, es comprensible la carencia de infraestructuras de trasporte por tubo, que se justificarían plenamente si existiera una refinería, ya que un oleoducto permitiría además de exportar, suministrar el producto a zonas claves del mercado y distribuir desde allí con otros medios. En energía eléctrica, la capacidad instalada está en torno a 25 megavatios (MW), de los que 5Mw se sitúan en el continente. Estos 5Mw se generan en su 90 % en térmicas de fuel y el 10 % es hidroelectricidad. La isla de Bioko dispone de dos centrales de fuel y una de hidroelectricidad que cubre una producción de algo más de

En febrero de 2006 tuvo lugar una reunión en Ginebra entre los presidentes de ambos países para alcanzar un compromiso de negociación.

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Cuadernos de Energía

Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

10 Mw. Recientemente, ha entrado en servicio la nueva central de 10.5 Mw de Punta Europa que carga gas natural procedente del yacimiento Alba. Como se ve, la vinculación de la generación eléctrica a los hidrocarburos es muy notable. La propiedad de las instalaciones de generación corresponde al Estado de Guinea Ecuatorial a través de la empresa Segesa. En electricidad, las carencias son numerosas. Estas instalaciones, alguna de ellas modernas como la de Punta Europa, sin embargo presentan un nivel y calidad de gestión muy mejorables. La red deja mucho que desear. Debe contemplarse con preocupación el irregular suministro que además de reflejar baja calidad de servicio impide, como un factor más, el establecimiento de industrias, salvo que se diseñen con medios propios de generación, lo que encarece los costes de producción y resta competitividad al sistema económico. Como se ha indicado, el balance de energía muestra una fuerte dependencia del petróleo, más del 90%, cifra que debe considerarse alta, especialmente ante la necesidad de importar los productos petrolíferos por la inexistencia de refino. Esta es una debilidad que debería subsanarse, como ya se ha dicho, y que es paradójica al disponer de fuertes producciones y reservas de crudo. La segunda fuente de aportación es el gas natural que podría ser, especialmente en Bioko, una fuente energética de mayor relevancia. El país carece de fuentes renovables capaces de aportar esta energía en cifras mínimamente significativas. Por tanto, una tarea pendiente es reequilibrar el balance energético, evitando la fuerte dependencia de productos petrolíferos de importación. También extender la red eléctrica y mejorar considerablemente su eficacia para llegar a zonas pobladas más distantes con suministro eléctrico sin interrupción.

Respecto al binomio energía-medio ambiente, aún no se ha desarrollado la necesaria sensibilidad para regular los aspectos e implicaciones de un asunto de tanta importancia.

Presencia internacional, llegada de China y Rusia. Ausencia de España

Durante el tiempo en que Guinea Ecuatorial fue colonia española, Hispanoil y otras empresas realizaron estudios más o menos preliminares de sísmica y exploración que razones políticas truncaron. Posteriormente, el régimen guineano prefirió vincularse a otras áreas de influencia, Francia y Estados Unidos, circunstancia que propició la presencia de empresas de esas nacionalidades, con un balance final claramente inclinado hacia las compañías americanas.

Como es habitual en todos los países productores, la capacidad de inversión que requieren las actividades relacionadas con hidrocarburos, la asunción del riesgo y la tecnología son factores que limitan la presencia a sólo compañías potentes. Por cierto, es de esperar que la hasta ahora ausencia de empresas españolas pueda resolverse en el futuro, cuando se hagan los esfuerzos necesarios para superar los obstáculos que lo han impedido.

Con independencia de todos estos factores y de la pérdida de oportunidad que haya podido suponer para España, la realidad es que casi siempre las mismas empresas están en todos los países productores. Ahora bien, si más de una docena y media de empresas de diferentes países están operando en Guinea Ecuatorial, parece razonable que las empresas españolas ocupen un papel más activo y más alineado con la historia y el pasado común. En el

Cuadro 12: Empresas que actúan en actividades de hidrocarburos por país de origen País de origen

Empresa

Estados Unidos

Amerada Hess Atlas Petroleum Chevron Texaco Exxon Mobil Marathon Oil Noble Affiliates Ocean Energy Samedan Oil Vanco Energy

Japón

Marubeni Mitsui

Africa del Sur

Sasol Petroleum

Australia

Roc Oil

China

CNOOC

Francia

Total

Malasia

Petronas

Reino Unido

Tullow Oil

Rusia

Gazprom

Suiza

Glencore

Fuente: elaboración propia

Cuadernos de Energía

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

Cuadro 12 se han recogido las empresas más activas en Guinea y su país de origen. Por varias razones, la presencia norteamericana ha sido mayoritaria en el país. A la indudable capacidad técnica y financiera de sus empresas se ha unido la cobertura diplomática de que han dispuesto las compañías de esa nacionalidad, a pesar de que no todos los momentos han sido “dulces” entre ambos países. De hecho, la Embajada de Estados Unidos se cerró en 1995, volviéndose a abrir en 2002, seguramente como consecuencia de la importancia que para entonces estaban ocupando ya las inversiones norteamericanas en el país, que debieron presionar a su gobierno para reabrir la representación. Por otra parte, no es casual que varias conferencias internacionales de Gepetrol se hayan celebrado en Houston y con el patrocinio de empresas estadounidenses. Un factor nuevo a destacar es la presencia de China, que se ha sentido atraída por la producción real y potencial de hidrocarburos, China está presente a través de The Chinese Nacional Offshore Oil co., CNOOC. En este momento China es ya el segundo comprador de crudo ecuatoguineano, por detrás de Estados Unidos. En sus relaciones internacionales, China es un país cómodo que practica la política de no interferencia en los asuntos internos y que aplica el principio de la “win-win diplomacy”, en contraste con otros más preocupados por planteamientos más críticos que terminan por dificultar la realización de préstamos y acuerdos comerciales, ante la existencia de prácticas irregulares y falta de garantía en la defensa de derechos

25

humanos o escasa preocupación por las cuestiones medioambientales del gobierno de que se trate. Para China, África es un suministrador importante de materias primas y un mercado notable de contratos de obra pública y de construcción en general, hasta el punto de ser el tercer socio comercial del continente y estar incrementando su presencia a través de acuerdos bilaterales de año en año25. Pero recuérdese que China no es un inversor “generoso”. Su estrategia en África se asienta en la política de asegurarse el suministro de hidrocarburos. Para asentar su presencia en Guinea Ecuatorial, en noviembre de 2006, el Export Import Bank of China, Eximbank, abrió una línea de crédito por 2.000 millones de dólares26 al país, para ser utilizado en proyectos de creación de infraestructuras, que desde luego es una de las necesidades prioritarias. China está colaborando en la construcción de un número muy importante de viviendas en los alrededores de Malabo, en el edificio de la radiotelevisión guineana, en otros diversos proyectos y a la vez, modernizando la red eléctrica de la capital. El préstamo se pagará a China con entregas de petróleo, siguiendo un modelo que ya está funcionando bien con otros países productores como Angola. Adicionalmente, China suministra a Guinea Ecuatorial armamento pesado y formación para su uso. China también ha condonado a Guinea a principios de 2007 una porción importante de la deuda bilateral. Sin embargo, debe destacarse que, más que necesidades financieras, dados los recursos del país y el superávit que presen-

tan las cuentas públicas, lo que Guinea Ecuatorial requiere es voluntad de actuación por parte del Gobierno, eficaz selección de proyectos orientados a propiciar la redistribución de la renta y la diversificación de las actividades económicas, junto con el desarrollo de variadas políticas de porte microeconómico. En otro orden de cosas, la presencia de China ha producido la natural alarma en las empresas norteamericanas27 que han identificado un competidor que dificulta sus negociaciones, hasta ahora “cuasi exclusivas” con el gobierno. En septiembre de 2006, la sociedad estatal rusa Gazprom ha concluido un acuerdo con Sonagas para crear una empresa conjunta de producción de gas natural licuado. Gazprom es el primer productor mundial de gas por lo que la presencia de Rusia debe interpretarse como un reconocimiento implícito de las importantes reservas de gas en Guinea y del papel estratégico que puede jugar el país en un mercado que desea ser influenciado por Gazprom. A nivel de intercambios comerciales globales, cabe indicar que el 98% de las exportaciones ecuatoguineanas son hidrocarburos. La madera, una exportación tradicional, únicamente alcanza el 1,5%. El cacao, un cultivo también tradicional, ha pasado a ser residual. Estas cifras recuerdan nuevamente el alto riesgo de concentración en petróleo y gas, cuyos mercados como es sabido, son erráticos y padecen fuerte volatilidad. Las exportaciones se dirigen hacia Estados Unidos en un 22%, hacia China en un

Banco de España (2006). La relación entre China y África.

La política de préstamos al exterior de China está siendo criticada por las instituciones financieras multilaterales, IFIS, por el FMI, Banco Europeo de Inversiones, al no someterse a la regla de préstamos responsables, ni al marco del acuerdo de la OCDE sobre créditos a la exportación. 26

27 Otro elemento a considerar en el posible enfrentamiento de intereses chinoamericanos en torno al petróleo, ha sido el desplazamiento de la empresa china CNOOC por Chevon Texaco en la operación de compra de UNOCAL, en 2005, que fue vetada por Estados Unidos. El interés de China por UNOCAL radicaba en las importantes reservas de la compañía americana.

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Guinea Ecuatorial: de la política económica a la política de hidrocarburos

19% y a Canadá el 7%. Las importaciones, con oscilaciones anuales, tienen origen en Estados Unidos, 8%, Italia con el 6%, Francia 4% y España 3%. En opinión del Banco Mundial, no es fácil invertir ni realizar negocios en el país. El Banco elabora un ranking de clima de

negocios y sitúa a Guinea Ecuatorial en la posición 150 de una lista de 175 países28, por las dificultades para disponer de personal cualificado, permisos administrativos, etc., en un tiempo razonable y a un coste asumible. Para iniciar un negocio hay que realizar hasta veinte procedimientos que requieren 136 días de media, una deman-

da legal por impago necesita 38 procedimientos y 553 días, etc. Aquí se dibujan, para disminuir estas dificultades, varias posibles vías de actuación típicas de las políticas micro a las que se ha hecho referencia anteriormente.

Conclusión Como se ve, los tránsitos no son fáciles. En Guinea Ecuatorial, que es una economía de reducidas dimensiones, pasar de la situación anterior en la que los recursos naturales procedentes de la agricultura y de los bosques mantenían un peso decisivo, hasta la realidad actual, en la que los ingresos derivados de las exportaciones de los hidrocarburos y metanol son la fuente de financiación pública y el componentes básico del PIB, supone un nuevo escenario con dificultades políticas, sociales y económicas. Al tiempo, Guinea Ecuatorial tiene instituciones aún débiles que debe reforzar, mediante una adecuado distribución del poder político, hoy demasiado concentrado. También existen prácticas irregulares que es urgente erradicar. Petróleo y gas van a ser la fuente de riqueza fundamental pero su existencia no debe perturbar la acción política y la necesaria diversificación económica. Además, los ingresos por petróleo y gas, así como la presencia de las compañías internacionales, deben ser piezas integradas en el modelo económico, sin olvidar que la economía de los hidrocarburos requiere de una adecuada gestión del ciclo de los precios energéticos. También es preciso evitar el riesgo de la regulación excesiva o del intervencionismo a ultranza, manteniendo el control de una fuente importante de riqueza nacional cuyo destino es la exportación y en cuya administración no cabe la discrecionalidad. Sólo normas claras que aporten seguridad jurídica al sistema y sean capaces de atraer inversiones notables y estables que además se capilaricen hacia otras actividades. A partir de los importantes recursos existentes y de su administración eficaz, los objetivos de política económica deben estar orientados, prioritariamente, a la erradicación de la pobreza que padece el país, junto con sus indeseables secuelas. También a la redistribución de la renta, a la educación, a la sanidad, a la recuperación de otras actividades tradicionales, a la normalización del mercado de trabajo regular,…en fin a la modernización política, administrativa y económica del país y de sus finanzas públicas. El modelo actual, de altos niveles de renta en términos de PIB, conviviendo con severos índices de pobreza, no parece sostenible en el futuro. n

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World Bank (2007). Doing Business.

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La energía como vector de integración regional en Iberoamérica

i~=ÉåÉêÖ∞~=Åçãç=îÉÅíçê= ÇÉ=áåíÉÖê~Åáμå=êÉÖáçå~ä= Éå=fÄÉêç~ã¨êáÅ~ Pablo Benavides Salas Embajador de España. Ex-Direcor General de Energa de la Comisión Europea

Lo que no ha conseguido MERCOSUR durante muchos años, esto es poner al sector de la energía en el centro de los intentos integradores del Continente sudamericano, lo ha intentado con resultados prácticos ciertamente muy discutibles, el Presidente venezolano Hugo Chávez al convocar en Isla Margarita la primera Cumbre energética de América del Sur los días 16 y 17 de abril pasados. En el marco de MERCOSUR esos intentos habían resultado vanos hasta el punto de que el llamado sub-comité 9 que seguía los temas energéticos quedó paralizado durante años por sus escasos resultados y, sobre todo, por la falta de voluntad política, las diferencias regulatorias de los países miembros y por su dispar condición de productores o importadores netos de energía. Pero también es cierto que eran tiempos en que el petróleo se llegó a vender a 10 dólares el barril de Brent por no mencionar el valor del crudo pesado o extrapesado venezolano aún menor. Las circunstancias no ayudaban; Venezuela vivía a la sombra de EEUU como importante abastecedor del mercado americano y exploraba productos nuevos para hacer atractivos sus crudos, como la “orimulsión” término que aunaba el origen del producto extraído de los crudos extrapesados de la Franja del Orinoco y la tecnología empleada, la emulsión; y la gran compañía venezolana PDVSA podía presumir de ser una empresa modélica copiada de los moldes de gestión americanos. Con buenos resultados económicos pero con un plus de corrupción que parece inevitable en aquellos pagos. En algo más de siete años las circunstancias han cambiado dramáticamente: el petróleo baja con dificultad y solo esporádicamente de los 60 $, la demanda ha crecido espectacularmente, algún abastecedor como Irak sigue en buena medida ausente del mercado y, por encima de todo, un nacionalismo beligerante teñido de indigenismo socialista se ha adueñado de la escena política del subcontinente latinoamericano con la aparición de los Kirchner, los Morales, los Correa y, a la cabeza de todos ellos, el venezolano Chávez. Hugo Chávez ha pretendido, según sus propias palabras, “reescribir la Historia”. Quizás sin llegar a eso, lo que el Presidente venezolano sí ha intentado es hacer de la energía el 50

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vector de la integración sudamericana utilizando la riqueza en hidrocarburos de su país y aprovechando la coyuntura para su mayor protagonismo. No todos los líderes, ni tan siquiera aquellos que se encuadran entre los “progresistas”, han acompañado la iniciativa. Como el Presidente paraguayo Tabaré Vázquez poco deseoso de verse las caras con su vecino argentino en un momento de tensión a causa del litigio de las industrias papeleras fronterizas en Río de la Plata. Tampoco mostraron entusiasmo por la iniciativa el peruano Alan García y aún menos el brasileño Lula da Silva implicado en una dura polémica acerca de los biocombustibles en la que echaron su cuarto a espadas Chávez – lógico defensor de sus hidrocarburos – y el cubano Fidel Castro que menos compresiblemente desde un punto de vista económico ( Cuba es gran productora de caña de azúcar ) aprovechó la ocasión para calificar de genocida potencial (¡!) al Presidente americano, George Bush, por condenar a una hambruna futura a cientos de millones de personas si dedicaba tierras tradicionalmente productoras de maíz o soja para alimentación a la fabricación de bioetanol. La Cumbre finalizó después de tensiones y enfrentamientos con una Declaración Final de 17 puntos consensuada con grandes dificultades. La Declaración excesivamente difusa intenta promover con inversiones conjuntas las infraestructuras y las energías renovables, proclama el derecho del ciudadano a la energía, defiende la sistematización y la evaluación del balance energético suramericano y subraya la importancia de la integración regional. El aspecto de mayor concreción de la Declaración es la creación de un Consejo energético de Sudamérica compuesto de los Ministros del ramo que deberá presentar un proyecto de acuerdo en la próxima edición de la Cumbre. No es el caso de recoger en estas líneas el contenido de las discusiones de Isla Margarita del que se han hecho eco múltiples medios de difusión pero sí de comentar y glosar algunos de los aspectos más relevantes de la Cumbre.

La energía como vector de integración regional en Iberoamérica

La polémica de los biocombustibles. La Cumbre ha venido precedida por la gira que el Presidente americano, Bush, había efectuado por aquellos países que son más afines o menos hostiles a su política, incluyendo en primer término a Brasil y las conversaciones con su Presidente. Uno de los aspectos claves de la visita presidencial a Brasil ha sido la referencia a los combustibles alternativos de los hidrocarburos. La política energética americana presentada en dos ocasiones solemnes durante su mandato por el Presidente Bush ha insistido especialmente en la necesidad que los Estados Unidos tienen de liberarse de la servidumbre de sus importaciones petrolíferas procedentes de zonas inestables entre las cuales los políticos y los teóricos americanos no dudan ya en incluir a tradicionales aliados como las monarquías saudí y kuwaití. Para ello Estados Unidos promociona con todos los medios a su disposición la producción de bioetanol a partir del maíz o la soja de los que son grandes productores. Los efectos en la producción destinada a consumo animal o humano han empezado ya a hacerse sentir en los precios no solo de los productos comestibles en el mercado americano sino en los de países exportadores como México. Estados Unidos no tiene, efectivamente, otro medio para cubrir las necesidades de bioetanol que recurrir a otros abastecedores potenciales. Ninguno mejor colocado para ello que Brasil que dispone de una producción muy importante de etanol procedente del azúcar de caña y de tierras todavía abundantes para desarrollar este cultivo. La sinergia estaba, por lo tanto, preparada de antemano entre los dos Presidentes. La iniciativa del viaje y los acuerdos alcanzados han tenido cuando menos dos tipos de consecuencias. En primer lugar, ha servido para hacer ver, una vez más, que no existen tecnologías o fuentes de energía totalmente alternativas y que, consiguientemente ninguna puede ser excluída. Los hidrocarburos no son hoy por hoy plenamente sustituibles por otro tipo de carburantes. Los biocombustibles, llámense bioetanol o biodiesel, podrán aliviar la necesidad de utilización, y por lo tanto de importación, de crudos pero no dar lugar a su sustitución. Los productos agrícolas de los que se derivan están sometidos a su propia dinámica, una dinámica ligada a reglas estrictas de producción o de comercialización. La promoción de la producción de maíz, de soja o de azúcar con destino a la elaboración de bioetanol podrá, sin duda llevarse a cabo mediante la entrada en producción de nuevas tierras destinadas ahora a otros cultivos o sencillamente dejadas en barbecho, pero no se olvide que incluso en esta última eventualidad los compromisos internacionales que tan acerbamente defendieron los Estados Unidos en su momento en Cairns acerca de las tierras disponibles para cultivos agrícolas en la Unión Europea podrían considerarse en entredicho. La presión de los cultivos llamados energéticos se ha hecho sentir seriamente en el mercado americano. Entre enero de 2006 y mayo de 2007 la cotización del maíz se duplicó pasando de 2 $ por bushel a algo más de 4 $ e igual-

mente sucedió con el trigo que pasó de precios de 3,30 $ a 5 $ el bushel. Según algunos analistas, si Estados Unidos pone en marcha íntegramente su política de promoción de los biocombustibles la producción de estos podría pasar de 10.000 millones de galones anuales en la actualidad a 25.000 millones en 2010 y constituir el principal elemento de crecimiento de la agricultura en estos años. ¿A qué precio económico y político ¿ Los cálculos del International Grains Council apuntan a que en esta campaña y a pesar del incremento sensible de la producción de grano de más del 6 %, la producción mundial se quedaría corta en relación con el consumo en un 3,1 % y ello debido en buena parte al “tirón” de los usos para fines energéticos. En un contexto semejante no tiene nada de sorprendente, y esta es la segunda consecuencia de los contactos entre los Presidentes americano y brasileño, que el primero ande a la búsqueda de nuevas fuentes de abastecimiento - ¡no de hidro carburos¡ - sino de biocombustibles. Brasil podría ser una de las soluciones. Al propio tiempo, creando nuevas y estrechas relaciones con el líder más emblemático de Iberoamérica, Estados Unidos introduciría una cuña política entre los países hostiles a su política. De aquí la reacción malhumorada y excesiva inicial tanto de Chávez como de Castro acusando a Bush de provocar la muerte a plazo de millones de personas. Esa reacción puso en peligro la participación de Brasil en la Cumbre de Isla Margarita y solamente se superó tras de aceptarse por parte de Chávez la mención a los biocombustibles en la Declaración final. Digamos de paso que este no fue el caso de otra fuente, la nuclear, que a pesar de las intenciones de algunos de los países presentes en la Cumbre de desarrollarla en un futuro próximo no se recogió de manera explícita en las Conclusiones. Para el Presidente venezolano que ha hecho del petróleo su arma política fundamental – mucho más descaradamente que la utilización que de ella hace el Presidente ruso – el “boom” de los biocombustibles es una amenaza potencial que debilitaría aquella su política. La polémica no está definitivamente zanjada y corre el riesgo de encenderse de nuevo al menor chispazo. No olvidemos que el potencial de producción de biocombustibles de Brasil cubre no solamente los de primera generación procedentes del azúcar de caña sino los de segunda generación de la lignocelulosa habida cuenta de las enormes superficies de bosques brasileñas.

Un cambio en las corrientes comerciales. Hasta el momento y tradicionalmente la “realpolitik” ha obligado a entenderse a Estados Unidos y Venezuela en materia de intercambios de hidrocarburos. Esto no planteaba problemas hasta la llegada al poder del Presidente Chávez y Venezuela ha venido dirigiendo una parte importante de sus exportaciones de crudo al mercado de Estados Unidos para ser refinada en las plan-

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La energía como vector de integración regional en Iberoamérica

tas americanas. PDVSA, ya lo hemos dicho, era una empresa inspirada en los modelos de gestión americanos: eficiencia, tecnología e investigación propias e incluso proyectos sociales. El resultado en términos de producción era los casi cuatro millones de barriles /día producidos. La intención del Presidente venezolano en su creciente hostigamiento a Bush es la de desviar sus exportaciones hacia otros clientes y en especial hacia China. Con ello Chávez pretende lesionar los intereses americanos sin contar con el hecho de que una ruptura de los flujos comerciales actuales traería con toda probabilidad más problemas a Caracas que a Washington. Alterar esas corrientes comerciales ya establecidas no es tarea que pueda realizarse en breve tiempo. Venezuela no exporta los crudos ligeros y “dulces” que abundan en Oriente Medio que son de fácil tratamiento sino crudos pesados que requieren un proceso de refino caro y de cierta complejidad tecnológica. Ese proceso se lleva a cabo en refinerías en los puertos de destino americanos. Por su parte, China cuya presencia en Iberoamérica es cada día más activa puede, efectivamente, buscar una fuente de abastecimiento adicional de hidrocarburos en Venezuela pero no dispone de refinerías técnicamente capaces de procesar el crudo pesado del Orinoco venezolano. Y por el momento la construcción de esas refinerías no parece ser una prioridad de la política energética china. Por ello, Venezuela habrá de contar con el mercado americano como salida de una parte importante de su producción. Venezuela tiene hoy contabilizadas unas reservas de 80.000 millones de barriles de petróleo convencional pero sus pretensiones de explotar toda su riqueza de crudos pesados y ultra-pesados de la Franja del Orinoco aumentarían esas reservas espectacularmente hasta 316.000 millones de barriles para colocar al país en el primer puesto del mundo por reservas explotables. Pero eso requiere también contabilizar el muy alto coste de su explotación y su refino. Una disminución del precio del Brent por debajo de los 55/60 dólares por barril expulsa del mercado a esos crudos del Orinoco. Y un precio superior hace, por el contrario, entrar en juego nuevos yacimientos especialmente los de gran profundidad “off shore”, los de áreas geográficas de climas extremos como los de Siberia septentrional o, en un futuro quizás algo más lejano, las arenas bituminosas canadienses de Alberta. Otros tantos competidores para Venezuela.

Una gestión cuestionable. A los pocos meses de su llegada al poder, Hugo Chávez, de quien algunas personalidades del petróleo de aquel país esperaban en aquel momento algo más de moderación, la emprendía con la empresa más emblemática de Venezuela: PDVSA. En muy escaso tiempo la gran mayoría de los técnicos de la compañía fueron expulsados y fueron recogidos por otras empresas del sector en el

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mundo entero. Se perdía un inmenso “know how” de difícil sustitución. A niveles profesionales menores la sanfría de personal alcanzó a unos 18.000/20.000 profesionales. La producción descendió de 3,6 millones de barriles /día a menos de dos millones. El azar quiso que ese descenso en las cantidades extraídas se compensara con una mejoría notable de los precios. Hoy, las estadísticas venezolanas muestran una cuasi-recuperación de los niveles anteriores a la crisis pero adolecen de escasa credibilidad y la cuota venezolana con una producción de unos 2,4 millones de barriles/día no parece cubrirse. Todo esto no ha impedido a Venezuela disponer de unos recursos financieros muy sustanciales que han permitido a Chávez lanzarse a una política de “misiones” sociales de las que sin duda el país estaba muy necesitado y a un protagonismo dadivoso con los países afines. PDVSA se ha convertido en el instrumento de financiación de esa política. Algunos cálculos cifran 5.300 millones de dólares el déficit actual de caja de la empresa que se verá obligada a lanzar nuevas emisiones de bonos. En esta situación financiera cubrir las necesidades de inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos se presenta muy problemático. Alcanzar el objetivo de Chávez de 5,8 millones de barriles/día en 2012 exigiría unos 56.000 millones de inversiones. La Cumbre de Isla Margarita ha sido testigo de algún otro de esos gestos bajo la forma de la propuesta de creación de un Banco del Sur. La iniciativa no supondría problemas insuperables si se siguieran las pautas de la creación de bancos regionales que ya existen en otras zonas y añadiendo un plus de preocupaciones sociales requeridas en un contexto socioeconómico con graves problemas como el Iberoamericano. Sin embargo, el Banco del Sur se enfrenta antes de nacer a la posición crítica de Brasil que dispone de su Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social ( BNDES ) del cual el Presidente Lula da Silva se muestra satisfecho y a la propia actitud beligerante de Chávez, seguido o, incluso, precedido por otros líderes en contra de las Instituciones Financieras Internacionales ( Fondo Monetario Internacional y Manco Mundial ). La retirada anunciada de Venezuela de estas Instituciones, cualesquiera que sean las críticas que se les puedan dirigir, ni afectará a estas ni reportará beneficio alguno a Venezuela pero podría entorpecer la iniciativa del nuevo banco. El que pretendía ser el instrumento financiero básico para las gigantescas inversiones que Iberomérica necesita en el sector de la energía puede, quizás, no llegar a ver la luz. Venezuela, gracias al aumento de los precios del crudo y a pesar de la disminución de su actividad extractiva, dispone de unos ingresos petrolíferos en aumento continuo desde las huelgas de 2002-2003 que marcaron el punto más bajo de su producción y de 19.000 millones de dólares en aquellos años ha alcanzado más de 45.000 millones en 2006.Esto representa una tercera parte del PIB y más del 50 % de todos los ingresos estatales. Estos medios podrían, si su gestión respondiera a criterios rigu-

La energía como vector de integración regional en Iberoamérica

rosos, constituir el colchón idóneo para hacer frente a las necesidades sociales que el país reclama ahora y en el futuro. La mayoría de los países grandes productores, y no solo Noruega, sino los árabes, han constituido hace años fondos financieros para hacer frente a años menos favorables que los que vive el petróleo ahora. El Presidente venezolano con su política a corto plazo puede llevar a Venezuela a serios problemas financieros especialmente si las inversiones necesarias en el sector del petróleo no se realizaran.

El Gran Proyecto. La Cumbre de Isla Margarita ha puesto sobre la mesa de los Presidentes presentes el macroproyecto del Gran Gaseoducto del Sur destinado a llevar el gas venezolano hasta Argentina. El tubo recorrería de noroeste a sudeste todo el Continente sudamericano en una distancia de más de 8.000 kilómetros a través de las regiones orográficamente más complejas del Globo. Su costo no se ha intentado cifrar aún pero las primeras estimaciones no bajarían de unos 20.000 millones de dólares. Por lo demás, el impacto medioambiental sería considerable y serían de temer reacciones muy hostiles de todas las grandes organizaciones ecologistas del mundo en defensa de las etnias de las regiones amazónicas. Para el Presidente Chávez un proyecto semejante tendría no solo un valor integrador regional en que se implicarían los grandes consumidores del Cono Sur sino que daría una dimensión definitiva de poder geopolítico a su promotor. Venezuela cuenta con las mayores reservas de gas de Iberoamérica pero en su inmensa mayoría se encuentran en los campos petrolíferos en los que el gas sigue siendo utilizado para inyectar la presión necesaria para la extracción de los crudos pesados. Hoy por hoy, Venezuela

logra apenas cubrir sus necesidades de consumo de gas lo cual hace de ese gran proyecto poco menos que un sueño difícil de alcanzar. Una paradoja que no podrá resolverse en un horizonte temporal razonable. Con todos estos elementos, la geopolítica energética del Continente sudamericano no parece verse alterada significativamente. EL Presidente venezolano pretende erigirse en el gran líder cuyos instrumentos serán sus recursos petrolíferos y sus gestos de dadivosidad hacia sus congéneres y vecinos más afines. La Cumbre de Isla Margarita ha sido seguida de la V Cumbre de la Alternativa Bolivariana de las Américas ( ALBA ) en la ciudad venezolana de Barquisimeto en la secuencia que se inició en 2001. Actualmente de sus miembros – Venezuela, Nicaragua, Cuba, Bolivia, Haití y Ecuador que se ha unido al ALBA en la última Cumbre - tres de ellos acumulan un importante poder energético. En esta iniciativa política que tiene por el momento mucho de declaratoria se apoya el Presidente Chávez para dar una dimensión global a sus pretensiones de hegemonía. La Cumbre de Isla Margarita deja tras de sí unas incipientes instituciones – un Tratado Energético suramericano aún por discutir, un Consejo Energético, una OPPEGASUR que pretende ser algo así como la OPEP del gas de aquellos países, una propuesta de Banco del Sur – pero quedará por ver si estas iniciativas cristalizan en una integración energética genuina que logre lo que MERCOSUR nunca alcanzó. Haría falta para ello mucho más que el liderazgo de un Chávez y una dosis de voluntad política que por el momento no se ha puesto a prueba más que en unos primeros escarceos con no pocas disensiones.Seguiremos desde estas páginas la evolución política de este proceso.n

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El desarrollo del mercado de bioetanol

bä=ÇÉë~êêçääç=ÇÉä=ãÉêÅ~Çç=ÇÉ ÄáçÉí~åçä Ramón de Miguel Egea Presidente - Asociación Europea de Bioetanol E-Bio

La utilización de biocarburantes, bioetanol entre otros, como combustibles de transporte constituye una alternativa creíble y fiable para ir desplazando, de forma sensible, el uso de combustibles fósiles –gasolina y diesel- en todo el mundo a lo largo de las próximas décadas y poder, así, contribuir al desarrollo sostenible. Una clara tendencia en esta dirección se ha iniciado en todo el mundo en el siglo XXI que refleja la opinión generalizada de que los biocarburantes pueden reducir la dependencia energética y favorecer su diversificación, disminuir la emisión de gases de efecto invernadero y mejorar la calidad del aire tanto si se utilizan puros como en mezclas con combustibles fósiles En la Unión Europea entró en vigor en Mayo de 2003 la Directiva 2003/30/CE por la que se establecen objetivos indicativos nacionales de comercialización de biocarburantes . Como valores de referencia se establecen los porcentajes de 2% en 2005 y 5,75% en 2010 calculados sobre el contenido energético de toda la gasolina y el gasoleo para el transporte comercializados al final de estos años. El 10 de Enero de este año la Comisión Europea ha propuesto un paquete energético en el que se propone un porcentaje obligatorio de mezcla de biocombustibles con gasolina y diesel de 10% a final del 2020. Este objetivo ha sido endosado por

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el Consejo Europeo el 16 de Marzo y una nueva directiva se prepara con medidas legislativas que será presentada al Consejo antes de final de año. La Comisión ha constatado que, salvo en Suecia y Alemania, a final del 2005 no se han cumplido los objetivos fijados. Por esta razón la Comisión considera que una “obligación de uso de biocarburantes”, disposición legal que exige a los operadores petrolíferos la incorporación de un porcentaje de biocarburantes en la gasolina y el gasoleo que se distribuyen en el mercado, constituye un elemento fundamental para el logro de esos objetivos. El consumo de bioetanol en España se dirige solo a la producción de ETBE y en 2005 ha supuesto el 1,5% del consumo de gasolina. Desde el año 2000 REPSOL y CEPSA incorporan a la gasolina este aditivo formado a partir de la reacción de bioetanol e isobutileno que incrementa el índice de octanos de la gasolina. España no ha cumplido el objetivo de uso de biocarburantes indicado por la UE para 2005 ni con el biodiesel, ni particularmente con el bioetanol. Y ello a pesar de que una compañía española es el segundo productor mundial de bioetanol del mundo y el primer productor de la UE con una capacidad de producción solo en España de mas de 500 millones de litros de los

cuales una parte importante debe ser exportada por falta de demanda en nuestro país. La clave del desarrollo de consumo de bioetanol es la mezcla directa de un cierto porcentaje con la gasolina que es lo preceptuado en la legislación europea y que se realiza ya en algunos de los estados miembros de la UE y sobretodo en Brasil y Estados Unidos. En España la mezcla cuenta con la oposición de las compañías petroleras que argumentan que el uso creciente de mezclas con bioetanol supondrá un aumento del excedente de gasolina que no se vende por la progresiva dieselización del mercado y que, al mismo tiempo, el transporte y distribución de bioetanol y sus mezclas plantean problemas de difícil solución. Por lo que se refiere al primer argumento es evidente que el gasoleo producido para atender a la creciente demanda de este producto viene determinado por el volumen de crudo refinado que, a su vez, y como consecuencia de las actuales tecnologías de refino, determina, con un margen de maniobra limitado, la producción de gasolina independientemente de la demanda nacional que ha disminuido. El excedente de gasolina es consecuencia de decisiones empresariales de carácter industrial y comercial tomadas hace años por los

El desarrollo del mercado de bioetanol

operadores petrolíferos. Es la utilización de la capacidad de refino, y no el uso de bioetanol lo que determina los incrementos en la exportación de gasolinas en España. No parece razonable, por tanto, que los operadores petrolíferos utilicen el argumento de los excedentes de gasolina para privar a los consumidores de la opción de utilizar gasolinas con mezcla directa de bioetanol. Por otra parte, la experiencia mundial demuestra que la logística del bioetanol se integra fácilmente en los sistemas de almacenamiento y distribución de derivados de petróleo, estén estos formados por redes interdependientes propiedad de los distintos operadores petrolíferos (EE.UU.,Suecia) o por una red única propiedad de un operador logístico (Brasil, España). El transporte de bioetanol desde la plantas de producción a los terminales de almacenamiento se realiza mediante camiones cisterna, evitando, el uso de los oleoductos que transportan los derivados de petróleo y los posible problemas, aún no resueltos, tales como la incompatibilidad de materiales o absorción de agua. La implantación de tanques de bioetanol en los terminales de almacenamiento y distribución de derivados de petróleo y de equipos específicos para la formación de mezclas ha mostrado su viabilidad técnica con costes muy limitados El desarrollo del mercado de bioetanol en España demanda por tanto un esfuerzo que debe liderar el Gobierno para dar cumplimiento a nuestros compromisos con la UE y para ser consecuentes con las obligaciones de reducción de emisiones en el transporte que derivan del Protocolo de Kyoto. La actual legislación comunitaria va a ser modificada con el objetivo de facilitar las mezclas y al mismo tiempo elevar el porcentaje de mezcla obligatorio. En cualquier caso, y teniendo solamente en cuenta las directivas actualmente en vigor la apertura seria del mercado de bioetanol en nuestro país exige las acciones siguientes:

1. Establecer una obligación de uso de bioetanol en la gasolina para los operadores petrolíferos. La experiencia ha mostrado que objetivos indicativos de comercialización e incentivos fiscales, por sí solos, son insuficientes para establecer un mercado. El bioetanol es una fuente de reducción de CO2 que, como cualquier otra, debe aprovecharse; además, está basado en unas materias primas con una larga tradición de cultivo en Europa y con una importante capacidad de producción. 2. La obligación debe fijar porcentajes de incremento anual, mesurables y controlables, de uso del bioetanol sobre el consumo de gasolina (contenido energético), coherentes con los objetivos fijados en la Directiva y el propio PER: 2007: 2008: 2009: 2010: 2011: 2012: 2013: 2014: 2015:

3,5% 4,25% 5,0% 5,75% 6,6% 7,45% 8,3% 9,15% 10%

3. Mantenimiento del tipo 0 en el Impuesto Especial de Hidrocarburos aplicado al bioetanol. Los costes de producción del bioetanol -el 50% corresponden a la materia prima- obtenidos a partir de cereales son altos en relación con el coste de la gasolina. Sin embargo, el coste de la gasolina no internaliza los costes del cambio climático y medioambientales que provoca su utilización, así como los costes de la dependencia energética de un solo combustible. Estos costes justifican los incentivos fiscales que se aplican al bioetanol. La

medida resolvería en España la incertidumbre, respecto a inversiones futuras, que introduce la legislación fiscal ya que la vigencia del actual tipo impositivo 0 aplicable al bioetanol finaliza en el año 2012. 4. Adecuación de los sistemas de transporte y almacenamiento de productos petrolíferos para incorporar tanques de almacenamiento de bioetanol y dispositivos para realizar y expedir hacia los puntos de venta las mezclas de gasolina y bioetanol. 5. Mantenimiento de los aranceles europeos a la importación de bioetanol de terceros países y apertura a cuotas de importación acordes con la evolución del mercado del bioetanol. La creación de un mercado en Europa obliga a mantener aranceles europeos a la importación de bioetanol de terceros países. A medida que el mercado se desarrolla podrían fijarse cuotas de importación para países que disponen de acuerdos comerciales preferenciales ( LDC,EBA, ACP, SPG, Acuerdo Euromediteráneo) con la UE. 6. Establecimiento de certificados de sostenibilidad de la materia prima para la producción de bioetanol, sea nacional o de terceros países. Se trata de asegurar que la materia prima responde a estándares mínimos de sostenibilidad basados en criterios medioambientales objetivos y no discriminatorios hacia los cultivos energéticos y en sistemas de evaluación y certificación de los ciclos de vida del bioetanol. 7. Ampliación de la superficie destinada a cultivos energéticos. De manera sistemática la Política Agraria Común (PAC) de la UE deja inactivas tierras cultivadas y agrava el deterioro

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El desarrollo del mercado de bioetanol

de la vida rural. Para evitar esta situación, la UE debe incrementar las cuotas de tierras de retirada susceptibles de acoger cultivos energéticos que reciben ayuda económica de la UE y en plazos paralelos al desarrollo del mercado. 8. Apoyo a la investigación, desarrollo y producción de bioetanol a partir de biomasa celulósica y de la gasificación de biomasa. La UE debe asegurar la disponibilidad de fondos para el desarrollo de biocarburantes de segunda generación (bioetanol generado con biomasa celulósica y gasificación de biomasa) cuyos costes de producción sean competitivos con los de la gasolina. 9. Establecimiento de garantías explicitas de los fabricantes de automóviles al uso de bioetanol en los porcentajes adecuados como combustible

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La incorporación en los manuales de mantenimiento de los automóviles de las opciones de uso de bioetanol como combustible en mezclas con gasolina, garantizando las prestaciones, es una medida de confianza imprescindible para fomentar el uso del bioetanol entre los consumidores. 10.Modificación de la Directiva de calidad de los combustibles para incrementar el contenido de bioetanol en las gasolinas hasta un 10 %. El límite actual del contenido de bioetanol (5%, v/v) en la gasolina establecido en la Directiva de calidad de los combustibles es una barrera para la creación de un mercado del bioetanol y, por ello, en el cumplimiento de la política de energías renovables de la UE. No existen, además, argumentos rigurosos, ni desde el punto de vista técnico, ni medioambiental, ni de práctica auto-

movilista, contrarios a la presencia de un mayor porcentaje de bioetanol en la gasolina. España como miembro de la Unión Europea debe adaptar su legislación a las directivas actuales y a aquellas que van a resultar de las nuevas orientaciones del Consejo Europeo. Se van a plantear grandes retos y también grandes oportunidades. Por suerte, España, por lo que se refiere a producción de bioetanol está a la cabeza de Europa y nuevas inversiones están ya planteadas en este campo. Solo falta que el Gobierno facilite las condiciones de las mezclas y que los operadores petrolíferos adopten una actitud mas positiva hacia las mezclas y faciliten puntos de venta en las estaciones de servicio. Solo así los propietarios de automóviles en España tendrán opción de consumir gasolinas mas limpias y respetuosas con el medio ambiente. n

El futuro del etanol en España

bä=Ñìíìêç=ÇÉä=Éí~åçä=Éå=bëé~¥~ Emilio Estrada Velo Vicepresidente BP España

La incorporación de biocarburantes y del etanol en particular en los carburantes tiene numerosas y claras ventajas potenciales. La primera y más conocida es la reducción en la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI) con sus efectos en el medioambiente. Además, la introducción de biocombustibles supone una diversificación de las fuentes de energía y contribuye, por tanto, a garantizar la Seguridad en el Suministro. Su proliferación puede propiciar también el desarrollo de áreas rurales en países del Tercer Mundo, un mejor uso del presupuesto de la Política Agraria en la Unión Europea o la creación de puestos de trabajo dentro de una nueva industria transformadora Un análisis más detallado permite poner de manifiesto algunas contradicciones si dicha incorporación no se hace de una forma ordenada. Existe el riesgo, por ejemplo, de que las ventajas medioambientales desaparezcan si la producción de los biocarburantes no se hace con los productos y los procesos adecuados, es decir, si se utilizan más unidades de energía no renovable de lo que se obtiene al producir una unidad de energía renovable. El efecto neto de producir una unidad de energía con etanol generado del maíz en Estados Unidos requiere cerca de 0.9 unidades de energía externa, principalmente electricidad producida con carbón y gas natural. Sin embargo, la necesidad de productos petrolíferos es solo de 0.05. Se trata de un ahorro sustancial en petróleo, pero el aho-

rro en emisiones de CO2 es limitado. En Brasil, la eficiencia en la producción de etanol es mucho mayor, porque se utiliza caña de azúcar y, a diferencia del maíz, la caña evita el proceso de hidrólisis y los residuos son quemados para producir calor y electricidad, lo que supone un ahorro de muchas unidades de energía externa. Otras posibles contradicciones a tener en cuenta tiene que ver con la sostenibilidad de los cultivos que puede afectar el desarrollo de los países del Tercer Mundo. Además, el desarrollo tecnológico e industrial de estos productos está en una fase muy incipiente, con lo cual son muy caros de producir y requieren fuertes subvenciones por parte de las Haciendas Públicas.

de la mayor parte de la industria del refino de introducir ETBE, componente oxigenado de las gasolinas. La especificación actual permite incorporar hasta un 15% de etanol en ETBE sin necesidad de adaptación de los motores. El volumen actual de etanol incorporado en las gasolinas a través de ETBE representa una cantidad de 244.244 m3. El etanol está ya presente en casi todas las gasolinas que consumimos. En la actualidad la normativa permite introducir hasta un 5% de etanol en las gasolinas y la mayoría del parque vehicular no tiene problema en su utilización. ¿Qué problemas plantea introducir etanol directamente en las gasolinas?

El caso español y la obligatoriedad de incorporación anunciada por el Gobierno

Algunos son de tipo práctico, la incorporación del etanol en mezcla directa en las gasolinas contribuye poco a conseguir los objetivos fijados. Las previsiones del mercado español para 2010 indican que el porcentaje de gasóleos sobre el total de carburantes puede rebasar el 80%. Por lo tanto, por mucho que se quiera maximizar la incorporación de etanol en gasolinas, su contribución al objetivo global es muy reducido.

El 90% de la producción mundial de etanol se genera en Estados Unidos y Brasil. España es el primer productor de etanol de Europa aunque su volumen es muy inferior al de estos dos grandes países productores. En buena medida, el auge de la producción de etanol en España (aproximadamente 400 KT/año) se debe a la decisión

Hay otros problemas más de fondo, el etanol aumenta la volatilidad del carburante, su elevada solubilidad en agua requiere un almacenamiento y transporte diferenciado y sus poderes disolventes hacen necesario inversiones en las estaciones de servicio. Esta circunstancia es muy importante pare el sistema logístico español, cuyo peso

He aquí algunos de los retos que, adaptados a las circunstancias de cada mercado, deben ser sopesados antes de afrontar la introducción de los biocarburantes.

Cuadernos de Energía

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El futuro del etanol en España

recae en una red de oleoductos y terminales primarias comunes que lo han hecho muy competitivo a pesar de la difícil geografía española. No obstante, existen zonas en el territorio nacional no conectadas a la red de oleoductos en las cuales sería posible mezclar etanol directamente con las gasolinas, por lo menos hasta el 5% que la normativa actual permite. Por esta razón la obligatoriedad de incorporación debería realizarse sobre el total de los carburantes vendidos y no sobre cada tipo de producto, de esta forma cada operador podría adaptar su política comercial y su logística para lograr los objetivos de incorporación de la forma más eficiente. Otro aspecto importante, provocado por la dieselización de nuestro parque de vehículos, es que las refinerías españolas tienen que exportar gran parte de la gasolina que producen ya que el mercado no la consume. Esto provoca una fuerte ineficiencia en nuestras importaciones de petróleo puesto que hace falta más petróleo del que sería necesario si hubiera un equilibrio en el consumo de gasolinas y gasóleos. Añadir etanol a las gasolinas de forma obligatoria agravaría el problema del sistema de refino español y nuestra dependencia de importaciones de crudo sería mayor. Paradójicamente estaríamos eliminando una de las ventajas fundamentales de la introducción de los biocarburantes; la diversificación y seguridad de suministro.

rentes operadores flexibilidad para comercializar el bioetanol de la forma más conveniente según sus estrategias comerciales y su logística. Para ello es imprescindible incentivar su uso estableciendo un mercado de cuotas que puedan ser negociadas entre los operadores. Es decir, si un operador decide comercializar etanol u otro biocarburante en un nicho de mercado por encima de la cuota mínima establecida, que esto le dé derecho a tener unos créditos que pueda intercambiar con otro operador que lo necesite para cumplir su cuota de incorporación en su mix de productos. Fijar unos precios atractivos a estos derechos fomentaría la introducción del etanol y de los biocarburantes en general. La comercialización del etanol tiene que ganar su espacio con acuerdos con los diferentes participantes en la industria; fabricantes de automóviles, operadores, distribuidores de combustibles, retailers. El futuro del bioetanol puede ser muy atractivo, pero tiene que ganar su espacio en el mercado de una forma equilibrada con el sistema refinero y logístico. En el mercado español hay sitio para todos, y la mejor forma de conseguirlo es dejar al mercado que actúe con los incentivos adecuados en cada momento.

¿Tiene futuro el etanol en España?

El futuro del etanol a largo plazo está ligado a la tecnología, en los llamados productos de segunda o tercera generación. Es más, si los expertos no tuvieran muy fundadas esperanzas en que la tecnología futura va a hacer a esta industria más eficiente, la situación del etanol en países como España sería muy marginal.

A corto plazo, las medidas que más pueden ayudar a la introducción del etanol son las que corrijan el grave desequilibrio entre el consumo de gasolinas y gasóleos en España y las que permitan a los dife-

La biología es la ciencia que más rápidamente se desarrolla en la actualidad: se tardaron 10 años en conseguir la primera secuencia humana de ADN, mientras que ahora este proceso se lleva a cabo en un

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mes. Hasta hoy sin embargo el gran esfuerzo investigador se ha centrado en la medicina. La biociencia energética está apenas comenzando. No es éste el lugar para exponer los diferentes caminos de investigación que se están abriendo y basta aquí con indicar que la ciencia desarrollará cultivos energéticos y procesos transformadores mucho más eficientes que los conocidos hasta ahora. Los cultivos convencionales no son eficientes para cubrir la demanda mundial de biocarburantes, compitiendo además con los productos necesarios para la alimentación humana. Por ejemplo, cuatro toneladas de maíz pueden producir 1.650 litros de etanol, equivalente a 1.100 litros de gasolina (debido al menor poder energético del etanol), pero se restarían del consumo humano o animal. Tecnológicamente la solución está en la utilización de la llamada biomasa lignocelulosa y no sólo de la glucosa y el almidón como actualmente se hace y en desarrollar por tanto cultivos específicos ricos en biomasa que se puedan cultivar en áreas marginales. En los próximos años veremos muchas iniciativas en este sentido que asegurarán un futuro sostenible de estos productos. n

Biocarburantes y “dumping” fiscal

_áçÅ~êÄìê~åíÉë=ó=ÇìãéáåÖÒ= ÑáëÅ~ä Guillermo G. Ruiz Zapatero Abogado - Garrigues Abogados y Asesores Tributarios

El sector vinculado a los biocarburantes, que engloba procesos de producción agraria e industrial, debe considerarse como una “industria naciente”1, sujeta a evidente dependencia del curso inicial de la misma (“path dependency”)2 y a las circunstancias del mercado internacional. Por ello, desde el punto de vista europeo y español, resulta de la mayor importancia precisar la situación de partida que incide en el desarrollo inmediato de la industria y prevenir o anticipar aquellos obstáculos que pueden afectar a su consolidación y desarrollo.

El comercio internacional de biocarburantes El primer problema relacionado con el comercio internacional de biocarburantes es que no existe una clasificación clara de los mismos en el sistema de comercio multilateral. No existe, por ejemplo, acuerdo sobre si los biocarburantes son bienes industriales o productos agrícolas. No obstante, los biocarburantes son comercializados como otros carburantes o como alcohol, en el caso del etanol, y están sujetos a las reglas

internacionales de comercio con arreglo al sistema de la Organización Mundial de Comercio (OMC). En este sentido, además, el acuerdo agrícola de la OMC considera los cultivos energéticos y los agrupa en tres “cajas”. Una caja ámbar que contiene subsidios distorsionadores del comercio incompatibles con el sistema de la OMC, más una caja azul conteniendo los subsidios de la caja ámbar que satisfacen ciertas condiciones diseñadas para reducir la distorsión comercial y, por último, una caja verde que contiene los subsidios no incompatibles o no vinculados a la producción, que permitiría ciertas clases de subsidios o ayudas ligados a la protección ambiental. En el fondo, lo anterior significa que en el ámbito multilateral no existe, todavía, un foro específico para las discusiones sobre el comercio de biocarburantes. A lo anterior, debe añadirse, también, la proliferación de estándares técnicos, medioambientales y sociales distintos, sin un sistema de mutuo reconocimiento, que dificulta el comercio internacional sobre reglas o bases armonizadas. Aunque resulta evidente que los países en desarrollo presentan desde el punto de

vista de los cultivos energéticos indudables ventajas, no cabe duda, tampoco, que la integración y creación del mercado internacional de biocarburantes exige el desarrollo de los estándares técnicos, medioambientales y sociales, para que la explotación de dicho potencial no se haga a costa del empeoramiento de determinadas situaciones ambientales, o del aprovechamiento o utilización de ayudas distorsionadoras de la competencia en un mercado internacional no regulado. Es indiscutible que la complejidad de las cuestiones técnicas y medioambientales involucradas en la creación del mercado son de una gran envergadura, pero precisamente por ello, también, no existirá un adecuado desarrollo de la industria, del comercio y del potencial ligado a la sostenibilidad de los biocarburantes sin la adopción de medidas acertadas en relación con las cuestiones necesarias para el establecimiento de un campo de juego equilibrado a nivel internacional. El éxito en las medidas oportunas desde el punto de vista del comercio internacional representa un condicionante clave en relación con la senda que puedan seguir los biocarburantes. Como se pone de manifiesto en la literatura sobre “industrias nacientes”, no cabe duda que los prime-

1 De la Torre D.,2005 :The contribution of Bioenergy to a New Energy Paradigm. www.iea.org/Textbase/work/2005/Biofuels/Biofuels_Ugarte_Paper.pdf; Loppacher et al 2005 :Can Biofuels Become a Global Industry?. Government Policies and Trade Constraints, Energy Politics. www.dundee.ac.uk/cepmlp/journal/html/Vol15/Vol15_10.pdf 2

http://en.wikipedia.org/wiki/Path_dependency

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Biocarburantes y “dumping” fiscal

ros pasos o condicionantes en su desarrollo pueden establecer mecanismos de “dependencia de sendero” difícilmente revocables en fases posteriores. No resultaría lógico que la diversificación y dispersión de fuentes de los biocarburantes, a diferencia de la concentración de fuentes fósiles, produjera concentraciones o integraciones incompatibles con un sistema internacional multipolar.

Los biocarburantes: su tributación y los subsidios a la exportación Al problema anterior debe añadirse otro de los problemas típicos del comercio internacional, el relativo a los subsidios a la exportación y a las medidas tendentes a impedir que los mismos se desarrollen con arreglo a pautas incompatibles con las reglas establecidas por la OMC. Aunque en esta materia las reglas son más claras y el desarrollo de precedentes abundante, por la propia peculiaridad de la industria naciente, los remedios y las medidas pueden tener notables dificultades de encaje en las reglas actualmente existentes, lo que posiblemente obligaría a la adopción de medidas específicas propias de este sector, en lugar de la aplicación de las medidas generales. Por otra parte, como se ha indicado, los mecanismos de respuesta previstos en las reglas de la OMC, pueden ofrecer, en la fase inicial de desarrollo de la industria, problemas de rapidez de respuesta que conducirían a fenómenos de dependencia de trayectoria equivalentes a los antes mencionados en relación con el comercio internacional. Las reglas actualmente existentes sobre los subsidios deben tenerse en cuenta y aplicarse, pero las mismas parece que necesi-

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Cuadernos de Energía

tarían una adaptación específica a la situación del mercado de los biocarburantes. Dicha adaptación exige, inevitablemente, el examen y la consideración de la tributación de los carburantes y los biocarburantes en el ámbito internacional y nacional, con objeto de determinar la incidencia que la misma puede tener en el comercio y en los intercambios internacionales. Por esta razón, exponemos a continuación, resumidamente, la situación tributaria en la Unión Europea y en los EE.UU., con intención, sobre todo, de mostrar la importancia que el marco fiscal de incentivos al desarrollo de la industria tiene en el comercio y la competencia a nivel internacional. La situación en la Unión Europea En el momento actual, la importación de biocarburantes en la UE está sujeta, en principio, a las siguientes reglas. El biodiésel, importado bajo el código aduanero 38249099, está sujeto a un gravamen del 6,5 % sobre el valor de importación. El bioetanol desnaturalizado, importado bajo el código 22072000, está sujeto a un gravamen de importación de 10,2 euros hectolitros y el etanol no desnaturalizado, importado bajo el código aduanero 22071000, está sujeto a un gravamen de 19,2 euros hectolitros. Los gravámenes de importación anteriores no se aplican a las importaciones de países que son parte del Sistema Generalizado de Preferencia, del Acuerdo de Cotonou (países ACP) o del programa “Everything but Arms” (EBA). Para completar el marco fiscal de los gravámenes sobre los biocarburantes, es necesario mencionar el sistema de tributación de los mismos con arreglo a la Directiva europea 2003/96. Aunque el tipo mínimo a nivel comunitario del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos es de 359

euros por cada mil litros (gasolina) y de 302 euros por cada mil litros (diesel), la Directiva 2003/96 autoriza exenciones o tipos reducidos, sujetos a determinadas reglas. En la actualidad y con arreglo a la misma, en el caso de España, el bioetanol y el biodiésel están sujetos a un tipo especial de cero euros por cada mil litros, que es aplicable tanto a los productos puros como a las mezclas con otros carburantes en función del volumen de biocarburante que contenga la mezcla. El tipo cero es aplicable tanto para mercancías importadas en el ámbito de la UE como para mercancías producidas en la UE y, por supuesto, en España. Como consecuencia de la aplicación del tipo especial cero a los biocarburantes, las mezclas con un elevado porcentaje de biocarburantes podrían tener un beneficio fiscal equivalente a 0,3106 euros litro en el caso de la mezcla E85 y de 0,32 euros litro en el caso de una mezcla consistente en su totalidad en biodiésel. Si además de dichos importes se tiene en cuenta el importe del gravamen de importación en su caso aplicable , la ventaja fiscal del producto sería el importe neto resultante de lo indicado en el cuadro adjunto en función del litro de carburante equivalente (contenido energético) (ver cuadro 1). Una cuestión sumamente importante en relación con el tratamiento fiscal es que el mismo es, neto del gravamen de importación, neutral en cuanto que se aplica tanto a producción nacional como a producción procedente de terceros países, sean o no miembros de los acuerdos específicos antes mencionados. No se trata, por tanto de una ayuda establecida sobre la producción nacional, y esta es una de las principales diferencias del sistema fiscal diseñado por la Directiva frente al sistema, por ejemplo, en vigor en EE.UU. con arreglo a lo que se indica a continuación.

Biocarburantes y “dumping” fiscal

Cuadro 1 : EU reduced excise tax rate and customs duty applied to ethanol and biodiesel per gasoline litre equivalent Ethanol (E85)

Biodiesel (B100)

Estimated excise tax for 2006

+ 0,422 €/gle

+0,3225 €/gle

Estimated customs duty

-0,225 €/gle

-0,0395 €/gle

Units: € per gasoline litre equivalent (gle) Source: Author

Cuadro 2: US subsidies to ethanol and biodiesel per gasoline litre equivalent Ethanol

Biodiesel

Low

High

Low

High

Estimated for 2006

0,375 $/gle

0,494 $/gle

0,446 $/gle

0,567 $/gle

Annualized estimate 2006-2012

0,38 $/gle

0,517 $/gle

0,327 $/gle

0,449 $/gle

En el caso de las importaciones de EE.UU., las mismas se producen como una mezcla de un 99,9% de biodiésel y con una desgravación fiscal a la exportación equivalente a 0,20 euros por litro. El producto tendría una circulación triangular o incluso circular con productores de biodisel o comercializadores de terceros países, Malasia, Brasil etc., y/o de la UE enviando biodiésel a los puertos de EE.UU. para su mezcla con un porcentaje mínimo de diesel fósil para su exportación a Europa beneficiándose de la mencionada desgravación. Durante el mes de enero de 2007, la cantidad de B99 importada en Europa ascendió aproximadamente a 30.000 toneladas mensuales, lo que conduciría a más de medio millón de toneladas en el ejercicio 2007. El problema de la desgravación de la que se benefician los exportadores americanos es que la misma sólo soporta, en su caso, un gravamen de importación del 6,5 por cierto “ad valorem”, que no es suficiente para compensar el subsidio a la exportación.

Units: USD per gasoline litre equivalent (gle) SOURCE: Adapted from Doug Koplow: Biofuels: At what cost? Government Support for Ethanol and Biodiesel in the United States. Global Subsidies Initiative

EE.UU Con arreglo a lo indicado en un estudio reciente, los subsidios al etanol y al biodiésel por litro de gasolina equivalente en los EE.UU. son los que se indican en el cuadro 2. No obstante, la principal diferencia de las cuantías anteriores frente a las europeas es que están, en su mayor parte, vinculadas a ayudas satisfechas al productor nacional y, por tanto, no existe un campo de juego equilibrado entre el tratamiento fiscal en los EE.UU. y en la UE.

3

Carta del European Board Diesel al Comisario Europeo de Comercio sobre Importaciones Europeas de Biodiésel de EE.UU. y Argentina El European Biodiesel Board, que agrupa a los productores europeos de biodiésel, ha dirigido una comunicación al Comisario europeo de Competencia3 sobre importaciones recientes de biodiésel procedentes de EE.UU. y de Argentina que, en su opinión, incurren en prácticas de competencia desleal como consecuencia de subsidios a las exportaciones de dichos productos.

Como además, el biodiésel importado, tiene a efectos fiscales europeos el mismo tratamiento que el producido en la UE, el resultado es que los exportadores de los EE.UU. se benefician, en el comercio de exportación a Europa, de la desgravación a la exportación antes mencionada, por producciones realizadas en terceros países e incluso en la UE, y, además , del tipo especial cero (o reducido) existente para los biocarburantes, en aquellos países que han adoptado como incentivo para el desarrollo de la industria europea el tipo especial cero (o reducido) autorizado por la Directiva 2003/96. Resulta evidente que con independencia de los costes de producción relativos, los exportadores de los EE.UU., al beneficiarse sin ninguna limitación del tipo especial, cero parten de una situación competitiva favorable derivada del incentivo a la exportación de 0,20 euros por litro de biodiésel.

http://www.ebb-eu.org/EBBpress.php

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Biocarburantes y “dumping” fiscal

El European Biodiesel Board ha entendido que las desgravaciones fiscales anteriores son incompatibles con la reglas de la OMC y ha comunicado su existencia al Comisario europeo de Comercio con objeto que se inicien la acciones autorizadas por dichas reglas para poner fin a la competencia desleal. En relación con las exportaciones procedentes de Argentina, el caso es distinto porque lo que sucede en relación con dicho país es que él mismo grava la exportación de soja con un impuesto a la exportación del 27,5 por ciento, pero solamente con el 5% -o incluso con el 0%- cuando el producto exportado es biodiésel, o una mezcla que lo contenga procedente de la soja. Como consecuencia de estos diferenciales de impuestos a la exportación, el fabricante argentino percibe, o se beneficia, del diferencial entre el impuesto a la exportación de la materia prima y el impuesto a la exportación correspondiente al biodiésel transformado. El European Biodiesel Board entiende que esta diferencia constituye un subsidio a la exportación de los productos procesados igualmente incompatible con las reglas de la OMC. En su opinión, el compromiso de la OMC de Hong Kong para eliminar todas las formas de subsidio a la exportación proporciona una base legal para eliminar o cuestionar estos impuestos diferenciales a las exportaciones. Si bien la naturaleza de las medidas adoptadas en ambos países exportadores parece diferente, desde el punto de vista europeo es importante tener en cuenta que, con independencia de la aplicabilidad o no de las reglas de la OMC limitativas de los subsidios a la exportación, el diseño actual de aquellos países que como España permiten la aplicación del tipo especial cero (o reducido) a determinados biocarburantes y, en especial al biodiésel, está en la base de estas prácticas distorsionadoras de la competencia y debería ser corregido inter-

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namente por razones fiscales y de nivelación de la competencia en el mercado internacional. En efecto, aunque un tratamiento diferenciado del producto importado a efectos de la imposición interna en Europa y en España respecto de los biocarburantes podría, a su vez, resultar contrario a las reglas de la OMC, no ofrece duda que las mismas proporcionan justificación para condicionar el tratamiento igual (Tratamiento Nacional) al producto importado a efectos de la imposición europea o nacional- a que dicho producto no se haya beneficiado, a su vez, de mecanismos desgravatorios a la exportación o de compensaciones fiscales que representen un “doble beneficio” que coloque al producto importado en un una situación de ventaja competitiva frente al producto nacional. Dicho de otra manera, las normas nacionales que desarrollan la Directiva 2003/96 podrían establecer, como condición para la aplicación del tipo especial cero (o reducido) a los productos importados, la de que dichos productos no se hayan beneficiado en los países de origen de desgravaciones a la exportación o de mecanismos fiscales equivalentes que los coloquen en una posición competitiva desigual y más ventajosa respecto de los productos de fabricación nacional.

que, cumpliendo con dichas reglas internacionales de la OMC, establecen los mecanismos de compensación necesarios para establecer el trato igual de los productos nacionales e importados, desplazando, en su caso, la carga de la prueba a los países exportadores que tiene establecidos sistemas de desgravación por subsidios fiscales a la exportación. Por consiguiente, desde el punto de vista de la industria europea, y como medida de precaución para evitar la competencia fiscal desleal, las normas nacionales de desarrollo de la Directiva 2003/96 deberían en el caso de los biocarburantes establecer la cautela de que los productos importados tienen derecho a beneficiarse del tipo especial cero (o reducido), siempre y cuando dichos productos no se hayan beneficiado en su país de origen de desgravaciones fiscales a la exportación o, en otro caso, sólo en la medida en que el tipo especial coloque a los productos importados en una situación equiparable de trato con los productos fabricados en la Unión Europea. No parece que las reglas internacionales de la OMC obliguen a los países europeos a adoptar una posición reguladora favorable en este ámbito que les coloque, permanentemente, en la situación de aplicar internamente el mismo tratamiento a los productos importados de terceros países, mientras que dichos países aplican esquemas de desgravación fiscal a la exportación distorsionadores de la competencia5.

La principal diferencia entre el recurso a las acciones contempladas en las reglas de la OMC o la aplicación de las normas fiscales internas que establezcan el mecanismo de equiparación tributario radicaría en la carga de la acción en uno y otro caso.

Medidas europeas y/o nacionales sobre carburantes y fiscalidad

Mientras que en el primer supuesto los países que sufren la competencia fiscal desleal se ven obligados a recurrir a los mecanismos de compensación establecidos en las reglas de la OMC4, en el segundo caso son las normas fiscales internas las

La situación de “dumping” fiscal descrita por el European Biodiesel Board ha puesto de manifiesto la necesidad de diseñar, desde el punto de vista europeo y nacional, un sistema que tenga en cuenta los mecanismos necesarios para equiparar el

http://www.wto.org/spanish/tratop_s/scm_s/scm_s.htm

Este aspecto de “ventajas acumulativas” fue debidamente subrayado, por ejemplo, por Fediol (The EU Oil & Proteinmeal Industry) en su respuesta a la consulta pública de la Comisión: ec.europa.eu/energy/res/legislation/doc/biofuels/contributions/industry/Fediol.pdf –

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Cuadernos de Energía

Biocarburantes y “dumping” fiscal

tratamiento de las mercancías interiores e importadas sin distorsiones derivadas de efectos fiscales o de mecanismos de incentivación fiscal a la exportación. Puesto que los biocarburantes procedentes de los países GSP y ACP no soportan en la actualidad aranceles de importación en relación con los productos importados en la Unión Europea y podrían beneficiarse igualmente de los tipos especiales introducidos en la normativa nacional en aplicación de la Directiva 2003/96 con la limitación arriba indicada, resulta importante también considerar otro aspecto relacionado con el tratamiento legal y con los estándares del comercio internacional.

Se trata de la definición y del cumplimiento del criterio de “sostenibilidad” de los recursos en relación con los biocarburantes, establecido por la industria naciente o por las normativas nacionales . Desde el punto de vista comercial y legal, resultaría deseable que las obligaciones de porcentajes de comercialización de biocarburantes establecidas con arreglo a la normativa europea y los tipos especiales sobre los biocarburantes se apliquen exclusivamente sobre aquellas producciones que han sido certificadas por las autoridades nacionales o internacionales en el sentido de que cumplen con los estándares de sostenibilidad en cada caso definidos y

que garantizan que los biocarburantes así producidos se han obtenido a través de prácticas medioambientales, económicas y sociales que no representan un daño al medio ambiente incompatible con el tratamiento que justifica su especial gravamen fiscal y el establecimiento de obligaciones de renovabilidad en relación con los carburantes comercializados. Este mecanismo, lógicamente, nivelaría las condiciones y costes entre los distintos productores en lo que se refiere a la sostenibilidad y la capacidad o productividad de los diferentes cultivos y prácticas y establecería, a nivel internacional y comercial, una competencia no desleal entre los diferentes cultivos, producciones y empresas.

Conclusión El tratamiento fiscal de los biocarburantes es, desde el punto de vista del comercio internacional y de la asignación de recursos económicos y fiscales, muy importante para impedir tanto el beneficio de la industria nacional y el perjuicio de la industria extranjera mediante prácticas incompatibles con las reglas internacionales de la OMC, como la situación inversa de competencia fiscal desleal ejercida por países exportadores. Al mismo tiempo, exige tener en cuenta y definir criterios medioambientales que permitan que la industria de los biocarburantes pueda desarrollarse con arreglo a prácticas respetuosas de la competencia, que no recurran a mecanismos prohibidos por las normas de la OMC. La normativa española dictada al amparo de la Directiva 2003/96, y otras normativas nacionales europeas, si atendemos a la comunicación del European Biodiesel Board, necesitan tener en cuenta lo anterior y adoptar las medidas fiscales oportunas para reestablecer la situación perjudicial para dicha industria, impidiendo que los productos que se benefician de incentivos a la exportación se beneficien también sin ningún límite, y con clara ventaja, de tipos reducidos en el país europeo de destino. n

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Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas

`~ãÄáç=ÇÉ=ê¨ÖáãÉå=Éå=Éä=ëÉÅíçê ÇÉä=éÉíêμäÉç=ó=Éä=Ö~ëW= `çãç=ä~=áååçî~Åáμå=ÇÉ=êìéíìê~=ó=ä~ ãáÖê~Åáμå=ÇÉ=î~äçê=éìÉÇÉå=~äíÉê~ê=Éä é~åçê~ã~=ÅçãéÉíáíáîç=ãìåÇá~ä Michael E. Raynor Senior Manager - Deloitte Consulting LLP

Desde su nacimiento a finales del siglo XIX, el sector del petróleo y el gas ha ex perimentado múltiples cambios estructurales que han alterado el panorama competitiv o mundial. Pero a pesar de la aparente agitación que ha caracterizado su historia, la esencia de la dinámica competitiv a del sector se ha mantenido prácticamente estable durante décadas: las principales empresas internacionales han buscado acceso a reserv as abundantes y baratas para abastecer may oritariamente a los mercados del mundo desarrollado, una escala mundial de activ idad para max imizar el uso de los activ os y la propiedad de una cadena de v alor v erticalmente integrada para fav orecer la calidad e incrementar la lealtad del consumidor mediante el uso de marcas mundialmente reconocidas. Esta dinámica, que se ha mantenido estable durante mucho tiempo, podría estar a punto de cambiar. En cada uno de los tres segmentos de la cadena de v alor del petróleo y el gas – distribución, refino y ex ploración y producción – ex isten fuerzas que amenazan con la innov ación de ruptura, un tipo específico de innov ación que históricamente ha supuesto el fin incluso de las empresas más poderosas del sector. Una amplia v ariedad de sectores han demostrado ser v ulnerables a estas fuerzas perturbadoras, y parece que el sector del petróleo y el gas corre el mismo peligro. El objetiv o de este informe es poner de reliev e al menos tres áreas del sector que actualmente están ex puestas a un riesgo, lo cual podría dar lugar a un cambio significativ o en la rentabilidad relativ a e incluso en la posición dominante de las empresas líderes actuales.

Durante el pasado siglo, el sector del petróleo y el gas ha experimentado cambios y transformaciones. La desintegración de Standard Oil en EE.UU. y el crecimiento de grandes empresas líderes internacionalmente activas con presencia en todo el mundo caracterizaron la primera parte del

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siglo XX. La continua consolidación durante las últimas décadas ha dado lugar a unas pocas empresas “superlíderes”. La nacionalización generalizada de los activos del petróleo, principalmente en los países árabes a mediados de siglo, ha proseguido a medida que los países con antiguas eco-

nomías comunistas y en vías de desarrollo creaban empresas petroleras estatales que, en algunos casos, eran mucho mayores que su homólogo más importante del sector privado.

Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas

Por muy turbulenta que sea la historia del sector, la fórmula para el éxito de las principales empresas internacionales ha tenido que ver menos con la estrategia adecuada y más con la excelencia en la ejecución. La estrategia adecuada estaba bastante clara. El éxito significaba mantener un perfil de reservas fuerte y un balance de situación saneado; tener capacidad y economías de escala; maximizar el uso y la rentabilidad de los bienes de equipo; garantizar el acceso a los mercados mediante marcas fuertes y la innovación de productos para un uso más amplio de los productos de refinería como componentes de bienes manufacturados; y gestionar los ciclos del sector de forma inteligente, aumentando la inversión durante periodos de precios elevados para crear más capacidad y distribución, y reduciéndola durante los ciclos recesivos. La dificultad estribaba, obviamente, en hacer todas estas cosas bien, y ser mejor que el resto de los competidores. Sin embargo, nuevos acontecimientos podrían empezar a alterar una estructura de sector comparativamente estable. Está actuando una serie de fuerzas y decidir exactamente qué papel desempeñará cada una de ellas y en qué momento, es una tarea excesivamente larga y controvertida. Este informe se centra en tres casos particularmente instructivos que muestran de la manera más clara el mecanismo de cambio que las empresas del sector tendrán más dificultad para combatir de forma efectiva, a saber, la innovación de ruptura. Los avances que se destacan en este documento están emergiendo a lo largo de toda la cadena de valor del sector: en la distribución y la venta, en el refino y en la exploración y producción (EyP). Estos cambios aparecieron en EE.UU. durante los noventa, tras haberse hecho patentes en otros países durante la década precedente. Se trata de cambios tan profundos que, por primera vez quizá en un siglo, la mayor dificultad del sector ya no es cómo tener éxito en el negocio de los productos bási-

cos, sino saber qué estrategias conducirán a las empresas a un crecimiento rentable. En primer lugar, los hipermercados y supermercados en muchos países están captando una cuota de mercado cada vez mayor en el sector de combustibles para vehículos. Las cadenas francesas fueron las pioneras del enfoque “low cost” (bajo coste), que creó ventajas estructurales en un mercado que ha sido siempre extremadamente sensible a los precios. Esta tendencia aprovecha la sensibilidad a los precios y la primacía de la conveniencia en los mercados en los que el cumplimiento de normas básicas de calidad de los productos, junto con una demanda limitada de los consumidores por una calidad superior, ha disipado cualquier distinción de calidad de los productos que pueda asociarse a la marca de las principales empresas petroleras. Cada vez es más difícil para las empresas líderes convencer a los consumidores del valor de las innovaciones en la calidad de los productos y servicios que históricamente han servido de protección frente a los competidores orientados a los precios, forzándoles a eliminar muchos de sus establecimientos más pequeños y a competir a través de instalaciones propias con un volumen cada vez mayor. En segundo lugar, con el reciente crecimiento en Europa de las empresas de blending (mezcla) de aceite usado, está emergiendo una competencia similar basada en precios que amenaza con socavar las ventajas de las economías de escala. Las empresas más pequeñas con modelos de negocio fundamentalmente diferentes amenazan no tanto con desplazar a las grandes empresas como con reducir la rentabilidad de su modelo de negocio actual. Se trata de un destino casi peor que la muerte: una lucha interminable para lograr el crecimiento mientras los márgenes siguen mermando. En tercer lugar, existe el riesgo de que en la exploración y producción la rentabilidad

se desplace de las empresas verticalmente integradas hacia las firmas de servicios de yacimientos petrolíferos que están desarrollando tecnologías y procesos esenciales para encontrar y extraer petróleo de yacimientos cada vez más remotos y de más difícil acceso. Aunque cuesta imaginarlo, con el petróleo en máximos de precios nominales, y niveles de precios reales que no se habían visto en 30 años, las principales empresas petroleras podrían tener que competir fuertemente, a no ser que tengan mucho cuidado, por el derecho a enriquecer a las firmas de servicios en lugar de a sus propios accionistas. Si las empresas tradicionales del sector quieren afrontar estos cambios y defender y desarrollar así sus negocios, deberán entender, en primer lugar, las causas originales y las consecuencias futuras de los recientes acontecimientos que, por ahora, son meros temblores, pero que auguran auténticos terremotos. Para ello es preciso un nuevo marco estratégico, que pueda identificar y explicar las fuerzas que subyacen a los desafíos a los que se enfrenta el sector y, de este modo, detectar las oportunidades para contraatacar de forma eficaz. El Grupo de Industria de Petróleo y Gas de Deloitte Touche Tohmatsu (DTT) opina que una de las formas de entender algunos de los desafíos más acuciantes a los que se enfrentan las empresas del sector energético es a través de la aplicación de la “teoría de la innovación de ruptura”. Esta teoría ha demostrado su utilidad como marco explicativo de los mecanismos de innovación que modifican la industria en una amplia gama de parámetros competitivos. Este informe servirá como introducción a los conceptos y como ilustración de cómo los principios de la innovación de ruptura pueden aplicarse al sector actual del petróleo y el gas con el fin de entender mejor la estructura cambiante de la competencia en el sector.

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Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas

Innovación de ruptura y transformación del sector Parece que la estructura fundamental de los sectores puede cambiar de una de las siguientes maneras: mediante el “duelo de titanes” o la usurpación del liderazgo mediante ataques silenciosos desde abajo. Es decir, las firmas líderes competidoras pueden impulsar el sector hacia nuevas direcciones o, concentradas precisamente en esta lucha por el liderazgo, pueden verse desplazadas por empresas que han cambiado las reglas del juego sin que nadie se diera cuenta hasta que ya es demasiado tarde. El sector de los neumáticos ofrece un ejemplo del primer mecanismo. La introducción del neumático con cinturón de acero en 1949 acabó desplazando al neumático diagonal que había sido la tecnología dominante del sector durante casi 50 años. Como resultado de la fuerte inversión en esta nueva tecnología, las empresas fueron capaces de establecer una nueva jerarquía en el negocio de los neumáticos. En los setenta y los ochenta, las pequeñas fábricas de acero prepararon un ataque secreto sobre los fabricantes de acero verticalmente integrados. Las fábricas de pequeño tamaño empezaron en mercados de acero de refuerzo de bajos márgenes y con pequeños volúmenes que las empresas dominantes integradas les cedían con gusto. Una vez establecidas en estos mer-

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cados, sin embargo, las pequeñas empresas fueron usurpando gradualmente segmentos de mercado con mayor demanda hasta que se convirtieron en los nuevos líderes del sector, y ello sin que las empresas integradas se dieran cuenta de lo que estaba ocurriendo hasta que ya fue demasiado tarde para reaccionar de forma eficaz. La introducción del neumático con cinturón de acero y la subsiguiente batalla entre los competidores es un ejemplo de lo que el Grupo de Industria de Petróleo y Gas de DTT denomina “innovación de mejora”. Es decir, se entendieron bien las reglas del juego (hacer neumáticos más duraderos, seguros, de suave conducción, etc.) y algunas empresas innovaron dentro de ese marco de normas de forma más eficaz que sus competidores. Y el vencedor se llevó el botín. El ejemplo de las fábricas pequeñas es algo muy diferente: se trata de un ejemplo de “innovación de ruptura”. La innovación de ruptura se produce cuando las empresas crean nuevos productos o servicios que atraen a los consumidores poco interesantes económicamente para las empresas dominantes, pero luego traducen estas ganancias iniciales de los segmentos marginales en ventajas que les hacen imparables en los mercados principales. Irónicamente, la innovación de ruptura sólo es posible como resultado del éxito de la innovación de mejora realizada por

empresas dominantes. Estas últimas, inclinadas a seguir con su trayectoria de innovación de mejora en segmentos de clientes cada vez más exigentes y, por lo tanto, más rentables, comienzan a ofrecer productos de demasiada calidad: sus productos son ahora “más que suficientemente buenos”, y los clientes dejan de pagar precios más elevados por productos con mayor rendimiento o calidad. Cuando se llega a este punto, se ha producido un “sobreexceso”. Excediendo las necesidades de los clientes principales, las empresas abonan el terreno que necesitan los nuevos participantes para ofrecer con éxito “menos por menos”, es decir, una solución más simple (producto o servicio) para aquellos grupos de clientes para los que las actuales opciones del mercado sobrepasan sus necesidades. Desde esta posición estable, los nuevos participantes emprenden entonces su propia serie de innovaciones de mejora, adentrándose en segmentos superiores del mercado a base de ofrecer niveles de rendimiento que los principales mercados valoran, pero sin sacrificar las ventajas que les permitieron servir de forma rentable a segmentos de mercado aparentemente poco atractivos (véase Figura 1). La investigación tras la teoría de la innovación de ruptura sugiere, con bastante certeza, que las empresas con una buena gestión tienden a prevalecer en las batallas de la innovación de mejora, pero casi siempre

Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas

pierden las batallas de la innovación de ruptura. La razón es al mismo tiempo simple e inquietante: las empresas bien gestionadas se centran en sus mejores clientes, lo cual les obliga inexorablemente a buscar innovaciones de mejora. El lanzamiento de innovaciones de ruptura implica, sin embargo, ignorar a los clientes más rentables, puesto que la única forma de obtener la experiencia necesaria para crear nuevos modelos de negocio adecuados es centrarse en la demanda, de naturaleza muy distinta, de los segmentos para los que la oferta sobrepasa sus necesidades.

la innovación de ruptura. La naturaleza de la amenaza de ruptura está más clara en el sector de la distribución, mientras que en el sector del refino requiere un análisis más sutil, y las arenas movedizas del sector de exploración y producción son las más complicadas – aunque tal vez las más importantes – de interpretar.

un mayor octanaje hasta una estación en cada esquina, pasando por innovaciones en los sistemas de pago, las innovaciones de mejora han resultado caras y difíciles de implantar, aunque también cruciales, no sólo para la prosperidad económica sino, a menudo, para la supervivencia de las empresas del sector.

Este estudio describirá en primer lugar la naturaleza de la amenaza de la innovación de ruptura para pasar después a analizar cómo las empresas y los nuevos participantes pueden responder.

La innovación de ruptura y el sector del petróleo y el gas

Sector de la distribución

Sin embargo, existen pruebas convincentes de que los principales distribuidores han sobrepasado las necesidades de su clientela principal. Consideremos, por ejemplo, la calidad de la gasolina, durante mucho tiempo producto básico para los márgenes de beneficios y el crecimiento de las empresas. En los noventa, los productores de petróleo promocionaron gasolinas de marca de alto octanaje, enriquecidas con detergente, y animaron a sus clientes a “conducir con motores limpios”.

Las principales empresas líderes están librando actualmente muchas batallas acuciantes y realmente críticas. Entre ellas están la saturación de la capacidad de refino, el acceso a nuevas fuentes de energía en regiones remotas y complicadas y contextos políticos difíciles, y el desarrollo de combustibles alternativos. Todo ello implica innovaciones de mejora. Pero este informe no trata sobre las batallas de mejora. En lugar de eso, lo que se pretende es explorar de qué formas puede la innovación de ruptura desempeñar también un papel en la transformación del sector. La mala noticia es que no es posible elegir entre centrarse en las oportunidades de innovación de mejora o en las de ruptura, sino que ambas deben ser buscadas simultáneamente y con rigor por cualquier empresa que pretenda conseguir un crecimiento rentable a largo plazo.

El mercado de la distribución de gasolina tiene casi cien años de antigüedad; su nacimiento data de las primeras décadas del siglo XX, cuando empresas como Standard Oil levantaron imperios para satisfacer la demanda de conductores con un apetito aparentemente insaciable de gasolina. La trayectoria de las innovaciones de mejora que definieron la competencia entre los proveedores se basaba en ofrecer a los consumidores mejores calidades de gasolina y facilitarles el acceso a la misma y su adquisición. Desde combustibles con

Lamentablemente, un número cada vez mayor de clientes no está convencido. Como muestra la Figura 2, la cuota de mercado en EE.UU. de las gasolinas “normales” (de bajo octanaje) aumentó, de hecho, de un 60% del consumo total en 1994 a un 80% en 2003. Esto se ha debido, en gran parte, a que los avances en la tecno-

Existen pruebas de innovaciones de ruptura en cada una de las tres principales líneas de negocio de las empresas petroleras dominantes: comercialización de productos del petróleo (incluida la venta de combustibles para vehículos), el refino y la exploración y producción. Los ejemplos específicos que se han estudiado en este informe han sido elegidos en gran parte porque ilustran diferentes fases de la evolución del cambio a través de la senda de

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logía de motores han obviado la gasolina de alto octanaje como un factor esencial para el rendimiento de los motores. Sean cuales sean las causas, el impacto cada vez menor de la calidad del producto como elemento diferenciador significa que los consumidores – durante mucho tiempo obsesionados con el precio de la gasolina – están menos dispuestos que nunca a reducir esa sensibilidad al precio en aras de consideraciones de calidad. Los elevados márgenes y las oportunidades de crear marcas que ofrecieron en su día las diferentes fórmulas de gasolina son cada vez más irrelevantes para un número creciente de consumidores. Como sucede con todas las oportunidades de innovación de ruptura, esta situación se debió, al menos en parte, a las propias empresas del sector (vendedores de combustible). Al centrarse en responder a las necesidades de sus clientes más rentables, estas empresas sobrepasaron las necesidades de sus clientes menos rentables (y menos exigentes) (véase Figura 3). A principios de los noventa, muchas empresas del sector habían asumido que podrían diferenciar sus productos de gasolina mediante aditivos, y que los consumidores estarían dispuestos a pagar precios más elevados de combustible por estos productos de calidad superior. Este enfoque hacia productos de mayores márgenes permitió a los rivales centrarse en productos económicos vendidos a través de modelos de negocio con estructuras de menor coste para afianzar su posición en el mercado. Y aunque su cuota de mercado es relativamente pequeña, la teoría de la innovación de ruptura predice que estas empresas, con sus ventajas de costes estructurales respecto a los vendedores tradicionales de petróleo, podrían estar preparadas para conseguir un mayor crecimiento. Junto con la calidad de la gasolina, existe lo que parece ser una situación de “sobreexceso” en la venta de combustible, porque las empresas del sector han sobreex-

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A mediados de los noventa, la entrada de los minoristas de tiendas de descuento e hipermercados desplazó esta tendencia de la conveniencia hacia el precio. Estos establecimientos de descuento crearon un entorno “lo suficientemente conveniente” para un gran segmento de clientes. Los hipermercados tienen una capacidad de atracción de clientes de entre siete y ocho kilómetros a la redonda.

dido en un hipermercado triplica al de una gasolinera con tienda de conveniencia. Además, la innovación tecnológica de “pague en el surtidor” alejó aún más el enfoque del modelo de tienda de conveniencia, porque muchas personas compraban sólo gasolina y no entraban en los establecimientos. En EE.UU., el modelo de negocio de los establecimientos de descuento ha generado un crecimiento significativo en los últimos cinco años, mientras que las empresas del sector apenas han conseguido salir a flote. Las seis principales cadenas de hipermercados venden combustible en aproximadamente 1.430 establecimientos y están experimentando una tasa media de crecimiento acumulado del 42%. El sector de la distribución en su conjunto cuenta aproximadamente con 170.000 estaciones de servicio en las que el crecimiento se sitúa en -2%.

Aprovechando su modelo de negocio “Big Box” (establecimientos de descuento), estos nuevos participantes en el sector de la distribución de gasolina adquieren enormes cantidades de gasolina sin aditivos y venden el producto a precios más bajos. De media, el volumen de combustible ven-

En resumen, las empresas del sector han “sobreexcedido” las necesidades de muchos de sus clientes en lo que respecta a la calidad y prestaciones de los productos. Esto ha permitido afianzarse a los nuevos participantes al captar una clientela menos exigente (en términos de calidad

cedido las necesidades de conveniencia de los clientes. A finales de los ochenta y principios de los noventa, el objetivo era tener “una estación de gasolina en cada esquina”, y vender aperitivos y otros artículos de conveniencia para crear mayores márgenes de beneficio. Las estaciones de servicio con tiendas de conveniencia eran capaces de atraer clientes en un radio de más de dos kilómetros a la redonda.

Cambio de régimen en el sector del petróleo y el gas

y prestaciones de producto) al tiempo que mejoran poco a poco el mix de productos y servicios, desplazando de este modo a las empresas actuales. Este escenario se ha producido en gran medida en Europa, donde los hipermercados han acaparado más del 20% de la cuota de mercado; en Francia controlan un 40%. ¿Serán capaces los distribuidores de combustible de EE.UU. de escribir un final diferente? Tal vez no. Se esperaba que las tiendas de descuento acaparasen un 3% de los establecimientos totales y un 15% del volumen total para 2005, vendiendo su gasolina a un precio de entre 7 y 10 céntimos menos por galón. Esto podría reducir el margen de beneficio de las empresas del sector en un 40%. Y aunque la cuota total de mercado de los distribuidores de descuento en EE. UU. fue de tan solo el 6% en 2002, puede que la situación cambie en poco tiempo. Si se toma como referencia la historia reciente de la distribución de productos en general, productos farmacéuticos y alimentos, los grandes distribuidores de descuento podrían estar bien posicionados para dominar también el mercado de la gasolina (Figura 4). Refino Al igual que las principales empresas en el resto de los segmentos de petróleo y gas, las del sector del refino han competido tradicionalmente a través de las innovaciones de mejora. El objetivo era conseguir un proceso de refino lo más eficiente posible de forma que un barril de crudo pudiera procesarse y venderse con beneficio. En esencia, un barril de petróleo refinado puede clasificarse en cuatro grandes componentes refinados: gases de petróleo licuados (GPL), destilados ligeros, destilados medios y fueloil (Figura 5). A pesar de las innovaciones de mejora realizadas por las empresas del sector, una parte del petróleo producido a través del refino todavía no cumple algunos aspec-

tos de las especificaciones de calidad planificada de producción. En un intento por conseguir una rentabilidad marginal de esta materia, muchas empresas del sector

han optado por vender dicho petróleo (con frecuencia a un precio inferior al coste) a empresas que se especializan en mezclarlo para producir combustible para

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aprovechan adecuadamente la posición estable que han conseguido mediante la transformación de las materias primas de las empresas del sector en gasolina de una calidad más baja (aunque aún aceptable) y de un coste inferior, y la venden de forma rentable a un precio reducido. Los productores europeos de aceite usado utilizan materias de bajo coste para producir una gasolina especial para vehículos que aún están en uso pero que fueron fabricados para funcionar con gasolina con plomo, que está prohibida en la actualidad. Obviamente, este segmento de mercado carece relativamente de atracción para las empresas de refino implantadas dado su pequeño tamaño en comparación con otros segmentos. Se trata precisamente del tipo de mercado de base que ha sido con frecuencia en el pasado la plataforma de lanzamiento de las auténticas innovaciones de ruptura. automóviles. Esto permite a las empresas recuperar parte de sus costes en lugar de reprocesar la carga o incurrir en gastos para su eliminación segura. En su mayor parte, los productos obtenidos a partir de la mezcla de componentes “que no cumplen las especificaciones” no son de una calidad especialmente elevada, pero cumplen los requisitos y las necesidades de los niveles menos exigentes del mercado de combustible. Existen pruebas de que las empresas de blending de aceite usado están empezando a conseguir una posición estable en ciertas áreas de este segmento de rápido crecimiento. Es cierto que su modelo de negocio no requiere tecnología punta, pero las innovaciones de ruptura raramente la requieren. Recordemos el ejemplo de las pequeñas factorías de acero: estas fábricas no influyen en las grandes fábricas produciendo acero sofisticado, sino centrándose en la calidad comercial más baja que está a su disposición. De igual modo, existe potencial para la innovación de ruptura si las empresas de blending de aceite usado

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---------------------------------------Figura 7. Impacto de las empresas de blending en el sector del refino

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Los productores de aceite usado están aprovechando el aceite de las empresas del sector “que no cumple las especificaciones” y, si sus productos llegan a ser más atractivos a gran escala, la cuota de mercado de dichas empresas podría disminuir. Como sucede en el mercado de la distribución, la cuota total actual de las empresas de innovaciones de ruptura (las de blending de aceite usado en este caso) es pequeña, incluso insignificante. Sin embargo, los nuevos participantes no necesitan echar del mercado a las grandes empresas para ser considerados innovadores, simplemente tienen que asegurarse una buena parte del crecimiento del mercado. La presión de precios a la baja con la que amenazan podría compensar fácilmente el volumen que manejan. Irónicamente, las principales empresas de petróleo han dado pie, de alguna manera, a la aparición de estos nuevos participantes al hacer algo que tenía mucho sentido económico a corto plazo: vender directamente lo que previamente se había vendido sólo después de añadirse el coste adicional de refino. Como siempre, las innovaciones de ruptura son insidiosas no porque la mala gestión sea aprovechada por las empresas de gama baja, sino porque afecta de forma más severa a las firmas mejor gestionadas.

muy probable que las principales empresas de petróleo se hayan quedado en el dominio del antiguo juego mientras que las fuentes del éxito competitivo cambian una y otra vez. Para explicar por qué ocurre esto, es preciso describir cómo pueden los productos de un sector pasar de ser “excesivos” (más que suficientemente buenos) a “deficientes” (menos buenos de lo necesario), y viceversa, dependiendo de las necesidades de los clientes y el acceso a proveedores o materias primas. Una empresa asentada debe reconocer las características de la fase actual para poder responder de forma eficaz. A principios del siglo XX, el recién nacido sector del petróleo y el gas se esforzó por perfeccionar los métodos de extracción y transporte mediante la integración vertical. El sector estaba en una situación de “deficiencia” con respecto a lo que el mercado podía absorber. Para responder al nivel de demanda del mercado, era indispensable que estas empresas controlasen todos los aspectos de la cadena de valor de la exploración y producción a fin de establecer los

métodos más eficaces para extraer petróleo del suelo (Figura 8). En los años setenta, el acceso de las principales empresas a las reservas de petróleo y su capacidad de extracción habían aumentado hasta tal punto que fueron capaces de mantener e impulsar un rápido crecimiento del mercado a través de multitud de fuentes baratas de petróleo y gas. Las crisis del precio del petróleo de la OPEP durante esa década redujeron drásticamente la tendencia de crecimiento de la demanda y, a mediados de los ochenta, existía un exceso significativo de la oferta de petróleo y gas. Los precios cayeron bruscamente y el sector se adentró en decenios de reducción de costes, mediante nuevas prácticas de reclutamiento de mano de obra y de innovación tecnológica. Esto llevó a los líderes del sector a una fase de “sobreexceso”, en la que la tecnología de exploración y producción se homogeneizó y el coste de utilización de los activos se redujo permitiendo aumentar la rentabilidad de los activos. En consecuencia, en los ochenta y los noventa, el sector transformó su cadena de valor y la externalización se convirtió en un método

Exploración y producción El problema más importante que deben resolver las empresas de exploración y producción ha cambiado en los últimos años. Concretamente, el sector de exploración y producción ha pasado de una fase de “sobreexceso” a una fase de “deficiencia”. La mala noticia es que competir en cada fase requiere capacidades muy distintas, y es

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popular para reducir costes. Este cambio de enfoque de las principales empresas dio un impulso al sector de los servicios de yacimientos petrolíferos, ocupado por empresas como Schlumberger y Baker Hughes. A finales de los noventa, sin embargo, las oportunidades para una exploración más amplia en cuencas tradicionales de petróleo aún abiertas a los líderes internacionales comenzaban a escasear. Las empresas necesitaban reemplazar sus mermadas reservas y se vieron obligadas a hacerlo mediante adquisiciones y perforaciones cada vez más “fronterizas”. Tuvieron que encontrar y extraer nuevas reservas de ubicaciones más difíciles, como en aguas ultra profundas, utilizando tecnologías cada vez más complejas y conocimientos cada vez más específicos. De este modo, el sector se internó en una fase de “deficiencia”, en la que las soluciones existentes resultaron ser “menos buenas de lo necesario” para satisfacer las necesidades de los clientes del segmento de refino y distribución. Esto, a su vez, condujo a una explosión de nuevas tecnologías y a un resurgimiento de nuevas oportunidades para el sector de servicios de yacimientos petrolíferos, a medida que las empresas innovaban en busca de más crecimiento y beneficios. A lo largo de esta evolución, las empresas integradas de petróleo han mantenido un enfoque coherente sobre la gestión de los costes a la baja, la reducción del riesgo y la maximización de los beneficios. Han optado por reducir el gasto interno en proyectos “arriesgados” de inversión en bienes de equipo y en tecnologías especializadas no probadas. La Figura 9 refleja parte de esta evolución: aunque el sector en su conjunto ha aumentado el gasto en exploración y producción en los últimos años, gran parte de ese aumento ha tenido lugar en la producción en pozos ya existentes, y no en exploraciones mediante nuevas perforaciones.

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Asimismo, la Figura 10 sugiere que a lo largo de la última década el sector ha restringido su gasto en exploración y producción, lo que, según algunos, es el resultado, al menos en parte, de los temores de

los accionistas a que un enfoque más agresivo de la exploración y la producción cree un excedente de oferta si la demanda disminuye. Claramente, se ha dado prioridad a la responsabilidad fiscal y los benefi-

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cios, en lugar de intentar conseguir un gran incremento de nuevas reservas. Y, de hecho, este enfoque de “disciplina de capital” ha brindado suculentas recompensas a las principales empresas en los últimos años, como muestra la Figura 11: los flujos de efectivo han superado al gasto de capital en el sector en su conjunto, dando lugar a aumentos en las cotizaciones y a informes entusiastas de Wall Street para muchas de las principales empresas. Pero la parte negativa de este enfoque es que puede que las principales empresas estén ahora peor posicionadas para aprovechar el crecimiento futuro del sector. La reciente explosión de la demanda de petróleo por parte de China e India, junto con una capacidad adicional de producción casi nula en los pozos existentes actualmente en todo el mundo, ha despertado un gran interés por encontrar nuevas soluciones de perforación y tecnología para hacer frente a las crecientes dificultades de exploración y producción. Las empresas que posean las capacidades necesarias para resolver estas graves dificultades del sector, estarán preparadas para diferenciarse, conseguir ventajas competitivas y un crecimiento futuro rentable. La innovación en estos productos altamente especializados de exploración y producción se está llevando a cabo cada vez más en las empresas de servicios de petróleo, no en las principales compañías del sector. Durante los noventa, muchas de las nuevas tecnologías y soluciones para la exploración y la producción que demostraron ser más valiosas para las empresas líderes (y sus clientes) fueron creadas por las empresas de servicios – incluida la perforación horizontal, las técnicas de fracturación avanzada, la perforación en aguas profundas y los equipos de producción, métodos sísmicos 3-D y muchas otras.

Hasta ahora, este tipo de “fuga de cerebros” no ha constituido un gran problema financiero para las empresas líderes, debido a su gran tamaño: el número limitado de compradores de este tipo de tecnologías, junto con la intensa competencia entre las empresas de servicios más pequeñas (así como algunas decisiones poco acertadas sobre precios), supusieron que gran parte del valor derivado de estas innovaciones fue captado durante la década de los noventa por las empresas líderes, y no por las de servicios. Pero los indicadores de liderazgo sugieren que el equilibrio de poder puede estar cambiando. Por ejemplo, un estudio reciente de una sociedad de valores puso de manifiesto que el coste en 2003 de localización de nuevas reservas mediante barrenas de perforación por el grupo de las líderes fue, de hecho, más elevado que el coste medio del sector – una sorprendente conclusión dadas las economías de escala de estas empresas. El “envejecimiento” de los ingenieros y científicos de

las empresas líderes – una tendencia que ya dura décadas – puede exacerbar también este problema, ya que la escasez de ingenieros puede limitar la capacidad de las empresas líderes para emprender el número deseado de proyectos. Para contrarrestar estas tendencias y solucionar el “problema más importante” para los clientes del sector de refino y distribución, las empresas del sector necesitarían reaccionar volviendo a desarrollar sus propios conocimientos y tecnologías internos. En otras palabras, necesitarían reintegrar o buscar estos conocimientos dentro de su propia organización. Desde luego, de este modo, aumentaría el perfil de riesgo de estas empresas a corto plazo, no sólo a causa de los riesgos inherentes a la posesión de recursos, sino también a la dificultad de la reintegración. Pero si estas firmas quieren tener éxito a largo plazo, se darán cuenta tal vez de que merece la pena correr estos riesgos.

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Responder a las innovaciones de ruptura: ¿Serán el petróleo y el gas los primeros? El fenómeno de las innovaciones de ruptura muestra un patrón de respuesta ineficaz por parte de las empresas del sector. Desde el acero hasta las unidades de disco, desde los servicios aéreos a los financieros, desde la venta al por menor a la consultoría en TI, las transformaciones de la industria que han seguido la senda de la innovación de ruptura han derrocado casi siempre a las empresas que un día fueron líderes. Las tendencias de innovación de ruptura que se producen en la actualidad, con varios estadios de madurez, en los sectores de la distribución, refino y exploración y producción deberían comenzar a preocupar a las empresas líderes. Por suerte también existen motivos para la esperanza. Ya que con la comprensión de la naturaleza de las amenazas de innovación de ruptura llega la oportunidad de desarrollar respuestas eficaces. Aceptando este reto, el sector del gas y el petróleo podría convertirse en el primero en el que las amenazas de innovación de ruptura no menoscaban sistemáticamente el éxito de las firmas asentadas.

capital y propiedades inmobiliarias caras. En lugar de eso, como una de las posibilidades, los vendedores de gasolina pueden considerar la creación de establecimientos de “sólo gasolina” totalmente automatizados en ubicaciones remotas donde los locales sean baratos. Para tener éxito, las empresas tendrán que renunciar a los márgenes más elevados aparentemente atractivos que aporta una amplia selección de snacks y otros artículos, puesto que los costes asociados a la gestión del inventario, las mermas, el personal y otros costes podrían acabar perjudicando el objetivo: gasolina barata (o más barata). ¿No suena bien? ¿Ya se ha intentado y no ha dado resultado? Quizás. Lo que se sugiere en este informe es una forma de encontrar una respuesta a la innovación de ruptura – combatir el fuego con más fuego –, no un resumen de un plan completo de negocio. Pero si parece poco probable que esta respuesta vaya a tener éxito, la experiencia europea prácticamente garantiza que el actual comportamiento por parte del sector en EE.UU. conllevará la cesión de entre un 20% y un 40% del negocio de venta de gasolina a estos innovadores de ruptura. Refino

En términos generales, responder a las innovaciones de ruptura supone crear nuevas unidades de negocio que tengan el objetivo estratégico explícito de encontrar formas de competir de modo efectivo por los clientes que el negocio principal no quiere o de formas que no son financieramente atractivas para el negocio principal. Distribución En el sector de la distribución, esto significaría crear ubicaciones de servicios optimizadas para conseguir costes y precios bajos. Es preciso resistirse a la tentación de gasolina de alta calidad, tiendas de conveniencia que requieren un enorme gasto de

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En el sector del refino, la amenaza de las innovaciones de ruptura que representan las empresas de blending de aceite usado podría parecer la más fácil de contrarrestar. Después de todo, estas firmas dependen para su supervivencia del suministro que les proporcionan las empresas líderes. Las empresas con modelos de negocio similares a las de blending han existido desde hace décadas y hasta el momento no han causado problemas a nadie. ¿Por qué iba a cambiar esto? De nuevo, la historia nos ofrece lecciones potencialmente valiosas. En la industria del acero, las fábricas de pequeño tamaño

lucharon durante años en los segmentos menos atractivos del sector. En todas partes eran desdeñadas por las empresas verticalmente integradas, y la mayoría sentían que si su tecnología tenía éxito algún día, lo único que las grandes empresas tendrían que hacer sería comprarlas o crear sus propias divisiones. El problema fue que el reto que representaba la tecnología de las pequeñas fábricas para los productores dominantes de acero emergió tan lentamente que fue prácticamente invisible. Cuando se hizo patente que un cambio fundamental estaba a la vista, las pequeñas fábricas se habían convertido en firmas multimillonarias que ya no podían ser simplemente absorbidas. Además, años de grandes esfuerzos en el segmento inferior del mercado habían forzado a las pequeñas fábricas a crear capacidades que no eran fáciles de reproducir, tal como descubrieron las empresas integradas que intentaron adoptar su tecnología. Lo mismo sucede con las empresas de blending de aceite usado. Es obvio que tienen una posición estable en el mercado en segmentos de escaso interés comercial para las grandes empresas. Lo que las grandes empresas deben observar son las primeras señales de alarma que indiquen que por fin ha comenzado la andadura hacia el mercado de clientela de alto nivel. Ya que si esperan hasta que el cambio sea obvio, como hicieron los fabricantes de acero, será demasiado tarde para reaccionar de forma eficaz. Para luchar contra la fuerza creciente de los nuevos participantes, las empresas del sector deberían considerar el coste total de su aceite gastado, en lugar de tratar de recuperar solamente los costes marginales. Al vender su aceite a estas empresas, las líderes están creando una oportunidad de innovación de ruptura. Una solución más adecuada sería adquirir una empresa de blending de aceite usado cuando aún es pequeña y relativamente barata, o crear una unidad de negocio dedicada a la ela-

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boración de productos del aceite gastado. Dichas inversiones resultarán poco atractivas en comparación con las oportunidades existentes en sus negocios establecidos, pero puede que dar este paso, y rápidamente, sea la única forma de evitar las innovaciones de ruptura. Exploración y producción La más difusa de las amenazas de ruptura, aunque quizá la de mayor alcance, para los actuales líderes del sector es la posibilidad de un desplazamiento de la rentabilidad del sector desde las empresas propietarias de las reservas a los fabricantes de la tecnología necesaria para extraer esas reservas. Este cambio aún no ha comenzado, la rentabilidad del sector en los últimos tiempos se ha situado claramente en las empresas líderes. Mientras que en el sector de la distribución la amenaza está clara y en el sector del refino el potencial es perfectamente evidente, en el sector de la exploración y producción el futuro se presenta particularmente borroso. Pero es precisamente en este tipo de situaciones en el que se demuestra el potencial de las buenas teorías. Después de todo,

no existen datos sobre el futuro y, sin embargo, es precisamente el futuro lo que las empresas tienen en mente hoy en día a la hora de tomar decisiones estratégicas. La teoría de la innovación de ruptura ofrece a las empresas una visión de las consecuencias a largo plazo de los acontecimientos actuales que, de otro modo, parecerían insignificantes. La reciente tendencia de las empresas líderes a subcontratar muchas de las tecnologías más complejas en su sector ha sido lógica en términos económicos cuando los precios del petróleo disminuían de forma sistemática, y el público esperaba, razonablemente, que el precio del petróleo cayese a 10 USD /barril en 1999. En los últimos tiempos, con precios por encima de los 70 USD /barril, los flujos de efectivo de prácticamente todos los principales productores de petróleo parece que les están dando la razón. Sin embargo, es este mismo razonamiento en la gestión lo que ha podido arrinconar a los líderes. En un sector que hoy en día es viable y de tamaño considerable, las empresas de servicios de yacimientos petrolíferos trabajan con compañías nacio-

nales de petróleo y productores de petróleo de menor tamaño, así como con las empresas líderes. Se trata cada vez más de empresas con los conocimientos de vanguardia necesarios para explotar las fuentes de petróleo más pequeñas y de más difícil acceso. El resultado podría ser que los propietarios de todo tipo de recursos se vuelvan aún más dependientes de las empresas de servicios y dejen de ser dueños de su propio destino. Al igual que en el sector de la distribución y el refino, preparar una respuesta eficaz requerirá tomar decisiones que, medidas por el rasero de las empresas dominantes, no parecen óptimas: los líderes deben invertir fuertemente en el desarrollo de tecnología para mantenerse como mínimo al nivel de las mejores empresas de servicios, incluso si a corto plazo la lógica económica sugiere que es más inteligente seguir subcontratando. Aunque no será fácil, explicárselo a los inversores supone simplemente otro ejemplo de la eterna tensión entre los flujos de efectivo actuales y futuros y, como se indica anteriormente, es precisamente al debatir sobre el futuro cuando más necesaria se hace una teoría sólida.

Conclusión En todos los ámbitos del sector del gas y el petróleo se están produciendo cambios que están alterando el carácter fundamental del sector por primera vez en décadas. Las bases de la competencia en la distribución – y con ellas, el significado mismo de las marcas del sector para los consumidores – han cambiado, permitiendo la aparición de nuevos participantes y un rápido y nuevo crecimiento. Las innovaciones potenciales de ruptura ya están en marcha en el sector del refino, con el uso de nuevas tecnologías y la aparición de nuevos participantes en el segmento de blending de aceite usado. Y el valor estructural de los negocios de exploración y producción se ha visto alterado por un cambio fundamental en la disponibilidad de los recursos y la reciente necesidad de conocimientos más especializados. Aplicando la teoría de la innovación de ruptura a su sector, las empresas líderes podrán aprovechar estos cambios y convertirse en uno de los escasos grupos de empresas dominantes que explotan la innovación de ruptura, en lugar de limitarse a ser víctimas de la misma. Alcanzar esta envidiable posición requerirá, sin embargo, estar dispuesto a pensar de forma diferente sobre aspectos para los que han existido soluciones “convencionales” durante muchos años y tomar medidas basadas en teorías de relaciones causaefecto, en lugar de en extrapolaciones de datos y tendencias históricos. El hecho de que ningún sector lo haya conseguido demuestra que se trata de una difícil tarea, pero la recompensa hace pensar que el esfuerzo merece la pena. n

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La energía nuclear, ¿una solución estratégica para España?

i~=ÉåÉêÖ∞~=åìÅäÉ~êI=fiìå~=ëçäìÅáμå Éëíê~í¨ÖáÅ~=é~ê~=bëé~¥~\ Adolfo García Rodríguez Director General Empresarios Agrupados.

En declaraciones de la Cumbre de Río de Janeiro del año 1992, “la energía es esencial para el desarrollo económico y social y para mejorar la calidad de vida”. En los 15 años transcurridos, poco hemos avanzado en desarrollo sostenible en el campo energético a nivel mundial. La conclusión es la necesidad de promover decididamente el desarrollo de todas aquellas fuentes energéticas que puedan contribuir, en condiciones económicas y de respeto al medio ambiente, a la cobertura de la demanda. El objetivo tiene que ser satisfacer la demanda de todos, tanto de los países desarrollados como de los que aspiran a serlo, lo cual impone un escenario de energía barata. Es esta una necesidad que se deriva no sólo de consideraciones éticas, sino también de evitar la no sostenibilidad por falta de estabilidad social. Pero sólo el mundo desarrollado posee los recursos tecnológicos y financieros para abordar esta tarea. Desde esta perspectiva, parece claro que hay que replantearse de nuevo la opción nuclear. Las centrales nucleares actuales son sólo una primera etapa en una línea de desarrollo tecnológico a medio y largo plazos. Es una vía compleja pero, como contrapartida, es, sin duda, la más prometedora de todas las nuevas fuentes energéticas que conocemos.

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La tecnología nuclear en el mundo Las primeras aplicaciones nucleares para la generación eléctrica se remontan a los años 50 en los EE.UU., Reino Unido y Unión Soviética. No obstante, el despliegue internacional se produjo fundamentalmente en las décadas de los 60 y 70, en numerosos países. En la actualidad funcionan en el mundo centrales con una potencia global de 368.000 MW, que producen el 16% de la generación eléctrica. El desarrollo de centrales nucleares se ha venido clasificando por Generaciones, I a IV, a la fecha. La inmensa mayoría de las que funcionan en la actualidad son del tipo de agua ligera -tanto en la modalidad a presión como en ebullición- y corresponden a la denominada Generación II. Se trata de instalaciones tecnológicamente maduras, que a través de un proceso de mejora y modernización han demostrado que pueden llegar a funcionar por un período mínimo de 60 años. De hecho en los EE.UU. su Organismo Regulador, la NRC, ya ha otorgado las correspondientes licencias de extensión de vida a 60 años a más del 50% de las centrales en explotación. Los sistemas de operación y mantenimiento del parque nuclear en Occidente ha conseguido unos resultados espectaculares. Todos los parámetros han mejorado con el tiempo, siendo generalmente las

instalaciones más antiguas las que obtienen los mejores índices, incluyendo los económicos. En particular se considera que las centrales con vida extendida van a poder operar con un coste total, incluyendo amortización de las inversiones, por debajo de los 20 € por MWh: alrededor del 50% del coste del combustible -gasen los modernos ciclos combinados. Estos excelentes resultados explican una situación mundial en que se está replanteando en numerosos países el relanzamiento de los programas nucleares. Para ello se dispone ya de una nueva generación de centrales, Generación III, en dos versiones: III y III+. La primera es una evolución natural de los reactores actuales de Generación II mientras que la segunda, III+ , incorpora sistemas tecnológicos de seguridad diseñados para conseguir la refrigeración del núcleo del reactor en caso de accidente mediante circulación natural del agua. Se dispone, pues, de una tecnología probada y mejorada. Se trata sólo de resolver algunos de los aspectos que en el pasado condujeron a retrasos y sobrecostos importantes en las centrales. Son instalaciones que requieren fuertes inversiones, mientras que su explotación, incluido el combustible, es relativamente económica. Se precisa actuar sobre la inversión inicial, tratando de reducirla, y controlar los riesgos. Los mecanismos para reducir la inversión por KW instalado se centran en el factor de

La energía nuclear, ¿una solución estratégica para España?

que no participa España pero sí la UE (EURATOM), tiene como objetivo el desarrollo de nuevas tecnologías orientadas al aumento del combustible nuclear disponible, la reducción de los residuos radiactivos, la mejora de la seguridad intrínseca y de la seguridad física de las centrales, la no proliferación, la generación de calor para fines industriales como puede ser la producción de H2, etc. En el momento actual se han seleccionado 6 Sistemas para su análisis y eventual desarrollo, que incluyen nuevos reactores tanto de fisión térmica como rápida.

de unos 10 años se había conseguido asimilar en gran proporción una tecnología compleja y alcanzar un porcentaje del 85% de participación nacional en la inversión.

Europa - En Finlandia se encuentra en construcción un grupo nuclear de 1.600 MW (Olkiluoto-3) y se está iniciando el proceso para contratar otra unidad. En Francia está ya en construcción una unidad (Flammanville-3) similar a la de Finlandia, primera de la nueva serie de reactores de Generación III a instalar en ese país. En el Reino Unido se está iniciando el proceso de licencia, orientado a la construcción de nuevas centrales nucleares a partir de 2010. En al menos otros 3 países europeos hay planes firmes en marcha.

El caso de España

El interés por el campo nuclear se inició en España en los años 50 con la creación de la Junta de Energía Nuclear, hoy CIEMAT. La JEN desarrolló un programa científico, pero también contribuyó a la formación y a la promoción del interés y las capacidades en este campo en la Universidad. En el año 1957 la iniciativa privada creaba Tecnatom, sociedad orientada inicialmente a promover proyectos nucleares.

Rusia – Se han aprobado importantes fondos económicos oficiales con el objeto de relanzar el programa de construcción de nuevas unidades nucleares de 1.200 MW, al ritmo de dos centrales al año.

De entre todas esas infraestructuras las que mayor impacto han tenido han sido las centrales nucleares. Se trata de instalaciones intensivas en capital y en conocimiento tecnológico. El reto se planteó formalmente a partir de la segunda generación de centrales, iniciada en España a partir de 1971. Las circunstancias fueron, una actitud por parte de la Administración del Estado de favorecer la participación nacional, una excelente disposición en el mismo sentido por parte del Sector Eléctrico, y una respuesta comprometida y entusiasta por parte de los sectores industriales afectados. Se constituyeron nuevas empresas tanto en el sector público como en el privado y se adaptaron a los requisitos del campo nuclear otras muchas. En el plazo

escala -centrales que alcanzan los 1.600–1.700 MW- y asegurar su estandarización. El control del riesgo, sobre todo en los EE.UU., se orienta a la obtención de la licencia de construcción y operación antes de comprometer seriamente la inversión. Con todo ello, la situación actual es la siguiente: EE.UU. - El Programa 2010, propiciado por la Administración americana, trata de relanzar el programa nuclear, de tal modo que en esa fecha se encontrarían varias centrales en construcción. Existen apoyos económicos e incentivos aplicables a los primeros 6.000 MW.

Otros países – Se están potenciando los programas nucleares en China, India, Corea del Sur y Japón. Generación IV – Por iniciativa del DOE Departamento de Energía de los EE.UU.se ha puesto en marcha un programa internacional para el desarrollo de la tecnología de fisión nuclear en una nueva generación de centrales nucleares, listas para su despliegue comercial en el plazo de unos 25-30 años. Este programa, en el

El desarrollo de una importante infraestructura energética en España a partir del comienzo de los años 60, estuvo en el origen de un fuerte crecimiento de los sectores de construcción, fabricación de bienes de equipo e ingeniería. Las centrales hidroeléctricas, las refinerías de petróleo, las centrales termoeléctricas y finalmente el programa nuclear, han permitido el desarrollo de esos sectores y su incorporación a los estándares de calidad internacional.

A mediados de los años 80 la veterana corresponsal de Nucleonics Week (McGraw Hill) Ann MacLachlan, realizó un viaje a España, visitando diversas empresas y centrales en construcción. En el reportaje que publicó resumía la “asombrosa” situación diciendo: “en España parece haberse creado una industria nuclear de un día para otro (“Ov ernight”)”. No era cierto, era el resultado de un largo esfuerzo.

A principio de los años 70 se creó Empresarios Agrupados, organización de ingeniería orientada al desarrollo de capacidades en el campo nuclear. En 1985, Empresarios Agrupados hacia tiempo que había completado su capacitación tecnológica y alcanzaba unos efectivos de 2.600 personas (65% titulados universitarios). Otras empresas de ingeniería españolas, INITEC, SENER e INYPSA, también se adaptaron para participar en el Programa. En el sector público se crearon, Equipos Nucleares, S.A. (ENSA), para la fabricación de los grandes componentes nucleares, ENUSA, para la minería del uranio y la fabricación del combustible nuclear, y ENRESA, para el tratamiento de los residuos radiactivos.

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En el sector privado, numerosas empresas de construcción, bienes de equipo y servicios se adaptaron con rapidez a los requisitos del campo nuclear. En bienes de equipo, la legislación sobre fabricación mixta favoreció los acuerdos de participación y transferencia tecnológica con empresas extranjeras del sector nuclear. A las necesidades de formación de personal técnico especializado respondió la JEN, a través de su Curso de Ingeniería Nuclear, la Universidad Politécnica y la Universidad en general. Conviene señalar también el Curso de Tecnología Nuclear impartido durante 10 años por la Universidad de Comillas (ICAI) en colaboración con Empresarios Agrupados, por cuyas aulas pasaron más de 1.000 postgraduados. Se puede estimar que a través de los diversos sistemas más de 8.000 universitarios recibieron formación y obtuvieron experiencia en el campo nuclear. La utilización de códigos y normas internacionales, el uso de programas avanzados de cálculo, los rigores de los programas de calidad de esta industria, se incorporaron de este modo a los profesionales y a las empresas. El efecto multiplicador sobre la industria en general, en años sucesivos, ha sido muy relevante. Una Industria Exportadora - A principios de los años 80 el éxito del “modelo español” ya era reconocido internacionalmente. En gran parte de los concursos en otros países para el suministro de centrales nucleares era frecuente la participación española con grandes paquetes de ingeniería y suministros, en colaboración con los Suministradores Principales, en especial con GE y W, aunque también con KWU (Siemens). Adicionalmente el modelo español era una referencia de gran interés en otros países, entre los que cabe destacar la República Popular China.

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La Moratoria Nuclear - En 1983, la Moratoria impuesta al programa nuclear en España tuvo un impacto muy importante sobre el sector, pero no dio al traste con el mismo. Las capacidades de que se disponía, las posibilidades exportadoras y las necesidades de apoyo del parque nuclear en explotación, permitieron mantener una parte esencial de la industria, si bien otra desapareció o tuvo que reconvertirse. Es evidente que el decaimiento de la actividad nuclear en otros muchos países supuso un escollo adicional. Situación Actual - Como resultado práctico de todo lo anterior, el sector nuclear en España ha mantenido sus capacidades básicas y las ha actualizado: ENSA – es una de las pocas empresas en el mundo que tiene capacidad para fabricar los grandes componentes nucleares. Su actividad se ha mantenido con base en la exportación. En la actualidad tiene contratado el suministro del Sistema Primario de retención de presión del reactor PBMR de Generación IV que se está desarrollando en la República de Sudáfrica. ENUSA – es el principal proveedor del combustible nuclear de las centrales españolas, pero exporta alrededor del 40% de su producción. ENRESA – es la sociedad encargada de la gestión de todos los residuos radiactivos que se producen en España. Posee unas capacidades en este campo homologables internacionalmente. TECNATOM – es la empresa encargada de la formación del personal de operación de las centrales en España, así como de proporcionar servicios especializados de diversa índole en apoyo a la explotación. Ha conseguido un excelente nivel tecnológico en sus áreas de especialización. Desarrolla un 25% de su actividad en los mercados internacionales.

EMPRESARIOS AGRUPADOS – es la principal organización de ingeniería en España en el campo nuclear. Diseñó en su momento una gran parte de nuestro parque nuclear y ha venido dando servicios de apoyo a todas las centrales españolas hasta la actualidad. Ha desarrollado una gran actividad en los mercados internacionales, que se extiende al desarrollo de nuevos reactores, ingeniería de proyecto y consultoría en general. En la actualidad trabaja en diversos desarrollos para la Generación IV de futuros reactores en colaboración con EURATOM, es responsable del diseño del Sistema Primario del reactor de gas de alta temperatura PBMR en colaboración con ENSA, participa de manera relevante en el diseño y proceso de licencia en los EE.UU. del reactor de Generación III+ de GE ESBWR, es consultor de la propiedad para la contratación de varias centrales nucleares en Europa y proporciona servicios de ingeniería desde hace más de 5 años para la central nuclear de Lungmen en Taiwán (2x1.350 MW – ABWR) en fase de construcción, entre otros trabajos en el exterior. Las empresas señaladas constituyen el núcleo del sector, con capacidades combinadas que cubren la práctica totalidad de los aspectos básicos en este campo. No obstante, existen muchas otras empresas activas o potencialmente activas de cara al relanzamiento de programas nucleares que se está produciendo en el campo internacional. Entre las ingenierías cabe destacar a IBERINCO, que además de aportar servicios de consultoría e ingeniería desarrolla proyectos “llave en mano”, entre los que es de gran relevancia el aumento de potencia de un 18% en la central de Laguna Verde (México). También se mantienen activos fabricantes de bienes de equipo, como es el caso de Abengoa que suministró el cuadro de control y cabinas eléctricas para Lungmen (Taiwán) contratada por GE, y diversas empresas en las áreas de construcción y servicios.

La energía nuclear, ¿una solución estratégica para España?

Conclusión Muchos países están reconsiderando la opción nuclear y se están ya dando pasos firmes para un relanzamiento de los programas tanto en los EE.UU. como en Europa. En otras partes del mundo, Corea, Rusia, China, India y Japón, con programas activos, se aceleran los planes de construcción de nuevas centrales. En España, con una dependencia exterior energética creciente, que supera ya el 85%, la opción nuclear debería también reconsiderarse. Las ventajas para nuestro país, son las siguientes: • Sustitución del recurso creciente al gas para generación eléctrica de base, a precios competitivos. • Sustitución de pagos al exterior por combustibles importados -80% del coste total del KWh en ciclos combinados-por inversiones en la industria local -80% del coste total del KWh en centrales nucleares. • Promoción de una industria exportadora, tecnológicamente avanzada, que ya ha demostrado su madurez y su capacidad. • Estabilidad a largo plazo del coste de la generación eléctrica, basada en un combustible -el uranio- que sólo representa del orden del 4% del coste del KWh producido. n

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bä=åìÉîç=ÉëÅÉå~êáç=ÉåÉêÖ¨íáÅç=ó ëìë=áãéäáÅ~ÅáçåÉë=ÖÉçéçä∞íáÅ~ëN Paul Isbell Real Instituto Elcano - Director, Programa de Energía

Si la cuestión energética volvió a la atención mundial con el comienzo de la crisis de Irak en otoño de 2002 –después de más de una década completamente fuera del radar de las preocupaciones estratégicas de la comunidad internacional– durante el pasado año ha llegado a ser la cuestión estratégica global por ex celencia. No es sólo que a estas alturas la energía influye a la vez en el dinamismo de la economía internacional, la estabilidad geopolítica mundial y nuestro futuro medioambiental a escala planetaria, sino que también parece que la cuestión energética no volverá a un segundo plano estratégico por lo menos durante varias décadas. El nudo gordiano del sistema internacional –en el que se entrelazan y se mezclan casi todos los grandes retos estratégicos de una forma u otra– ya es, de aquí en adelante, la energía. Este capítulo analiza el nuevo escenario energético, los factores que subyacen su reciente conformación y las implicaciones para el panorama estratégico de España.

El rebrote de los precios: de nuevo suena la alarma energética La alarma mundial respecto a la cuestión energética sonó por primera vez en otoño de 1973 cuando, a raíz de la Guerra del Yom Kippur, los países árabes de la Organi-

zación de Países Exportadores del Petróleo (OPEP) organizaron un embargo a las exportaciones dirigidas a EEUU y Holanda. Esta ruptura en el suministro del petróleo demostró al cártel su posible influencia sobre el precio e inspiró la posterior nacionalización del sector energético en muchos países miembros y la aplicación de una política de precios mucho más agresiva por parte de la OPEP. El precio subió de 3 dólares por barril en 1973 (alrededor de 10-12 dólares en términos reales medidos en dólares actuales) para situarse en más o menos 35 dólares a finales de la década. La sensación de urgencia política –y de oportunidad empresarial– que desató la crisis del petróleo de los años 70 estimuló un gran esfuerzo destinado a romper el poder de la OPEP. Las petroleras privadas occidentales iniciaron una fuerte campaña de inversión en exploración y producción para desarrollar los recursos petrolíferos de zonas ajenas a la OPEP (incluyendo Alaska, el Mar del Norte y el Golfo de México). A raíz de este esfuerzo, el sector internacional del petróleo experimentó una especie de renacimiento tecnológico y financiero que lo ha dinamizado hasta hace muy poco. En el terreno geopolítico, EEUU se dedicó, por su parte, a una política exterior cuyo objetivo fue el de dividir políticamente a los países clave del cártel. A esta política debemos el apoyo políticomilitar de EEUU a Arabia Saudí y Kuwait frente a las otras grandes potencias del

Golfo Pérsico (como Irak e Irán), el apoyo político-militar norteamericano a Irak frente a Irán durante la guerra de los años 80, las intervenciones militares de EEUU en Libia durante los 80 y en Irak durante los 90, y el apoyo político-económico a Venezuela durante los 90. Por eso, la respuesta más clara a esta primera alarma energética no fue el desarrollo de una política profunda para transformar la base de la economía energética, diversificando las fuentes de energía y reduciendo la dependencia mundial del petróleo (y sus “hermanos fósiles”, el gas y el carbón), sino una política de diversificación de las fuentes geográficas (y políticas) de los mismos hidrocarburos y de minar la viabilidad política y fuerza económica del cártel de la OPEP. Después de una inicial respuesta tentativa entre los países de la OCDE a finales de los años 70 y principios de los 80 para aumentar la eficiencia energética y promover la implantación de energías renovables (como la eólica, la solar, el hidrógeno e incluso la nuclear), la opinión pública –y las preferencias de las elites políticas– en las economías avanzadas volvió a ser muy complaciente respecto a la dependencia generalizada de la economía mundial del uso e importación de hidrocarburos. Esta complacencia se vio especialmente después del desplome de los precios del petróleo a partir de 1986 (cuando la unidad de la OPEP se quebró y la nueva oferta del Golfo de México, Alaska y

Este articulo se publicó originalmente como el Capítulo II del Panorama Estratégico 2006/2007, elaborado por el Instituto Español de Estudios Estratégicos y el Real Instituto Elcano de Estudios Internacionales y Estratégicos, y editado por el Ministerio de Defensa.

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el Mar del Norte empezó a invadir el mercado) y del accidente en el central nuclear de Chernóbil en el mismo año.2 Según casi todos los parámetros posibles, no mucho había cambiado en las políticas y hábitos energéticos del mundo en los 30 años desde la Guerra del Yom Kippur (1973) y la invasión de Irak (2003). Pero, en el verano de 2006, la alarma sonó de nuevo. El precio del petróleo –el precio energético de referencia– llegó a su récord histórico en términos nominales (78 dólares por barril de crudo Brent), un aumento de casi un 300% desde principios de 2002, y que se acercaba al récord histórico en términos reales (algo más de 80 dólares por barril, medido en dólares actuales, registrado en 1979 y 1980). Aunque el precio se moderó bastante durante la segunda mitad del año, llegando incluso a un nuevo mínimo justo por debajo de los 50 dólares, el año se cerró con un precio promedio anual de casi 65 dólares por barril de crudo Brent.3 En comparación con el precio promedio anual de 2002, este nivel representó un aumento de aproximadamente un 150% en cuatro años. De todas formas, esta moderación en el precio desde julio de 2006 ha dado un beneficioso respiro a la economía mundial, dejándola seguir creciendo a un ritmo históricamente alto (casi un 5% en 2006) y posiblemente posponiendo –aunque no

sabemos por cuanto tiempo– una notable desaceleración mundial.4 La explicación más convincente de por qué la economía mundial ha resistido tanto al auge reciente de los precios energéticos –registrando su crecimiento más alto por un período de cuatro años consecutivos desde antes de los choques petrolíferos de los 70, al mismo tiempo que los precios del petróleo han subido más que durante cualquier otro período desde los mismos choques de los 70– es relativamente sencillo. Al contrario de lo que ocurrió con los choques energéticos anteriores (1973-1974, 19791980, 1990-1991 e incluso 1999-2000), las subidas en el precio del petróleo durante los años recientes se deben más a aumentos en la demanda, generados a su vez por el fuerte crecimiento económico, que a recortes repentinos y significativos en el suministro de petróleo al mercado (aunque ciertas restricciones en la oferta sí han jugado un papel secundario). De hecho, sin los aumentos en el precio del petróleo, la economía mundial hubiera crecido incluso más rápidamente durante los últimos años.5

La faceta económica de la geopolítica energética En el terreno económico –particularmente en el crecimiento económico mundial, tan importante como factor estabilizador en

las relaciones internacionales y geopolíticas– la energía ejerce un papel fundamental. Comportamientos económicos tan básicos como el consumo y la inversión inciden directamente en los dos lados del mercado (la demanda y la oferta) e influyen así en los precios energéticos. Pero lo más relevante desde una perspectiva geopolítica es que esta relación entre la energía y la economía mundial tiende a ser cíclica y cada vez más inestable, ejerciendo una influencia potencialmente desestabilizadora e imprevisible sobre las relaciones internacionales. Por ejemplo, períodos de fuerte crecimiento económico mundial (como los años 60, la segunda mitad de los 80 o el final de los 90) pueden ser el resultado, por lo menos parcialmente, de un período previo de precios energéticos relativamente bajos. Los bajos precios del petróleo y del gas estimulan el crecimiento económico (al mantener una gran parte de la estructura de costes económicos a un bajo nivel, lo que promueve la producción y limita las presiones inflacionistas). Pero, por otro lado, los bajos precios energéticos tienden a reprimir el incentivo para la industria energética de invertir en la expansión de la oferta, ya que se percibe la inversión en tal contexto como un riesgo no compensado por la posibilidad de retornos suficientemente altos. Con tiempo, este fuerte crecimiento económico tiende a aumentar la demanda de energía (como ha ocurrido desde 2002), mientras que el bajo nivel de inver-

Curiosamente, el accidente nuclear de Chernóbil puso fin a la esperanza de muchos en Occidente de aprovechar la energía nuclear para aumentar la independencia energética de Europa y EEUU. Por otro lado, el desplome del precio del petróleo en los mercados internacionales de la economía de mercado occidental fue la gota que colmó el vaso económico y político de la Unión Soviética, que ya dependía de los ingresos de sus exportaciones de petróleo y gas para seguir financiando su creciente déficit exterior con Occidente desde los años 70 a raíz de sus cada vez mayores importaciones de grano.

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Durante los primeros meses de 2007, el precio del crudo se mantenía justo por debajo de los 55 dólares, dando un estímulo muy importante a la economía mundial. Sin embargo, recientemente los precios tanto de Brent como de WTI han vuelto a un nivel levemente por encima de los 60 dólares por barril.

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Este crecimiento económico mundial para 2006 ha sido incluso mayor que nuestra estimación, publicada el año pasado en el Panorama Estratégico 2005/2006. Para un precio promedio anual de 60 dólares por barril (que correspondía a un extremo de nuestro “escenario B” del statu quo), habíamos estimado el año pasado que el crecimiento mundial podría ser más cercano al 4% en 2006 (significativamente por debajo del precio de casi el 5% que finalmente resultó). De todas formas, incluso el FMI había subestimado el crecimiento para los años anteriores (estimando un crecimiento del 5,1% y del 4,3%, respectivamente, para los años 2004 y 2005, cuando de hecho al final se registraron tasas mundiales del 5,3% y del 4,9%). Véase Paul Isbell y Rickard Sandell, “Nuevos escenarios, nuevos desafíos: la transformación del horizonte estratégico”, en Panorama Estratégico 2005/2006, Ministerio de Defensa, Instituto Español de Estudios Estratégicos y Real Instituto Elcano, marzo de 2006, p. 41.

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La Agencia Internacional de la Energía estima que la economía mundial hubiera crecido unos 0,3 puntos porcentuales más, en términos promedios anuales, sin las subidas del precio del petróleo desde 2002. En términos generales, la AIE estima, a raíz de varios estudios económicos publicados en años recientes, que un aumento sostenido en el tiempo de 10 dólares por barril reduciría el PIB promedio real en 0,3% en la OCDE y 0,5% en el resto de los países –o 0,4% en el mundo–. Los países en vías de desarrollo sufrirían más, perdiendo casi un 1,0% del PIB. Véase World Energy Outlook 2006, capítulo 11, “The Impact of Higher Energy Prices”, IEA, París, noviembre de 2006, pp. 269-314.

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siones anterior por parte de la industria energética sigue restringiendo la oferta. El resultado es un aumento en el precio de la energía, tal como hemos experimentado desde 2002.6 A su vez, estos precios energéticos –más tarde o más temprano– empiezan a afectar a las dos variables macroeconómicas centrales, la inflación y el crecimiento (y, por extensión, el empleo). Si los precios suben lo suficiente como consecuencia de la combinación de una demanda fuerte (provocada por un boom económico) y una restricción de la oferta (producida por la falta de inversión anterior suficiente), la economía puede experimentar una inflación cada vez mayor y un crecimiento cada vez más lento (la temida coyuntura conocida como la “estanflación”).7 Este subsiguiente período de crecimiento económico más débil tiende a reducir la demanda energética y con ello el precio de la energía.8 El nuevo período de bajos precios energéticos se verá reforzado por el aumento en la oferta a consecuencia de una nueva subida notable en los niveles de inversión, provocado por el anterior período de precios más altos. Pero, al final, este nuevo período de bajos precios energéticos puede ejercer de estímulo para dar paso a una nueva fase de fuerte crecimiento económico (con un nivel de inversión decreciente) y, así, el ciclo comienza de nuevo. Esta relación cíclica entre energía y economía puede ser incluso más inestable cuando se considera el hecho de que el

ciclo puede ser reforzado –o, mejor dicho, desestabilizado– por intervenciones políticas (intencionadas) y eventos geopolíticos –o incluso climáticos– (no intencionados) que inciden en la oferta, más allá de la generada por la inversión en aumentos de capacidad en cada uno de los varios eslabones de la cadena de la oferta energética.9 En un momento del ciclo caracterizado por bajos (pero crecientes) precios, una incipiente subida en la demanda energética y un crecimiento mundial cada vez más fuerte, los países productores (particularmente los miembros del cártel de la OPEP, pero no necesariamente sólo ellos) pueden decidir reducir sus niveles de producción –o simplemente no aumentarlos– consiguiendo así un aumento del precio. Esto es lo que pasó en 1974 y 1999 con los recortes oficiales en los niveles de producción de los países de la OPEP. De todas formas, este choque por el lado de la oferta puede ser el resultado también de otro tipo de acontecimiento político (planificado o no) como, por ejemplo, la revolución iraní a finales de 1978, que tuvo el efecto de retirar del mercado internacional gran cantidad de la producción petrolífera iraní durante 1979 (2mbd) y 1980 (4mbd). La invasión de Irak en 2003 (y su posterior ocupación y guerra civil) también ha tenido el efecto de quitar del mercado internacional casi medio millón de barriles diarios durante varios años, añadiendo presiones alcistas sobre un precio del petróleo ya en alza por otros motivos. Finalmente, un eventual ataque militar con-

tra Irán podría tener el efecto de reducir significativamente el volumen de exportaciones de petróleo de varios de los países del Golfo Pérsico (y no necesariamente sólo las de Irán), incluyendo las de Kuwait y Arabia Saudí. Pero durante los últimos años hemos experimentado unos aumentos en el precio del petróleo (y otras energías estrechamente vinculadas al petróleo, como el gas natural) que han ido más allá de los tradicionales movimientos cíclicos a los que nos hemos acostumbrado desde principios de los años 70. Por cambios estructurales en la economía mundial, junto con un resurgimiento del nacionalismo energético por parte de los países productores, y una percepción pública de que estamos llegando a los límites geológicos de la oferta de las principales fuentes de hidrocarburos, la relación cíclica entre la energía y la economía mundial parece haber situado el rango de precios posibles a un nivel mucho más alto de lo que era habitual anteriormente. Mientras que el precio del petróleo se movía cíclicamente entre los 10 y los 40 dólares por barril desde principios de los 70 hasta la recesión mundial de 2001, desde entonces parece que ha roto con el techo de este rango para establecer un nuevo mapa cíclico entre algo más de 40 dólares y aproximadamente 80 dólares por barril. Pero el nuevo escenario energético es tal que mientras que parece improbable un retorno del precio sostenido en el tiempo a un nivel por debajo de los 40 dólares por barril, sí es perfectamente factible un

6 El alto crecimiento actual se debe más a los bajos tipos de interés mantenidos desde el año 2001 hasta 2005-2006 que a unos precios energéticos muy bajos. De todas formas, el colapso de los precios energéticos en 1998 contribuyó a sentar las bases de la expansión mundial posterior –interrumpida solamente por el pinchazo de la burbuja bursátil y la recesión de 2001, pero reanimada por el colapso en los tipos de interés durante un largo período posterior–. En este sentido, muchos comentaristas han argumentado que los niveles artificialmente bajos de los tipos de interés en la primera mitad de esta década produjeron un mayor crecimiento que al final impulsó hacia arriba los precios del petróleo. En efecto, en lugar de tener tipos más altos durante estos años, se experimentaron precios energéticos (y de otros commodities) más altos, un desarrollo que en teoría tendrá un impacto sobre la economía incluso peor (“estanflación”) que el de tipos de interés más altos.

El aumento en la inflación sería mucho más notable que la desaceleración económica si la respuesta de las autoridades monetarias fuera una política acomodaticia respecto a la inflación con el objeto de minimizar el impacto sobre el desempleo (como ha sido la respuesta generalizada en la OCDE después del primer choque petrolífero en 1974). Pero si el objetivo de las autoridades es el de mantener la estabilidad de los precios a toda costa, a través de una dura política no acomodaticia, el ajuste podría ser mucho más concentrado en su impacto sobre la actividad económica, incluyendo la posibilidad de endurecer una recesión ya importante (como ha sido el caso después del segundo choque del petróleo en 1979-1980).

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8 A corto plazo –el horizonte temporal relevante al ciclo económico–, la sensibilidad de la demanda energética a los cambios en la renta es mucho más alta que a los cambios en los precios energéticos. Es decir, la elasticidad “precio de la demanda energética” es más baja, a corto plazo, que la elasticidad “ingreso de la demanda energética” (según la AIE: -0,03 frente a 0,09, respectivamente, en el corto plazo, y -0,15 frente a 0,48 en el largo plazo). La hipótesis, por tanto, es que, sin fuertes recortes en el suministro que provocan subidas muy intensas y repentinas del precio, el ciclo económico tiene más influencia sobre el precio que al revés. Pero una rápida subida de precio provocada por un recorte o restricción en la oferta producirá la “estanflación”, dependiendo el impacto sobre la demanda petrolífera de la respuesta monetaria de los grandes consumidores. Véase la nota nº 6. 9

Por ejemplo, en la cadena petrolífera: exploración, desarrollo, producción, mantenimiento, transporte, refino y distribución de productos finales.

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aumento del precio –incluso un nuevo desplazamiento del rango de movimiento cíclico del precio– más allá de los 80 o 100 dólares por barril.

Recientes cambios estructurales que moldean la nueva geopolítica energética ¿Cuál es la naturaleza de los cambios mencionados anteriormente? ¿Dónde surgen los factores responsables de este desplazamiento al alza del precio del petróleo? ¿Qué implicaciones geopolíticas pueden tener estos cambios en el escenario energético de ahora en adelante? El auge de China y la India. Por el lado de la demanda, el cambio clave ha sido la reciente incorporación de las grandes economías emergentes –particularmente China y la India– al proceso integrador de la globalización. Con la progresiva apertura y liberalización de sus economías, estos dos países (que representan una tercera parte de la población mundial) han entrado en la economía mundial y han entrado en la senda de un elevado crecimiento sostenido y una creciente demanda energética. Casi de golpe, en el breve paso de unos pocos años, la economía mundial ya tiene más de 2 mil millones de nuevos consumidores de energía moderna –particularmente de petróleo y carbón, pero también de gas–. Esta incorporación rápida e intensa de China, la India y grandes partes del resto del mundo en vías de desarrollo ha compensado sobradamente el cada vez más modesto ritmo de crecimiento de la demanda

energética de la OCDE, ahora en plena fase de moderación. Asia ya es el mayor consumidor continental de energía del mundo, superando a América del Norte en el consumo anual de petróleo por primera vez en 2005. La mitad del crecimiento de la demanda de petróleo durante los próximos 15 años provendrá da Asia. De ahora al año 2030, la AIE proyecta que el 70% del nuevo incremento en la demanda mundial de energía primaria (que aumentará más de un 50%) provendrá del mundo en vías de desarrollo, empujado por dinámicos gigantes como China y la India. Mientras que las grandes economías avanzadas de la OCDE están entrando en una fase de madurez económica, altos (y cada vez más saturados) niveles de consumo energético per capita y bajas “elasticidades renta de la demanda” para el petróleo, los nuevos grandes emergentes como China y la India siguen creciendo con bajos (pero crecientes) niveles de consumo energético per cápita y altas “elasticidades renta de la demanda” para el petróleo.10 De aquí al año 2015, el crecimiento de la demanda de energía primaria en China será el doble (un 4,0% anual) que en el mundo en general (un 2,1% anual), mientras que en el mundo en vías de desarrollo será del 3,3% anual, frente al crecimiento del 0,7% anual en la demanda energética de la UE, el 0,9% anual de Japón, y el 1,2% anual de EEUU y la OCDE. El peso de la OCDE en la demanda mundial de energía primaria descenderá del 50% en 2004 al 40% en 2030, mientras que el peso del mundo en vías de desarrollo aumentará del 40% al 50% y el peso de China crecerá del 15% al 20%.11 Este explosivo crecimiento económico asiático y el consiguiente incremento de sus

necesidades energéticas ha sido –y seguirá siendo– un choque para el sistema energético mundial.12 La clave de este panorama en términos estratégicos es China. Por un lado, la creciente demanda energética de China incidirá significativamente en todos los grandes dilemas energéticos mundiales: (1) su creciente demanda de importaciones de petróleo seguirá presionando el precio del petróleo en el mercado internacional y profundizará el sentido ya existente de que habrá mucha más competencia en el futuro para asegurarse acceso a los recursos petrolíferos, sobre todo en Oriente Medio, pero también en Asia Central, África y América Latina; (2) su creciente uso del carbón asegurará que las emisiones de dióxido de carbono chinas superará a las de EEUU en sólo unos pocos años (en 2010, según la AIE), casi garantizando que la cuestión del cambio climático seguirá siendo candente; (3) su creciente demanda de gas natural contribuirá al poder geopolítico de Rusia, su vecino y líder mundial en reservas y producción de gas, que también es el gran proveedor de Europa, el proveedor natural de China y potencialmente de Japón y Corea; y (4) su posible desarrollo de la energía nuclear a gran escala complicará la política de no proliferación e introducirá un nuevo elemento de incertidumbre en el debate sobre los residuos nucleares y su posible venta en el mercado negro. Por otro lado, por su ingente tamaño y gran peso en el sistema internacional, China también representa un factor de gran incertidumbre. Cambios muy pequeños en el ritmo de crecimiento chino o en sus comportamientos energéticos implicarían importantes diferencias para el panorama mundial a medio y largo plazo.13 En fin, en muy pocos años, China será un consumidor e importador energético tan –si

10 Mientras los países del G7 consumen actualmente 18,6 barriles de petróleo per cápita (Japón 16 y EEUU más de 25), los países asiáticos en desarrollo consumen solamente 1,7 barriles per cápita, y China incluso menos (1,6). Esto supone que la demanda energética de Asia tiene margen suficiente incluso para seguir creciendo más en el futuro. Las dos grandes economías emergentes de China y la India presentan elasticidades “renta para la demanda del petróleo” un 50% más elevadas que el resto del mundo. Véase Banco de Desarrollo Asiático, “The Challenge of Higher Oil Prices”, en The Asian Development Outlook 2005 Update. 11

Véase “Annex A” y capítulo 2, “Global Energy Trends”, del World Energy Outlook 2006, International Energy Agency, París, 2006.

Para análisis más extensos sobre el reto energético en Asía, véanse Pablo Bustelo, “La Cumbre de Asia Oriental y la Seguridad Energética”, Real Instituto Elcano, ARI nº 10/2007, 26/I/2007, y Paul Isbell, “Dragones que escupen fuego: Asia y el reto de la seguridad energética”, Anuario Asia-Pacífico 2005-06, Casa Asia-CIDOB-Real Instituto Elcano, Barcelona, 2006. 12

13 Según la AIE, una diferencia de un punto porcentual en el crecimiento económico promedio anual de China de aquí a 2030 sería equivalente al 6% de la demanda mundial de energía primaria y al 4% de la demanda mundial de petróleo, op. cit., p. 69.

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no más– importante en términos económicos, geopolíticos y medioambientales que EEUU o Europa. El resurgente nacionalismo energético. Una paradoja del éxito aparente de la globalización económica y de la victoria estratégica de la economía de mercado frente a la economía estatal --visible a través de la explosión del crecimiento en algunos países emergentes clave, como China-- ha sido un nuevo e inesperado aumento en la presión de la demanda mundial sobre los recursos energéticos. El resultante aumento de precios, a su vez, ha contribuido a otro nuevo fenómeno que ha tenido el efecto de reforzar estos mismos aumentos de precio por su impacto negativo a corto plazo sobre la percepción de inseguridad energética en los mercados y, a medio plazo, sobre el lado de la oferta: el resurgente nacionalismo energético que hemos presenciado en casi todas las zonas del mundo en años recientes. La cada vez más notable sensación de que las reformas liberalizadoras no han funcionando suficientemente bien desde el fin de la guerra fría se ha combinado con el espectacular aumento de los precios del petróleo desde 2002 para estimular y guiar la nueva tendencia por parte del Estado de intervenir en el sector energético, con el objetivo de aprovechar los altos precios y lograr metas sociales y geopolíticas, percibidas como antagónicas con la integración en una economía liberal y global. América Latina En América Latina, donde el rechazo del Consenso de Washington y el antiamericanismo son cada vez más palpables, los neopopulismos de izquierdas de Hugo Chávez en Venezuela, Evo Morales en Bolivia y, posiblemente, de Rafael Correa en Ecuador y Néstor Kirchner en Argentina, son una buena expresión de esta tendencia. Durante el último año, tanto Venezuela como Bolivia

han perseguido la “re-nacionalización” de sus sectores energéticos y han cambiado el marco legal (tanto en términos de impuestos y regalías como en términos de participación y control de proyectos de exploración, producción y exportación), afectando negativamente a los intereses de las empresas privadas internacionales (las llamadas international oil companies –IOCs—con Repsol YPF entre ellas). En estos dos países, hace solo unos pocos años las IOC pagaron en impuestos y regalías por debajo del 20% de sus ingresos generados por la producción de hidrocarburos; pero debido a los últimos cambios en la legislación de hidrocarburos a lo largo de los últimos dos años, este nivel ha subido a más del 80% en los dos países.14 Por otro lado, en sucesivos cambios legislativos, la estatal PdVSA de Venezuela ahora tendrá derecho a renegociar contratos para conseguir una mayoría en las participaciones en todas las actividades de producción y exportación de hidrocarburos (tanto convencional como no convencional, tanto petróleo como gas), mientras que en Bolivia el decreto de renacionalización del sector de mayo de 2006 ha conducido a procesos de renegociación de los contratos con las empresas extranjeras (principalmente Repsol y Petrobrás) para llevar a una situación semejante a la de Venezuela. Ecuador (bajo su presidente anterior, Alfredo Palacios) seguía a Venezuela y Bolivia, casi como en cadena, expropiando en mayo los activos de Occidental Petroleum (Oxy) en un campo de producción de más de 100.000 bd en el Amazonas y aumentando los niveles de impuestos y regalías.15 Aunque no es todavía seguro que el nuevo presidente, Rafael Correa, se dejará llevar por la senda del nuevo nacionalismo energético, su intención anunciada de devolver Ecuador al cártel de la OPEP y de promover colaboraciones entre la petrolera estatal –PetroEcuador– y otras empresas estatales (national

oil companies, o NOC) de la zona (incluyendo PdVSA y Petrobrás) señala que sigue siendo una posibilidad real. El factor Chávez El claro líder de este movimiento es Hugo Chávez y su Gobierno en Venezuela, el país que tiene las reservas de gas más importantes de toda América Latina y las reservas de petróleo (si finalmente logran explotarse comercialmente los petróleos ultrapesados de la Faja del Orinoco) potencialmente mayores del mundo. Pensando activamente en cómo articular un papel para Venezuela de líder energético a nivel mundial, Chávez sirve de referencia para todos los grandes líderes neopopulistas de izquierdas (entre ellos, Morales, Correa, Humala y López Obrador) y ejerce incluso una gran influencia sobre los otros líderes de izquierda más moderados (por ejemplo, Bachelet y Lula).16 Entrelazando varios aspectos de la cuestión energética con su oposición al ALCA y a la supuesta hegemonía norteamericana, el nacionalismo energético de Chávez ha desarrollado varias vertientes a lo largo de los últimos años. En primer lugar, sigue subvencionando las importaciones del petróleo de los pequeños países de América Central y el Caribe (incluyendo Cuba). Esta política se enlaza con su campaña para conseguir apoyos para el ALBA, su visión alternativa al ALCA para la integración regional. Su proyecto de construir el “gran gasoducto del sur”, junto con Brasil y Argentina, también tiene el objetivo de vertebrar el continente a través de una nueva infraestructura energética que se origine en Venezuela. Por otro lado, sus planes de vincular a PdVSA con otras empresas nacionales en el desarrollo de su petróleo ultrapesado, junto con su campaña diplomática para cultivar lazos entre Venezuela y otros países productores (como Rusia e Irán), encaja muy bien con su plan a largo plazo de desviar sus exportacio-

14 Véase Petroleum Economist, noviembre de 2006, p. 33, y Paul Isbell, “Hugo Chávez y el futuro del petróleo venezolano (I): el resurgimiento del nacionalismo energético” y “Hugo Chávez y el futuro del petróleo venezolano (II): el pillaje de PdVSA y la amenaza a su nivel de producción”, Real Instituto Elcano, Madrid, ARI nº 15 y 16, 9/II/2007 y 12/II/2007. 15

Véase Petroleum Economist, febrero de 2007, p. 35.

Hay otros casos no tan claros, como Néstor Kirchner, Alan García, y Daniel Ortega, líderes que parecen mostrar un cierto grado de independencia y escepticismo respecto a Chávez. 16

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nes petrolíferas hacia China en detrimento de EEUU.17 El primer conjunto de políticas aspira a consolidar su liderazgo político a nivel regional, mientras que el segundo grupo de iniciativas intenta coordinar un eje de resistencia a la hegemonía norteamericana a nivel internacional. Rusia La ex URSS, particularmente Rusia, es otra zona donde el desencanto con la transición hacia la economía de mercado y la fatiga de las reformas liberales se ha combinado con el nuevo escenario de altos precios energéticos para producir un potente cóctel de nacionalismo energético. Un país que no ha sido capaz de terminar su transición desde una economía plenamente estatal a un modelo económico de mercado ha visto su influencia política y económica en el sistema internacional disminuir significativamente hasta que empezó el boom energético hace sólo unos años. El sector que había experimentado una fuerte dosis de apertura y privatización durante los noventa –la energía– ha sido el campo de batalla para el Estado ruso en su nuevo intento de dominar el sector clave para la proyección del poder del Kremlin en el mundo. Después de haber diseñado un sistema para estimular y canalizar la inversión extranjera bastante ventajoso para las empresas internacionales privadas –los llamados production sharing agreements (PSA) o acuerdos de producción compartida– y de dejar que se desarrollaran un buen número de empresas privadas rusas en el sector de hidrocarburos, el Kremlin de Vladimir Putín ya lleva varios años poniendo fin a la anterior época de apertura y liberalización del sector. La campaña fiscal para reclamar deudas de impuestos supuestamente impagados llevó al encarcelamiento de Mijail Jordokovski, el presidente de Yukos, la intervención del Estado en la que era entonces la petrolera

privada más grande de Rusia y la posterior integración de gran parte de la empresa en la empresa estatal Rosneft en 2004. Desde entonces, el Gobierno ruso ha intentado devolver las actividades –y beneficios– del sector a un grupo reducido de empresas estatales (principalmente Rosneft y Gazprom), apartando a las empresas privadas internacionales de los proyectos más interesantes (como ocurrió en 2006 con Shell –con su proyecto de GNL de Sajalín-2– y BP –con su proyecto de llevar gas natural de los campos siberianos de Kovytka a China o Corea del Sur–) y reservando estos proyectos para el monopolio estatal, Gazprom.18 Política energética y las ex repúblicas En la zona de las ex repúblicas soviéticas, Rusia ha ejercido su influencia para evitar que los productores de Asia Central crearan nuevas rutas de exportación para su petróleo y gas que no pasasen por Rusia a través de las redes tradicionales. Ha tenido cierto éxito en este empeño, pero en 2006 los hidrocarburos finalmente empezaron a salir de la zona del Caspio, a través del oleoducto BTC de Bakú a Turquía y por los conductos de Kazajstán hacia China. De todas formas, aunque el Kremlin ha perdido cierto poder como país de tránsito para los hidrocarburos del Caspio y Asia Central, sí ha tenido más éxito en su diplomacia energética con los países de tránsito de su gas y petróleo destinado a los países consumidores de Europa. De hecho, si la alarma energética sonó de nuevo en el año 2006, particularmente en Europa, se debe sobre todo a los breves recortes en los flujos de gas y petróleo que Rusia habitualmente exporta a Europa a través de los conductos que pasan por Ucrania y Bielorrusia. A principios de enero de 2006, después de una conflictiva renegociación del precio del gas ruso para el mercado ucraniano –que hasta entonces se había

vendido a precios por debajo del 20% del precio de mercado–, Gazprom redujo el bombeo de gas, supuestamente para denegarlo brevemente a Ucrania hasta que este último se pusiera de acuerdo con el planteamiento ruso de aumentar significativamente el precio subvencionado. Cuando Ucrania respondió apropiándose parte del flujo destinado a Europa, el gas que llegaba a países como Hungría y la República Checa estaba más de un 30% por debajo de sus niveles habituales. Con esto casi cundió el pánico en la Unión Europea (que depende de Rusia para casi el 50% de todas sus importaciones de gas y para aproximadamente el 25% de todo su consumo), coincidiendo con la publicación en enero del primer borrador un “papel verde” de la Comisión Europea sobre la energía, y causando que se le encargara a Javier Solana, el alto representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores, de un nuevo “papel” sobre la dimensión exterior de una posible política energética europea y sus implicaciones para la seguridad energética.19 Aunque los representantes del Kremlin y de Gazprom negaron a lo largo de 2006 que Rusia tenia la intención de utilizar el suministro de gas como un arma en su política exterior con Europa, la percibida amenaza de Rusia como una fuente no fiable –e incluso hostil– de gran parte de la energía consumida en la UE estimuló animados debates en Europa respecto a la seguridad energética y la posibilidad de forjar una nueva política energética europea capaz de representar a la UE con una sola voz en las relaciones con sus proveedores energéticos. La Comisión lideró una revisión estratégica de la cuestión energética durante la segunda mitad de 2006, pero justo antes de publicar sus recomendaciones al Consejo Europeo a mediados de enero de 2007, el flujo del petróleo ruso que llega a Europa pasando por Bielorrusia a través del oleoducto Druzhba se cortó a raíz de un conflic-

Venezuela suministra alrededor de 13% del crudo consumido en EEUU, según la AIE norteamericana. Véase Venezuela Country Análisis Brief, http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Venezuela/Background.html

17

18

Véase Paul Isbell, “El ‘gran creciente’ y el nuevo escenario energético en Eurasia”, Política Exterior, nº 110, marzo/abril de 2006, pp. 103-120.

Véanse Comisión de las Comunidades Europeas (8/3/2006) Libro verde: Estrategia Europea para una energía sostenible, competitiva y segura [en línea] COM(2006)105final (disponible en http://ec.europa.eu/energy/green-paper-energy/doc/2006_03_08_gp_document_es.pdf) y Commission and the Secretary General/High Representative Javier Solana for the European Council (6/15/2006) An external Policy to serve Europe´s Energy Interests [On line] S160/06 (disponible en http://www.consilium.europa.eu/ueDocs/cms_Data/docs/pressdata/EN/reports/90082.pdf) 19

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to sobre su precio subvencionado similar al incidente con Ucrania un año antes.20 Aunque la intención principal del Kremlin durante estos episodios quizá no era la de cortar el suministro de gas y petróleo a Europa, el mensaje que ha llegado –para bien o para mal– es uno que advierte del riesgo energético y estratégico que Rusia representa para la UE (especialmente para sus miembros del norte y del este).21 La carta asiática Otro aspecto de la política energética rusa que durante 2006 seguía contribuyendo a la percepción de que el Kremlin está utilizando la energía como un arma geopolítica ha sido la decisión de empezar la construcción de su oleoducto siberiano, previsto para transportar crudo de Siberia a los mercados de Asia oriental. A principios de año, Putín había confirmado varias veces que el oleoducto llevaría 1,6mbd del petróleo a la costa del Pacífico para ser transportado en barco, principalmente a Japón. Pero este aparente éxito diplomático japonés (y posiblemente norteamericano también) fue rápidamente cuestionado cuando en marzo, durante una cumbre bilateral entre China y Rusia, Putín firmó numerosos acuerdos de colaboración energética. Aunque no era la primera vez que Putín y Gazprom se habían comprometido con China para integrarse energéticamente de forma más profunda, esta vez los compromisos incluyeron proyectos para suministrar gas siberiano a China a través de dos nuevos gasoductos proyectados y para llevar a China aproximadamente 600.000bd de petróleo de Siberia en un

nuevo tramo adicional del oleoducto siberiano –en la práctica, desviando del mercado japonés una tercera parte de su futuro suministro–. Con esta modificación al plan original para el oleoducto siberiano, parece que el Kremlin ha decidido: (1) que le gustaría mantener abiertas todas las opciones respecto a su posible suministro de petróleo a Japón o China; o (2) que preferiría suministrar energía a los dos mercados simultáneamente, dividiendo el petróleo siberiano entre ellos, llevando el gas natural a China y reservando la posibilidad de dejar algo del gas licuado de Sajalín a Japón. De hecho, Rusia está desarrollando una política “realista” por excelencia, tratando a todos los países como aliados posibles y amenazando a sus aliados (en algunas ocasiones de forma más sutil que en otras) con la posibilidad de ser castigados, enfrentando a la UE contra sus ex repúblicas, a Japón contra China y a Occidente contra el lejano Oriente. ¿Un cártel de gas? Pero la faceta del nuevo nacionalismo energético ruso que podría tener un impacto tangible para España, por lo menos a medio plazo, es sin duda la idea del Kremlin de explorar la posibilidad de crear un cártel internacional para el gas natural. Al contrario que muchos países europeos, España no importa gas ruso; no obstante, el 40% de su consumo proviene de Argelia y otro 15% de Qatar.22 Durante 2006, el Kremlin ha dialogado con estos dos países e Irán sobre la posibilidad de formar una “OPEP del gas”.23

Juntos, estos cuatro países poseen más del 60% de las reservas probadas de gas convencional en el mundo y actualmente producen el 30% del total mundial – cifras similares a las de la propia OPEP en el sector del petróleo.24 Aunque muchos analistas dudan que un cártel internacional de gas pueda ser factible, no es una posibilidad que se deba descartar. Uno de los criterios que cualquier cártel debe cumplir es el de exhibir un nivel suficientemente alto de concentración en términos de cuota de mercado. Es decir, debe haber relativamente pocos proveedores que posean una alta cuota de mercado entre ellos. Una buena medida de la concentración del mercado es el índice Herfindahl-Hershman (HH) que –sumando los cuadrados de las cuotas de mercado– va de 0 a 10.000, en el que un índice HH por encima de 1.000 (y preferiblemente por encima de 1.400) sugiere un potencial interesante para la cartelización. El índice HH basado en las cuotas de los países productores en términos de reservas de gas es 1.230 (comparado con un nivel de sólo 980 para los países productores del petróleo). Basando el índice HH en las cuotas de exportación –una indicación más adecuada para expresar el poder actual de mercado– obtenemos un índice de 1.580 para exportaciones de gas vía gasoductos y de 1.130 para exportaciones de gas licuado (GNL). Ya que el índice para exportadores de petróleo es de menos de 1.000, parece existir la posibilidad de que podría funcionar un cártel de gas.25

20 Para las conclusiones de la revisión estratégica de la CE sobre política energética y sus recomendaciones al Consejo Europeo de 8-9 de marzo de 2007, véase Comisión Europea (01/10/2007) La Comisión propone un paquete de medidas integradas sobre la energía y el cambio climático para reducir las emisiones en el siglo XXI (IP/07/29). Para un tratamiento más en profundidad de la crisis entre Rusia y Bielorrusia, que analiza las diferencias y similitudes con el caso de Ucrania, véanse “Belarus Highlights Russia’s Export Vulnerability”, Global Oil Report, CGES, vol. 18, nº 1, enero-febrero de 2007, pp. 5-8, e Isabel Gorst, “Price War Settled, For Now”, Petroleum Economist, febrero de 2007, p. 22. 21 Por otro lado, los rusos mantienen –además de que no representan una amenaza para Europa en términos de seguridad de suministro– que ellos mismos se sienten insegurios en su relación energética con la UE: una inseguridad de demanda, por un lado, y de tránsito, por otro. La inseguridad que Rusia puede percibir con respecto al comportamiento imprevisible –o por lo menos desafiante– de los países de tránsito entre sus ex repúblicas parece estar detrás de sus esfuerzos de buscar vías de trasporte para su gas y petróleo que lleguen a Europa directamente (como el nuevo gasoducto del Mar Báltico), sin pasar por Ucrania y Bielorrusia. 22

Véase Paul Isbell, “La dependencia energética y los intereses de España”, Real Instituto Elcano, ARI nº 32/2006, 3/III/2006.

Aunque prácticamente todas las aclaraciones públicas de casi todos los posibles participantes en este juego niegan la viabilidad de un cártel (y su intención de perseguirlo) –con la posible excepción de Irán– estos pronunciamientos no son del todo creíbles. De hecho, algunos de los acuerdos estratégicos de asociación, como el de Gazprom con Sonatrach, son lógicos pasos iniciales en el camino a medio plazo hacia la formación de un cártel. 23

24

Véase el BP Statistical Review of Energy 2006.

25

Véase “Another OPEC in the Making?”, Global Oil Report, Centre for Global Energy Studies, vol. 18, nº 1, enero-febrero de 2007, p. 4.

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Sin embargo, uno de los obstáculos principales que impedirían la viabilidad de dicho cártel, por lo menos a corto plazo, es la naturaleza local y regional de los mercados del gas, dominados por el transporte por gasoducto.26 Hasta que el mercado del gas licuado llegue a la masa crítica necesaria para la formación de un mercado global de spot y de futuros, no hay muchas posibilidades de que un cártel funcione de forma eficaz, en el sentido de ejercer una influencia notable sobre el precio global. El gas todavía no es un producto “fungible” y comercializable en un mercado global. De todas formas, ya que Argelia tiene cierta capacidad exportadora en GNL,27 junto con Egipto y Qatar (y los planes iraníes para expandir su producción de gas, particularmente de los yacimientos offshore de South Pars y el proyecto Gulf, contemplan la licuefacción), el verdadero poder a largo plazo sobre esta eventualidad lo tiene Rusia, la mayor potencia gasista del mundo. En este sentido, una de las decisiones estratégicas con más importancia para el futuro desarrollo del mercado mundial de gas sería la del Kremlin y Gazprom respecto al papel de la licuefacción en el sistema ruso de exportación de aquí en adelante.28 Si el GNL, con sus mercados spot y futuro, llegara a dominar el comercio internacional del gas, un cártel internacional con estos miembros sí podría influir en el precio internacional del gas de la misma forma que la OPEP influye en el precio del petróleo. De todas formas, esta posi-

bilidad parece que todavía está en un futuro relativamente lejano (entre 2020 y 2030). Sin embargo, esta posible evolución del mercado del gas tendría implicaciones importantes para un país como España, cada vez más dependiente del consumo de gas pero también de la importación de gas licuado.29

El nacionalismo energético y sus implicaciones El nuevo auge del nacionalismo energético descrito anteriormente también ha afectado, si bien en menor medida, a los países árabes e islámicos de Oriente Medio y África del Norte, el epicentro del rebrote original de nacionalismo energético a principios de los 70. Estos países no han querido –o no han podido– ceder el control estatal sobre sus sectores energéticos, principalmente porque han tenido que enfrentarse al avance social del fundamentalismo islámico dentro de sus sociedades debido a la continua existencia de la pobreza y la distribución desigual de la riqueza. Esta circunstancia ha requerido una fuente segura de financiación pública para programas sociales e inversiones en infraestructuras económicas con el fin de satisfacer las exigencias de sus poblaciones y evitar que se vean atraídas por movimientos radicales (como, por ejemplo, al-Qaeda en Arabia Saudí).

Como ejemplo, la posición financiera del gobierno saudí –y con ella su capacidad de llevar a cabo un mayor gasto social a medio plazo– ha mejorado mucho desde que los precios empezaron a subir. En 2006 el Estado saudí recibió más de 157 mil millones de dólares en ingresos petrolíferos. De esta cantidad, casi 30 mil millones se utilizaron para retirar deuda estatal, reduciendo su nivel desde casi 180 mil millones de dólares en 2002 hasta menos de 100 mil millones a finales de 2006. En consecuencia, la deuda estatal como porcentaje del PIB descendió desde casi el 100% en 2002 a menos del 30% en 2006 (un 28%, frente al máximo del 118% en 1998). Se registró un superávit fiscal de 70 mil millones de dólares en 2006, ayudando al país no solo en su empeño de reducir la deuda estatal interna sino también en aumentar su volumen de activos internacionales (que llegaron a los 216 mil millones de dólares en 2006, cuatro veces más que en 2002).30 Pero esta mejora en la posición financiera se ha visto también en muchos países productores más allá de Arabia Saudí. A raíz del auge en los precios, Rusia ha cancelado casi la totalidad de su deuda externa; la empresa estatal de Venezuela, PdVSA, ha gastado la ingente cantidad de 23.990 millones de dólares en gastos sociales desde 2003 (sólo 11.838 millones de dólares –o el 21% de todos sus ingresos– en 2006, más del doble de sus propias inversiones); países como

26 Según el BP Statistical Review of Energy, de todo el gas exportado –casi el 25% del total consumido mundialmente–, más del 70% se transporta por gasoducto y menos del 30% por barco (metanero) en forma licuada.

Según BP, op cit., de los 65 mil millones de metros cúbicos de gas que exporta Argelia (casi el 10% del total mundial), aproximadamente un 40% se transporta en forma de gas licuado.

27

Este tema merece más atención e investigación. A corto plazo, parece que no le interesa tanto al Kremlin la idea de desarrollar su capacidad de exportación de gas licuado. Por un lado, aumentaría la flexibilidad rusa y reduciría la dependencia que padece Rusia con respecto al consumo europeo. Sin embargo, transformar el aparato de exportación ruso en una infraestructura basada en la licuefacción y en los metaneros, en lugar de gasoductos, implicaría la pérdida del control geoestratégico –si realmente, al fin y al cabo, es sustancial– sobre el “grifo” del gas. Por otro lado, mientras que todos –tanto los consumidores, como Europa, como los exportadores, como Rusia– ganarían en términos de flexibilidad e independencia como consecuencia de la creación de un mercado líquido, fungible y global, estas características serían los mismos requisitos necesarios –pero actualmente inexistentes– para que Rusia creara y liderara un nuevo cártel del gas, con cierta influencia sobre el precio global. Entonces, la realidad es que a Rusia le interesa el gas transportado por gasoducto para el corto plazo, pero a largo plazo le interesaría mucho más el gas licuado. El dilema es cuándo y cómo empezar con una nueva estrategia de inversiones en una nueva infraestructura, al mismo tiempo manteniendo el control estatal sobre el sector (ya que sería un proyecto largo, caro y técnicamente difícil). Algunos analistas, como Antonio Sánchez de la Universidad de Valencia (y miembro del grupo de trabajo del Real Instituto Elcano “La geopolítica de la energía: vista y analizada desde España”), piensan que algunos de los contenidos específicos del reciente acuerdo de asociación entre las estatales Gazprom y Sonatrach pueden ser un plan de colaboración para ayudar a Rusia en el desarrollo de su infraestructura de gas licuado a largo plazo. Así, Rusia podría prescindir de las IOC con experiencia en GNL (como las españolas Repsol y Cepsa); solo quedaría la cuestión de la financiación de este proyecto.

28

España es el líder europeo en términos de importación de gas licuado y de infraestructura de importación y regasificación. Aproximadamente el 65% de todas sus importaciones de gas llegan en forma licuada. A nivel mundial, España en el tercer importador de gas licuado, solamente por detrás de Japón y Corea del Sur, pero por delante de EEUU.

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30 Véase “Saudi Arabia’s Public Finances in 2006 and 2007”, Global Oil Report, Centre for Global Energy Studies, vol. 18, nº 1, enero-febrero de 2007, pp 15-17. Por otro lado, la estimación de los ingresos petrolíferos para 2006 presentada por James Gavin en Petroleum Economist (“Good Cop, Bad Cop”, febrero de 2007) es mas alta: 187,5 mil millones de dólares (y 164,7 mil millones en 2005).

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entonces. Pero de todos los países productores con el sector nacionalizado y controlado por su NOC (por lo menos fuera de la OCDE), Arabia Saudí es el jugador más sutil (y su NOC –Saudi ARAMCO– la más sofisticada). No utiliza la energía como arma política; más bien concentra sus esfuerzos en la gestión eficaz del cártel como herramienta económica para las varias sociedades árabes del Golfo y su capacidad de productor swing como batuta disciplinaria dentro del cártel.

Angola y Nigeria se han independizado del Fondo Monetario. El resultado ha sido que casi todos los países productores de hidrocarburos fuera de la OCDE se sienten ahora mucho más fuertes, más independientes, más audaces y más dispuestos a desafiar a las IOC y a los países consumidores, con políticas más autónomas caracterizadas por una creciente dosis de nacionalismo energético en todas sus vertientes. Otra muestra de esta nueva autonomía es que Angola acaba de entrar en la OPEP a principios de año, mientras que Ecuador, país que había abandonado el cártel a principios de los 90, esta contemplando su regreso.

La faceta exterior del nacionalismo energético: la energía como arma geopolítica31

Incluso Arabía Saudí parece ahora más independiente y autónomo. Aunque siempre ha sido uno de los miembros más moderados de la OPEP y se ha mostrado dispuesto a cooperar con EEUU, también es el país más sensible a la seducción de su población por parte del fundamentalismo wahabí en general y de al-Queda en particular. De todas formas, con el desplazamiento del rango cíclico de los precios a niveles de por lo menos el doble que durante los pasados 20 años, Arabia Saudí ha vuelto al papel de defensor del suelo del precio y de aumentar el poder de mercado de la OPEP. En otoño, cuando el precio había bajado a casi 50 dólares por barril –amenazando los nuevos niveles altos de ingresos– los miembros del cártel acordaron –con los saudíes al frente– unos nuevos recortes en la producción de la OPEP de unos 1,2mbd, efectuando Arabia Saudí el recorte más grande (unos 500.000bd) desde

¿Pero puede un país productor realmente ejercer el nacionalismo energético como una estrategia geopolítica de forma creíble y eficaz? Aunque la sabiduría convencional respondería que sí, se puede argumentar que la faceta exterior del nacionalismo energético (por ejemplo, el empleo por parte de Rusia de su fuerza como proveedor para influir en la política europea, o la amenaza por parte de Venezuela de redirigir sus exportaciones tradicionalmente destinadas a EEUU hacia China) no debe preocupar tanto a los países consumidores, pues el control estatal en los países productores sobre los flujos de las exportaciones energéticas no tiene una fuerza sustancial más allá de la retórica sensacionalista y superficial de los medios.32 Con buenos planes de emergencia, suficientes cantidades de petróleo y gas almacenado, y con unas políticas energéticas de demanda (eficiencia) y de oferta

(renovables, energía nuclear y/o otras nuevas tecnologías) puestas en marcha, se puede argumentar que un suministrador incluso tan importante como Rusia perdería gran parte de su influencia percibida, ya que a medio plazo la relación entre Rusia y Europa es de dependencia mutua (o interdependencia). Incluso la posible asimetría a favor de Rusia a corto plazo se desvanece si Europa se siente capaz de aguantar con normalidad y calma una ausencia hipotética del gas ruso en sus mercados durante unos meses.33 Al fin y al cabo, el nivel de riesgo implícito en cualquier tipo de vulnerabilidad o dependencia externa es una función inversa de la calidad de liderazgo político, el nivel de concienciación ciudadana y la preparación pro-activa de la sociedad. La seguridad energética, en fin, depende más de la gestión propia del sistema energético interno que del país de origen de gran parte de la energía primaria. Tampoco está nada claro que un productor de petróleo –como Venezuela– pueda elegir específicamente a un país consumidor en particular como objeto de penalización política a través de un recorte en el suministro. Si el exportador desvía el flujo hacia otros mercados, la naturaleza del mercado global (de un bien fungible como es el petróleo) llevará a un reajuste en los flujos para que el país “penalizado” (por ejemplo, EEUU en el caso de Venezuela) reciba su petróleo desde otros puntos del mercado global. En el “mejor” de los casos, si el mercado no consigue efectuar el ajuste necesario de forma

31 Otra expresión del nacionalismo energético que no se ha podido tratar aquí es el nacionalismo energético de los nuevos grandes países consumidores, particularmente de Asia (es decir, China y la India). Para un análisis de este fenómeno, véase Paul Isbell, “Dragones que escupen fuego: Asia y el reto de la seguridad energética”, op. cit. 32 Además de los argumentos presentados aquí, restando importancia a la vulnerabilidad de los países consumidores y con escepticismo acerca del verdadero poder del arma energética en la política exterior, Aurelia Mañé mantiene que el concepto dicotómico de dos actores (país consumidor frente a país productor) con una relación de clara dependencia (como por ejemplo, una España vulnerable e insegura frente a una poderosa Argelia, que suministra a España el 40% de su consumo de gas) no capta la compleja realidad que incluye –además del consumidor y del productor– el entramado de empresas energéticas, tanto del país consumidor como del país productor (cada vez con más frecuencia integradas entre sí) y posiblemente países de tránsito (que pueden ser los mismos países consumidores, como en el caso de Turquía, o, posiblemente en el futuro, España). Esta compleja realidad suele producir una situación de interdependencia y mutua integración que matiza o reduce la vulnerabilidad y riesgo que implica la dependencia de las importaciones, según Mañé, o por lo menos este es el caso de España con respecto a sus socios-suministradores del Magreb, particularmente Argelia. Véase Aurèlia Mañé Estrada y Alejandro V. Lorca Corrons, “África del Norte: su importancia geopolítica en el ámbito energético”, documento de trabajo del grupo de trabajo del Real Instituto Elcano, “La geopolítica de la energía: vista y analizada desde España”, DT Nº 11/2007, Real Instituto Elcano. 33 Muchos analistas argumentan que Rusia no puede permitirse el lujo de contemplar un recorte en el suministro de gas para chantajear a sus clientes, ya que es tan dependiente de los ingresos de las ventas de su gas a Europa como lo es esta última de Rusia como proveedor de gas. No obstante, otros indican que esta dependencia mutua no es simétrica a corto plazo –y que, por ende, no funciona como elemento de disuasión– dado que Rusia puede aguantar la pérdida de algunos ingresos a corto plazo (siempre que los tenga más o menos asegurados a medio plazo) mientras que los países consumidores de Europa caerán en el caos social y la crisis política total debido a su estado de alta vulnerabilidad y su aparente falta de preparación de cara a una posible crisis de suministro. Obviamente, la solución para eliminar esta asimetría a corto plazo y el percibido poder político que tiene Rusia sería la creación y comunicación de unos planes de reacción empresarial y respuesta ciudadana creíbles en el caso de una crisis en el suministro energético, y la construcción de una mayor capacidad de almacenaje de gas natural.

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rápida, el resultado podría ser un aumento temporal en el precio que tendría que pagar el país en cuestión.34 Si no se desvía el petróleo a otros mercados, el resultado de un recorte en el flujo de exportaciones a un país en concreto solo conseguirá un aumento en el precio global del petróleo, “penalizando” así a todos los consumidores.35 La vertiente interna: el control estatal del sector y la amenaza al nivel de inversión Si la expresión externa del nacionalismo energético (el uso del suministro como un arma para la política exterior) solo tiene fuerza en la política internacional por las percepciones (precisas o no) de vulnerabilidad por parte de los países consumidores (y por su propia pasividad), la vertiente interna del mismo nacionalismo energético sí puede tener implicaciones importantes y tangibles para la seguridad energética de los países consumidores –y, posiblemente, de los países productores también–. De hecho, la verdadera amenaza a la seguridad energética que representa el nacionalismo energético no es el uso –de dudosa eficacia– de la energía como un arma, sino la probabilidad de que la creciente presencia del Estado en el sector energético de los países productores tenga un impacto negativo sobre el futuro nivel de inversión. El riesgo estratégico –para todos– de la creciente ola de nacionalismo energético será su impacto sobre la oferta de petróleo y gas en el futuro y, por ende, su influencia alcista sobre los precios. Como hemos referido anteriormente, la reciente renovación de la política nacionalista en las “aguas arriba de la industria” (el llamado upstream) en muchos países pro-

ductores se ha concebido como una herramienta para mantener el control nacional y estatal sobre los niveles de producción y los ingresos del sector energético (en casi todos los países productores) y para aumentar el peso nacional en la geopolítica (en algunos casos en particular, como los de Rusia, Venezuela e Irán). El efecto de esta nueva fase de intrusión del Estado en el upstream –añadido al de la primera época de nacionalismo energético de los 70– ha sido el de apartar incluso más a las grandes empresas privadas internacionales (las IOC) de las zonas más ricas en hidrocarburos y baratas de explotar, por un lado, e incluso, por otro, de algunas zonas de hidrocarburos no convencionales, dónde la experiencia y conocimiento de las IOC pueden ser críticos para el éxito de su explotación (como podría ser el caso de los petróleo ultrapesados de Venezuela). A estas alturas, las IOC controlan menos del 15% de las reservas probadas de los hidrocarburos del mundo, mientras las NOC controlan (por lo menos parcialmente) más del 85%. De esta situación resulta una paradoja que representa un riesgo estratégico para todos los países consumidores. Por un lado, las IOC –que tienen ahora más dinero que nunca y gran parte del conocimiento técnico y tecnológico existente– solamente tienen acceso al petróleo no convencional, que es cada vez más difícil y caro de encontrar, desarrollar, explotar y mantener. Por otro lado, las NOC –que tienen acceso a lo que queda del petróleo fácil y barato, y que también poseen más poder financiero que nunca– suelen ser rehenes de la política exterior y social de sus dueños, los Estados de los países productores que canalizan una proporción cada vez mayor de sus ingresos

energéticos hacia gastos de dudoso impacto social a largo plazo y que gestionan sus gastos e inversiones en general según criterios cada vez menos “económicos” y cada vez más “políticos”.36 Lo que es más, mientras las NOC suelen ser de países de cuestionables credenciales democráticas, también es habitual –como en el caso de Venezuela y Rusia– que el futuro poder energético, en términos de mercado o de geopolítica, dependa de inversiones en facetas del sector en las que las NOC no tienen la experiencia o conocimiento técnico de las IOC (como en el caso de los petróleos ultrapesados de Venezuela, o del gas licuado y el petróleo del Ártico y de aguas ultra profundas, en el caso de Rusia).37 Por último, las NOC también tienen en su control muchos yacimientos maduros que están en declive o a punto de pasar su cenit. En cualquier caso, grandes inversiones en estos yacimientos son esenciales para aumentar el ratio de recuperación y mantener, por lo menos, el nivel neto de producción. La implicación de esta múltiple paradoja es que se puede dar fácilmente un conflicto de intereses entre la necesidad técnica y empresarial de seguir invirtiendo cada vez mayores cantidades de ingresos para mantener –si no aumentar– la producción en el futuro (una prioridad clara desde la perspectiva de los países consumidores), y las prioridades políticas del presupuesto estatal de los países productores. Pero con los precios altos, los ingresos energéticos de los Estados en niveles record, el Estado retomando el control en el sector energético y con la erosión de los límites democráticos restringiendo el uso (o abuso) del poder estatal y ejecutivo en muchos países productores, el gran ries-

34 Para un tratamiento más profundo de este asunto, véase Paul Isbell, “Hugo Chávez y el futuro del petróleo venezolano (II): el pillaje de PdVSA y la amenaza a su nivel de producción”, Real Instituto Elcano, Madrid, ARI nº 16, 12/II/2007. 35 Ni este aumento en el precio global que “penaliza a todos” sería posible si existieran uno o más productores con suficiente capacidad ociosa para reemplazar, de forma creíble, el petróleo perdido en el mercado. En 1991, cuando las tropas de Sadam Husein empezaron a quemar sus propios pozos durante la primera guerra del golfo, Arabía Saudi por sí sola tenía más del doble necesario para cubrir el petróleo iraquí en el mercado; sin embargo, hoy en día, si por algún motivo Irán recortara sus exportaciones al mundo de forma significativa, los saudíes no tendrían capacidad ociosa suficiente (con, como mucho, 2,5mbd) para cubrirlo en el mercado de forma creíble, y los precios en el mercado global aumentarían significativamente. 36 Las grandes IOC (los supermajors) han registrado en los últimos años los mayores beneficios netos de la historia –entre 25 y 35 mil millones de dólares al año–. Las NOC, por su parte, han entregado a sus Estados también niveles record en ingresos energéticos, con un país como Venezuela ya rozando los 50 mil millones de dólares al año y Arabia Saudí ingresando alrededor de 160 mil millones. 37 Hay algunas excepciones notables a esta regla. Por ejemplo, Saudi ARAMCO es una de las petroleras más sofisticadas del mundo en términos de experiencia, conocimiento, tecnología y estrategia financiera y de inversión. Por otro lado, NOC como Petrobras y Statoil de Noruega han desarrollado una experiencia muy valiosa en el petróleo y gas en aguas profundas o ultraprofundas.

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go a corto y medio plazo es que en los tres grandes focos de nacionalismo energético hoy en día –la zona andina, Oriente Medio y Rusia– no se efectúe el nivel de inversiones necesario para seguir aumentando el nivel de oferta de hidrocarburos para seguir satisfaciendo la demanda proyectada.38 Sin cambios significativos en las grandes tendencias actuales de demanda, oferta y tecnología, la AIE estima que la demanda de energía primaria aumentará un 50% de aquí a 2030 (para el petróleo el aumento sería de casi el 45%), y las inversiones necesarias en el sector mundial para asegurar la oferta correspondiente serán de más de 20 billones de dólares (en términos anuales, más o menos equivalente al actual PIB anual de una economía emergente como la de Brasil).39

¿La maldición de los recursos? ¿Maldición para quién?

Este gigantesco aumento en el nivel de la oferta energética (y petrolera), junto con la ingente inversión en el sector energético necesario para conseguirlo, no tiene precedentes históricos. Sería un gran reto económico, empresarial, tecnológico y legal en el mejor de los futuros imaginables. Sin embargo, visto a través del prisma del contexto actual de un creciente nacionalismo energético nutrido (e incluso enloquecido) por el amplio descontento con la globalización y la integración económica internacional, por un lado, y los altos precios energéticos –y los altos ingresos que representan– por otro, casi parecería una fantasía un mundo capaz de producir más de 115mbd en 2030. Cuando se analiza esta dudosa eventualidad junto con la nueva explosión de la demanda proveniente de China, la India y el resto del mundo en vías de desarrollo (donde otro tercio de la población mundial ni ha entrado todavía en los circuitos de la modernidad para empezar a consumir electricidad y petróleo más que en cantidades simbólicas), se ve rápida y claramente el trasfondo del significativo desplazamiento al alza del rango cíclico de los precios de los hidrocarburos durante los últimos años.

Pero este resultado depende de varias características empíricas que definen el entorno de cada productor como, por ejemplo, su tamaño en el mercado. Un exportador suficientemente grande podría provocar un aumento de precio mayor en términos porcentuales que la propia caída en el nivel de producción que lo hubiera provocado. Mucho depende también de la salud económica del mundo y de la demanda, que pueden impulsar el precio hacia arriba, independientemente del tamaño del país que sufre una caída en su nivel de producción. Si la elasticidad “precio de la demanda” sigue siendo muy baja, es perfectamente factible que un país productor llegue a la conclusión de que sí está en su interés una política de castigar a las IOC, aumentando los impuestos y regalías, apartándolas de las reservas, y aceptando una caída en el nivel de producción que estas acciones provocarán. Ejemplos actuales de este tipo de país productor podrían ser Venezuela y Rusia (si Chávez y Putin al fin y al cabo resultan ser más astutos de lo que la mayoría de los observadores piensan). De momento, estos países tienen más ingresos que nunca y los únicos que se quejan son los consumidores, las grandes

Pero si el nacionalismo energético –y, más específicamente, la amenaza que implica para los niveles de producción a escala mundial– representa un riesgo estratégico para los países consumidores, una pregunta interesante es si este mismo nacionalismo va en contra de los intereses económicos de los países productores. La AIE mantiene, por ejemplo, que los descensos en el nivel de producción que pueden resultar de una falta de inversión provocada por la excesiva intrusión del Estado en el sector energético producirían caídas en el nivel de ingresos petrolíferos a pesar del efecto alcista que ejercerían sobre el precio.

IOC y ciertos intereses privados locales –como los Jordokovskis del mundo– no los venezolanos y rusos de a pie. Sin embargo, otros argumentan que a largo plazo los efectos del nacionalismo energético, manifestados en términos de precios más altos, paradójicamente terminan empobreciendo a sus poblaciones, a pesar de períodos de estímulo económico en el corto plazo. Un estudio liderado por Paul Collier de la Universidad de Oxford demuestra que después de un aumento del 100% en los precios del petróleo, los países productores experimentan, en términos promedios, un incremento en su PIB de aproximadamente un 7%. Pero después de otros 10 años, los mismos países registran un PIB un 10% inferior al nivel original debido al impacto último de la subida de precios. ¿Cuál sería la causa, según Collier?: la ausencia de instituciones y mecanismos democráticos plenamente integrados en el sistema político capaces de limitar y neutralizar los abusos de los gobiernos y la posible corrupción de los líderes de turno. En lugar de ser la clave para el desarrollo económico y social, por la falta de buen gobierno el petróleo y gas suelen ser los detonantes del desastre y la raíz de la llamada “maldición de los recursos”.40 Nigeria siempre ha sido el ejemplo clásico de este fenómeno (aunque la experiencia de los últimos años bajo el mandato de Obassanjo puede augurar, si no garantizar, un cambio en esta tendencia).

¿Respuestas a la nueva geopolítica energética y sus riesgos estratégicos? Durante el año de 2006 sonó la alarma energética a nivel mundial. En Europa y en España sonó la alarma no solamente por el pico en el precio del petróleo de casi 80 dólares por barril o por la sensación palpable

38 Para un análisis de este riesgo en el caso Venezolano, véase Paul Isbell, “Hugo Chávez y el futuro del petróleo venezolano (II): el pillaje de PdVSA y la amenaza a su nivel de producción”, op. cit. 39

Véase “Summary and Conclusions”, World Energy Outlook 2006, IEA, op. cit.

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Véase Paul Collier, The Bottom Billion: Why the Poorest Countries are Failing and What Can Be Done About It, Oxford University Press, 2007.

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de inseguridad que atenazó a los europeos tras los recortes de gas y petróleo ruso, sino también por el notable cambio en la percepción europea respecto al riesgo del cambio climático por las continuas emisiones de dióxido de carbón a raíz de la rápida difusión internacional de la película de Al Gore (ganador de varios oscar en 2007).41 Esta triple amenaza ha provocado un esfuerzo notable durante 2006 y 2007 dentro de las instituciones de la Unión Europea –sobre todo la Comisión, pero también en el Consejo Europeo– para diseñar y fijar prioridades y objetivos obligatorios para los miembros de le UE y también para buscar la formula política para forjar una verdadera política energética europea y común. Los aspectos fundamentales de las recomendaciones diseñadas, debatidas, refinadas y finalmente llevadas a cabo por el Consejo Europeo los días 8 y 9 de marzo de 2007 se podrían resumir de la siguiente forma: 1. El establecimiento de la lucha contra el cambio climático y la transformación de Europa en una sociedad post-hidrocarburos (lo que José Manuel Durão Barroso llama la “revolución posindustrial) como prioridades políticas primordiales para la Unión Europea –y con una importancia incluso mayor que los objetivos de Lisboa–. 2. Para hacer esta visión realidad, la Comisión ha recomendado (y, en un grado muy significativo, el Consejo Europeo de marzo de 2007 ha adoptado) varios objetivos obligatorios que debe cumplir para cumplir por parte de la UE antes del año 2020. a. Primero, se ha adoptado el objetivo obligatorio de reducir las emisiones de gases invernadero en un 20% (por debajo de sus niveles equivalentes en

1990) antes del año 2020 (con un llamamiento al mundo para unir esfuerzos a fin de que el planeta logre un descenso colectivo del 30%. También se plantea un objetivo de reducción de entre el 60% y el 80% para 2050). b. Segundo, para conseguirlo, se ha adoptado otro objetivo obligatorio de aumentar el uso de energías renovables hasta un mínimo del 20% de la mezcla energética europea antes de 2020 (comparado con un nivel de menos del 10% actualmente) con un objetivo adicional de aumentar el peso de los biocombustibles en la mezcla de combustibles hasta por lo menos el 10% antes de la misma fecha (comparado con menos del 5% en la actualidad). c. Finalmente, para lograr un mercado interno único y competitivo para la energía, en lugar de forzar la separación de las actividades de transporte, transmisión y distribución de las empresas generadoras (como recomendaba la Comisión Europea), el Consejo ha optado por la creación de nuevas entidades reguladoras para gestionar los activos de las empresas generadores en la red de transmisión y distribución de electricidad y gas. No ha sido fácil para la UE llegar a estos acuerdos. Más allá del hecho de que no existen bases jurídicas claras entre los tratados de la Unión para una política energética común, el terreno energético está plagado de intereses nacionales percibidos como distintos –o incluso enfrentados– entre sí y de grandes rivalidades entre “campeones nacionales” de los sectores del gas y la electricidad. Asimismo, las decisiones sobre la mezcla energética se han dejado siempre en las manos de los gobiernos nacionales, cre-

ando cierta tensión entre los promotores y detractores de la energía nuclear y de las energías renovables. El debate energético europeo desde la crisis ucraniana se ha caracterizado por estos desacuerdos, que siguen dificultando los esfuerzos para llegar a posiciones comunes en el terreno energético. Aunque las decisiones del Consejo del 8 y 9 de marzo de 2007 son históricas –y representan el primer y mínimo requisito para mantener vivo el sueño de Barroso de inaugurar la sociedad post-hidrocarburo y estimular una revolución posindustrial– todavía queda mucho trabajo por adelante. En particular, este año la Comisión tendrá que negociar y diseñar acuerdos nacionales individuales que conjuntamente expresarán la solución finalmente aceptada para distribuir tanto la carga de los ajustes nacionales en términos de emisiones como el objetivo específico para cada Estado miembro en términos del peso de las renovables en la mezcla energética nacional. A este respecto, el Consejo Europeo ha aceptado el principio de la flexibilidad para casos nacionales específicos en el cumplimiento del objetivo obligatorio de las renovables. Aunque esta concesión ha hecho posible el acuerdo de marzo, sin resolver el problema político de fondo, también deja abierta la puerta para que la energía nuclear (ahora definida por el Consejo como una “energía baja en emisiones”) sea aceptada finalmente como una fuente válida y reconocida en la lucha contra el cambio climático y la inseguridad energética que genera la dependencia de los hidrocarburos. Aunque no se puede tratar profundamente del debate nuclear aquí, este matiz implícito en los acuerdos del Consejo de marzo puede ser importante para el futuro de la política energética en Europa, ya que existen graves dudas respecto de la capacidad de cumplir el objetivo de emisiones sin por lo menos renovar las plantes nucleares ya existentes en Europa y que generan el 30% de su electricidad.

41 El “efecto invernadero” y el cambio climático provocado por las emisiones de gases producidas por el uso de los hidrocarburos es otro riesgo estratégico que está planteando el nuevo escenario energético. Por razones de espacio, este tema no podría ser tratado más que superficialmente en este capítulo. Para un análisis del riesgo estratégico planteado por el cambio climático, véase Paul Isbell y Rickard Sandell, op. cit.

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Incluso Michael Glos, el ministro de Economía de Alemania –el país central en este debate, que sigue rechazando la idea de renovar sus plantas nucleares (por no decir expandirlas)–, admite que los objetivos europeos de reducción de emisiones no se pueden cumplir sin la energía nuclear, dada su

incapacidad de desplegar otras renovables lo suficientemente rápido, bajo cualquier circunstancia. Sin renovar la energía nuclear existente en Alemania (que contribuye más del 25% de su generación eléctrica), tendrá que suplementar al creciente uso de renovables con el uso de más carbón. Este escena-

rio, según el Ministerio de Economía alemán, resultaría en un aumento de hasta el 8% en las emisiones alemanas en 2020. Las perspectivas para España en este sentido, donde la energía nuclear representa actualmente el 20% de la generación eléctrica, no pueden ser muy diferentes.

Conclusión En el año 2006 ha sonado de nuevo la alarma energética. Los precios energéticos ya han pasado definitivamente a otro nivel mucho más alto de lo habitual. Si hay más movimientos en el futuro, es mucho mayor la probabilidad de que los precios suban en vez de bajar. La percepción de que la energía ya es el campo de batalla geopolítico también ha aumentado mucho en Europa a raíz de los recortes en el suministro de energía rusa –independientemente de su duración o sus verdaderas causas–. La concienciación del público respecto al papel de nuestra dependencia de los hidrocarburos en el cambio climático solo ha intensificado más la sensación de urgencia que se siente en Europa para forjar una política energética europea que sea capaz de superar este triple reto económico, geopolítico y medioambiental –un reto que se hace mayor y más difícil con la nueva pujanza de la demanda asiática, por un lado, y la preferencia persistente de EEUU por una política que no diste mucho del laissez faire (léase: business as usual), por otro. Europa aboga por los principios del mercado y de la competencia económica eficiente frente a los criterios tradicionales del realismo y de la competencia geopolítica que, en detrimento del proceso de integración económica global, define cada vez más el terreno energético de hoy. Esta apuesta no está libre de riesgo, ya que las varias posibles políticas energéticas solo tienen su propio sentido según el escenario internacional que surja para dominar el panorama en el futuro. Insistir en principios de mercado en el sector energético internacional no funcionará fácilmente si los otros actores relevantes en el juego –los grandes países productores (por ejemplo, Rusia), los grandes países consumidores (China), o incluso los grandes Estados miembros con sus grandes campeones nacionales– siguen jugando según los criterios de la competencia nacional. Aunque el nacionalismo energético sea incapaz de realmente asegurar lo que pretende –comparado a la superioridad de un escenario de un mercado bien diseñado y regulado– acabará definiendo nuestra realidad si hay suficientes actores que se adhieran a esta idea, como parece ahora, creando riesgos para los que siguen por la senda del mercado. Si Europa de todas formas lo intenta, uno de los grandes retos será el de seguir adelante manteniendo la unidad frente a probables presiones y dificultades, buscando fórmulas factibles para compartir las cargas de los ajustes inevitables. Pero estos dilemas son más agudos en el caso de un único país, un jugador normal y corriente, un país pequeño que no puede moldear las características del escenario mundial que se presenta. Para un actor grande con posibilidades de cambiar el rumbo y los contornos del escenario internacional, ejerciendo cómo líder mundial, existe una posibilidad de éxito. Sin embargo, en la cuestión energética, parece que este actor grande que ejerce de líder mundial no va a ser EEUU, tendrá que ser Europa. Porque al fin y al cabo, si sigue todo igual, la fragmentación de la economía mundial que resultaría de la competencia nacional en el sector energético amenazaría no sólo al mercado único de la UE sino también a la posibilidad de seguir adelante con la integración económica del planeta y, como al final de la última etapa de la globalización de finales del siglo XIX y principios del siglo XX, es muy probable que esta tendencia más tarde o más temprano conducirá a la guerra. ¿Qué remedio hay para Europa? ¿Qué remedio hay para España? n

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Diferentes caminos energéticos europeos

aáÑÉêÉåíÉë=Å~ãáåçë= ÉåÉêÖ¨íáÅçë=ÉìêçéÉçë Iñaki Garay Zabala Director de Redacción. “Expansión”

Nicolas Sarkozy, el flamante nuevo presidente galo, tiene aún que demostrar que es el líder capaz de corregir el rumbo decadente que Francia ha mostrado en las últimas décadas. Y para esto es preciso recuperar la iniciativa política en Europa, proponiendo una nueva Constitución para el Viejo Continente que refuerce los valores de la Unión. Pero sobre todo, lo que Nicolas Sarkozy necesita es recuperar la pujanza económica de una Francia que, gobierne quien gobierne, está atrapada desde hace muchos años en la dinámica de un proteccionismo que la consume y la debilita. Un proteccionismo que no ha impedido que Francia siga perdiendo peso. Desde hace 25 años la renta de los ciudadanos franceses no avanza por la incapacidad del tejido industrial galo de mejorar su competitividad. En 1970 el producto interior bruto de Francia era un 25% superior al británico, pero en sólo 35 años la situación se ha invertido y el PIB francés es ahora un 10% inferior al del Reino Unido. La energía no es ajena a este panorama. Si hay una decisión que va a determinar la política económica de Francia para el futuro esa afecta también en gran medida al sector energético galo. François Fillon, el nuevo primer ministro de Nicolas Sarkozy, dijo nada más tomar posesión a finales del pasado mes de mayo, que en unas semanas –previsiblemente para principios de julio- el nuevo Gobierno tendrá diseñado un nuevo proyecto para el sector energético francés. Con la fusión de Gaz de France y Suez como telón de fondo, impulsada por el anterior Ejecutivo galo, las palabras de Fillon sonaron a cambio de estrategia. Y en ese cambio de estrategia a nadie le pasa desapercibido que el nuevo Gobierno de Sarkozy tiene en mente a Electricité de France. La idea de que Francia pueda estar pensando de nuevo en relanzar la creación de un gran campeón nacional que aglutine a las empresas públicas Gaz de France y EDF, y que, eventualmente, en esa fusión pudiera estar también Suez, empieza a tomar cuerpo ante los ojos de Europa. Si el resto de Europa tenía en mente que EDF ya era por sí solo un gran campeón nacional, los dirigentes de la Unión deben ir haciéndose a la idea de que Francia aspira a

cerrar todos los frentes energéticos y eso supone hacer que la bestia crezca interiormente, haciéndolo inalcanzable para los intereses extranjeros, antes de proseguir con su desarrollo exterior o su eventual privatización. En este último sentido, la oposición de los sindicatos franceses a que las grandes empresas estatales pierdan su condición de públicas es un lastre del que los diferentes gobiernos galos no se han podido desprender. Los rumores sobre una posible fusión de EDF con Total o con la argelina Sonatrach se han disipado, pero a estas alturas ya nadie duda de que pronto el Gobierno de Sarkozy tendrá un nuevo diseño para EDF. Un diseño en clave nacional. A nadie debería pillar por sorpresa. Cuando la americana Pepsico tanteó la posible compra de Danone, el Gobierno francés reaccionó vehementemente imposibilitando un eventual acuerdo, Apelando al interés nacional, Francia confeccionó una lista con once sectores estratégicos que debían ser protegidos. Si los dirigentes galos, se llamen Royal, Villepin o Sarkozy, están dispuestos a morder para que nadie controle sus lácteos, imagínense qué harán con su sector energético.

Otro modelo Mientas Francia sigue concentrando y protegiendo su sector energético, hace ya mucho tiempo que el Reino Unido optó por un modelo muy diferente. Al tiempo que muchos países europeos levantan barreras para proteger a sus empresas, un buen número de compañías británicas están siendo compradas por rivales extranjeros Que la alemana Linde haya tomado el control de la británica BOC, que la española Ferrovial se haya hecho con el control de la gestora de aeropuertos británica BAA o que la también española Iberdrola compre Scotish Power no parece haber levantado ampollas en un país que cuando se habla de fútbol o formula 1 demuestra tener un profundo sentido de lo nacional. El Reino Unido es sin lugar a dudas el país más abierto a la entrada de capital exterior en sectores que en otros países son denominados

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estratégicos –la banca, las telecomunicaciones o la energía-. Y no le ha ido nada mal con esta posición, ya que en muchos ha logrado mejorar la eficiencia y la productividad. Sólo en los últimos meses, y a medida que en el resto de Europa siguen floreciendo los proteccionismos, se empiezan a alzar algunas voces críticas que demandan al Gobierno que ponga freno a la toma de control por parte de inversores extranjeros en algunas empresas británicas. De momento, el Gobierno británico ha hecho oídos sordos a estas recomendaciones y se ha limitado a pedir a las autoridades de Bruselas la puesta en marcha de reglas de juego comunes para todos los Estados miembros, que impidan esas asimetrías. Mientras otros países ocupan su tiempo en diseñar el tamaño y la propiedad de su sector energético, en el Reino Unido esa labor se la reservan al mercado y ocupan su tiempo en otras cuestiones importantes, como lo es la elaboración de un libro blanco que establece las líneas generales de lo que será la política energética británica. El documento, sobre el que se ha abierto un periodo de consulta cuyas conclusiones se publicarán en octubre, abre en canal el debate de la energía nuclear, que considera fundamental para afrontar los retos del cambio climático y para reducir la dependencia del petróleo. El Gobierno británico está preocupado no sólo por la dependencia de los combustibles fósiles sino también por el alto coste que esa dependencia puede tener en el futuro debido a la cada vez mayor inestabilidad geoestratégica. Los problemas en el suministro de gas ruso a Europa durante el año pasado han sido una piedra de toque también para las autoridades británicas, que quieren tener cubiertas sus espaldas de cara al futuro. De aquí al 2015, el objetivo de los británicos es que un 15% de la energía esté producida por fuentes renovables. Pero incluso esa apuesta necesita inexorablemente de la cobertura de la energía nuclear. Es evidente que el debate volverá a poner sobre la mesa el problema de los residuos y que el Gobierno británico tendrá que ponerse a trabajar para concienciar a la población de la necesidad de no descartar ninguna fuente de energía si se quiere que el triángulo que forman el precio, el medioambiente y la seguridad del suministro no se quiebre por ninguno de sus vértices. La gran ventaja que tienen ahora los responsables británicos es que no estarán solos. La discusión sobre la energía nuclear se ha abierto también en otros países. El bloqueo de los suministros rusos de petróleo han reabierto también la cuestión nuclear en

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Alemania. Aunque de momento mantiene el pacto alcanzado en su momento por los socialistas y los verdes para ir abandonando la energía nuclear, la canciller Angela Merkel recordó a principios de año que quienes quieren ir adelante con este proceso deben pensar en las consecuencias de esa decisión. Actualmente, un tercio de la energía que se consume en Alemania proviene de fuentes nucleares y que el plan aprobado por socialistas y verdes prevé su cierre en dos décadas.

Posiciones intermedias Mientras Francia y el Reino Unido representan los dos polos opuestos en cuanto a modelo de liberalización, otros países como España, Alemania o Italia permanecen en posiciones intermedias. En Alemania, antes de la hipotética apertura de mercado, ha habido un proceso de concentración que ha dado lugar a importantes grupos energéticos como E.On que, en principio, por su tamaño, estarían a salvo de eventuales compradores extranjero. En Italia, la eléctrica Enel, respaldada aún por el Estado, ha empezado a consolidar su presencia en Europa, tanto en Francia, como en España, donde ultima la compra, junto al grupo Acciona, de Endesa. Y en España, Iberdrola ha iniciado una ofensiva internacional para ganar tamaño, que se ha concretado recientemente con la compra de Scotish Power. La pregunta que se plantea ahora es si el tamaño es suficiente garantía de supervivencia, más allá del control estatal de una compañía. En este sentido, lo que está ocurriendo en el sector bancario puede ser una buena lección para el futuro. ABN Amro, un gigante financiero, puede acabar troceado y repartido entre Fortis, Royal Bank y Santander. La posibilidad de aliarse para cazar presas mayores abre un nuevo panorama que, sin lugar a dudas, será también motivo de debate en los estados más proteccionistas. ¿De qué sirve crear un gran campeón nacional si el mercado es capaz de crear fórmulas para desmontarlo? La respuesta de los expertos es que el tamaño sin la eficiencia no sirve. Lo cierto es que mientras los diferentes países diseñan sus estrategias energéticas atendiendo a razones internas, más se aleja la necesaria integración económica europea. Lo que se interpreta como pequeñas victorias de las partes acaba convirtiéndose en un gran fracaso del modelo europeo, que a la postre perjudica a todos los integrantes del proyecto. n

La gestión de la demanda de energía en los sectores de la edificación y del transporte

i~=ÖÉëíáμå=ÇÉ=ä~=ÇÉã~åÇ~=ÇÉ ÉåÉêÖ∞~=Éå=äçë=ëÉÅíçêÉë=ÇÉ=ä~= N ÉÇáÑáÅ~Åáμå=ó=ÇÉä=íê~åëéçêíÉ Xavier García Casals Aiguasol Ingeniería María Mendiluce Cátedra BP de Desarrollo Sostenible, Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Pedro Miras Comisiónn Nacional de Energía. José Ignacio Pérez Arriaga Cátedra BP de Desarrollo Sostenible, Universidad Pontificia Comillas de Madrid. Luis Jesús Sánchez de Tembleque Comisión Nacional de Energía.

El contexto energético De acuerdo a las estimaciones más recientes de los científicos2, la cantidad global anual de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de origen antropogénico tendrá que reducirse a la quinta parte de lo que es ahora, para conseguir estabilizar la concentración de estos gases en la atmósfera en el horizonte temporal del presente siglo. Éste es el horizonte relevante para la toma de decisiones que ahora ha de adoptar responsablemente nuestra generación. Recordemos que el Protocolo de Kyoto, que tantos quebraderos de cabeza nos está dando, que empieza aplicarse en 2008 y que sólo afecta a los países más desarrollados, requiere una reducción promedio de estos países de sólo el 5% respecto al nivel de emisiones de 1990.

Europea, a España le corresponde no aumentar más del 15% sus emisiones respecto a las de 1980. Sin embargo las emi-

siones españolas de GEI han aumentado en más del 50% desde 1990 hasta ahora, aunque los datos de 2006 podrían indicar

Como sabemos, en el reparto acordado de responsabilidades en el seno de la Unión

1 El presente artículo es un resumen del informe del mismo título que ha sido publicado en junio de 2007 por la Fundación Alternativas. 2 Véanse los documentos más recientes del Intergovernmental Panel for Climate Change, IPCC, http://www.ipcc.ch/

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La gestión de la demanda de energía en los sectores de la edificación y del transporte

intensidades energéticas muestran un descenso sistemático. Desde 1990 hasta 2004 la intensidad energética ha crecido en España un 10% mientras que se ha reducido en un 11% en la Unión Europea-15. Esto implica que en 2004 en España se han necesitado 250 tep para producir un millón de euros de valor añadido a precios constantes de 1995, mientras en Europa se necesitaban 200 tep. Los datos provisionales para 2006 muestran cómo la intensidad energética española se ha reducido un 4,5% en el año, lo que podría indicar un cambio de tendencia.

una ralentización de esta tendencia creciente. Es cierto que la economía y la población españolas han crecido en los últimos años por encima del valor promedio en la UE, pero debe también señalarse el insuficiente esfuerzo realizado desde 1990 en ahorro y eficiencia energética en nuestro país. En España el 78% de las emisiones de GEI tienen origen energético. Y la edificación y el transporte suponen el 67% de la energía total consumida. En efecto, el sector de la edificación en España supone el 22% del consumo de energía primaria, considerando simultáneamente en él a los subsectores residencial y de servicios, con sus consumos energéticos para calefacción, climatización, producción de agua caliente sanitaria, iluminación, equipamiento residencial y en la ofimática. Alcanzaría casi el 29% si se incluyera en él al sector de la construcción. Y el sector del transporte supone el 38% del consumo de energía. Entre los subsectores que componen el sector transporte (aéreo, marítimo, ferrocarril y carretera) destaca especialmente el transporte por carretera, que absorbe aproximadamente el 81% del consumo de energía del sector en nuestro país (el 80% en la Unión Europea).

dor del posible desacoplamiento progresivo entre el crecimiento económico y el energético. Hay que tener en cuenta que la intensidad energética depende de los cambios estructurales de la economía, que no son directamente atribuibles a mejoras de eficiencia o a ahorro de energía. Y también que una mejora de la intensidad energética no implica necesariamente una reducción del consumo energético total o de las emisiones. De hecho, en la mayoría de los países de la OCDE crece el consumo energético por habitante aunque sus

El informe presenta un breve resumen de un trabajo de investigación en curso sobre la evolución de la intensidad energética en España3. Lo que es tal vez más significativo es que si se examina el indicador de intensidad de emisiones de CO2 por unidad de PIB de la economía española, se puede atribuir al transporte el 52% del incremento de esta intensidad de CO2 desde 1990 (con un aumento del 83% en las emisiones de CO2 entre 1990 y 2005). A los procesos de transformación de energía se les debe asignar un 33% y al sector residencial más servicios (fundamentalmente edificios) un 20% del incremento de la intensidad de emisiones de CO2 de la economía4.

La intensidad energética (consumo energético por unidad de PIB) se utiliza frecuentemente para medir y comparar la eficiencia energética de las economías. Es un indica-

3 Mendiluce (2006) Cómo afectan los cambios estructurales a la intensidad energética en españa, Trabajo de Investigación Tutelada, Universidad de Comillas, Madrid, julio 2006. 96

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La gestión de la demanda de energía en los sectores de la edificación y del transporte

Es cierto que el crecimiento económico y de población en España han sido más altos que la media europea y que el consumo per cápita (3,3 tep) todavía está por debajo de la media de UE-25 (3,8 tep). Las emisiones per capita de CO2 son 9,6 tCO2eq/hab frente a la media europea de 10,6 tCO2eq/hab. Pero las necesidades energéticas en España, con un clima más benigno, en principio debieran ser menores, aunque por otro lado el país se encuentra en un periodo de fuerte creci-

miento de infraestructuras, lo que conlleva un mayor consumo energético. Por otro lado la dependencia energética de España ha crecido desde el 66% en 1990 al 79% en 2005, mientras que el valor medio de la UE es del 50%. Los combustibles fósiles cubren el 80% del consumo español de energía primaria. Y la factura por importación de solamente el petróleo ascendió en 2006 a casi 40.000 millones de euros, más del 4% del PIB.

Aunque la importancia cuantitativa de lo que España reduzca sus emisiones es muy modesta, ya que el consumo energético español es un 8% del total europeo (UE25) y el consumo energético europeo a su vez solamente es apenas un 16% del consumo energético mundial (y decreciente), tenemos, como país desarrollado que somos, que dar ejemplo de sobriedad energética, junto con el resto de los países de nuestro entorno económico, si queremos que el resto de los países del mundo se unan al esfuerzo común de mitigar el cambio climático que se avecina. La UE quiere tomar el liderazgo en la lucha contra el cambio climático, pero en esa lucha hay que mostrar más que palabras y compromisos de muy largo plazo; hay que mostrar realidades de esfuerzos y logros concretos ya. Y España en una parte importante de la UE. Nos toca ahora hacer nuestros deberes para casa: cumplir nuestros compromisos medioambientales a la par que mantener la competitividad de nuestra industria, y aportar desde soluciones tecnológicas a modelos de comportamiento social. Además parece, de acuerdo a las estimaciones más recientes que se han publicado, que España va a ser uno de los países más negativamente afectados por el cambio climático, con un incremento estimado de la temperatura muy superior al valor medio para el planeta y con reducción significativa de las precipitaciones.

El planteamiento del informe En la actual contexto de encrucijada energética que se acaba de describir, es obviamente pertinente concentrar el esfuerzo en el análisis de los sectores de la edificación y del transporte que, como se ha indicado, suman entre los dos el 67% de la energía consumida en España y que son los que más han influido en el crecimiento de la intensidad energética, tanto desde la variación de su peso relativo en la economía nacional como desde la evolución de su propia eficiencia.

4 Nótese que algunos sectores tienen una contribución negativa, de forma que la suma de todas es del 100%. En valores absolutos de emisiones de CO2 equivalente el transporte ha aumentado un 83% en 2005 respecto a 1990. La combustión en “Otros sectores” (donde se incluye la combustión en los sectores residencial, comercial e institucional, así como el uso de combustibles en maquinaria agro-forestal y en la flota pesquera) ha aumentado entre 1990 y 2005 en un 52%.

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ponden a muy diversos ámbitos de intervención.

Las recomendaciones para el sector de la edificación Se exponen a continuación las principales recomendaciones para desarrollar el potencial de ahorro y eficiencia energética en el sector edificación:

El ahorro energético y la mejora de la eficiencia son las medidas evidentes que se ofrecen de forma inmediata para abordar estos dos sectores. Es la opinión generalizada de los expertos que el ahorro y la eficiencia energética han de cumplir un papel fundamental en la futura orientación del modelo energético –español, europeo y mundial hacia una senda de sostenibilidad, aunque todavía se están dando sólo los primeros pasos. Es muy ilustrativo que en el último informe “World Energy Outlook 2006” de la Agencia Internacional de la Energía, se atribuyan al ahorro y a la eficiencia energética las dos terceras partes de la reducción de emisiones de CO2 para el año 2030 en el escenario alternativo, con respecto a un escenario tendencial

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Modificar la normativa de regulación energética, orientándola a unos objetivos claros y acordes con el nivel de exigencia que demanda la situación actual. En concreto se debería aumentar el nivel de exigencia del CTE (Código Técnico de Edificación), tanto en lo que concierne a los límites de demanda permitidos como a la contribución de las energías renovables.

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Emplear un indicador único para la regulación y certificación energética de los edificios. Este indicador debe ser transparente y orientado a los objetivos perseguidos, por lo que debería adoptar la forma de los kWh/m2-a de energía primaria total consumida por el edificio bajo unas condiciones estándar de uso.

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Tratamiento adecuado de las aportaciones de energías renovables en el sector edificación. Para ello, y con el fin de garantizar el uso eficiente de la inversión en sistemas de energías renovables, las exigencias de ahorro y eficiencia energética, tanto a nivel regulatorio como de certificación, mientras se refieran exclusivamente a la demanda de energía para la operación de los edificios, deberían establecerse en dos niveles: Un primer nivel en el que se limite el máximo consumo de energía (kWh/m2a) procedente de sistemas activos (convencionales más renovables), y un segundo nivel con una exigencia de cobertura mínima con renovables del consumo de energía total. En un futuro convendría evolucionar hacia unas exigencias de ahorro y eficiencia energética en el ciclo de vida del edificio y sus sistemas, en cuyo caso ya no sería necesaria la matización anterior, y se potenciaría la optimización del conjunto.

que incluye las medidas actualmente previstas. El informe que aquí se resume trata de vislumbrar por dónde se puede modificar de una forma enérgica este crecimiento desordenado del consumo energético y de las emisiones de GEI en nuestro país y para ello se centra en los dos sectores clave de la edificación y el transporte. Aquellos donde el consumo energético está más enraizado con los hábitos de las personas. Las propuestas de actuación se han centrado en aquellas que pueden aplicarse preferentemente en el corto y medio plazo. A la vista de la complejidad de estos sectores y de su carácter disperso, las medidas son también múltiples y corres-

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Eliminar las discriminaciones climáticas y de compacidad sobre el consumo energético permitido para los edificios, tanto en el marco de la regulación como en el de la certificación, pues envían señales erróneas al mercado de la construcción, que desvían la evolución del parque de edificios de la deseable para alcanzar los objetivos energético-ambientales requeridos.

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Incorporar, como mínimo en los procesos de certificación, consideraciones de niveles de confort alcanzados y de consumo en ciclo de vida.

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Limitar las competencias municipales en términos de los aspectos energéticos y de sostenibilidad de la edificación, proporcionando un participación cualificada de nivel superior.

Potenciar un proceso de certificación energética periódica, creíble y con capacidad real de impulsar el sector más allá de los requerimientos normativos. Esta certificación energética, con un carácter obligatorio, tanto para edificios nuevos como para los existentes debería apoyarse en el indicador apropiado (kWh/m2-a).

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Incorporar consideraciones energéticas en el desarrollo de las Normas Subsidiarias municipales y en los Planes Generales de Ordenación Urbana, con la participación de técnicos capacitados en estas áreas y con un control cualificado de nivel superior.

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Potenciar, tanto a nivel regulatorio como de certificación, así como mediante incentivos económicos6, y desde las etapas iniciales del proyecto, la incorporación de profesionales cualificados para llevar a cabo los aspectos energéticos del edificio.

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Introducir un mayor énfasis en el control durante la ejecución y a posteriori sobre el cumplimiento de objetivos de proyecto.

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Incentivación y apoyo a las empresas de servicios energéticos (ESCOS) de energía solar, que proporcionen una garantía sobre la producción de los sistemas de energías renovables de los edificios, evolucionando desde las exigencias normativas actuales relativas a la instalación hacia unas exigencias de desempeño real en términos energéticos.

Incorporar el concepto de plan energético asociado al proceso de certificación de edificios. En este plan se incluirían medidas de ahorro y eficiencia energética valoradas desde un punto de vista técnico-económico que permitieran guiar y potenciar el proceso de mejora del edificio a lo largo del tiempo, cuantificando su implicación real en las certificaciones posteriores.

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Prestar mayor atención a las medidas necesarias sobre el parque de edificios existente, incorporando procesos de certificación efectivos.

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Potenciar la aplicación de las herramientas más avanzadas de análisis energético de los edificios, con capacidad de valorar correctamente las distintas opciones disponibles para reducir su consumo energético, permitiendo por tanto diseñar correctamente edificios más eficientes. Eliminar las barreras asociadas a la imposición de herramientas de cálculo con limitaciones, tanto para regulación como para certificación.

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Promover una mayor capacitación en el sector de la edificación, haciendo especial hincapié en los aspectos energéticos.

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Potenciar el aprovechamiento de la energía térmica residual del proceso de generación de las centrales termoeléctricas mediante redes de distrito para calefacción, refrigeración y agua caliente sanitaria, con una escala adecuada al potencial disponible de biomasa energética en España.

El gran peso relativo del sector edificación en la demanda energética potencial en España, junto con su gran inercia y la dificultad de introducir medidas efectivas de

corto tiempo de respuesta, lo convierten en un sector crítico para conseguir un modelo energético más sostenible. A priori parece que la mejor forma de manejar la problemática energética de este sector es mediante actuaciones dentro de él, pero también es cierto que hasta la fecha estas actuaciones han tenido una escasa incidencia, y que la actual urgencia por introducir un cambio drástico puede requerir actuaciones con tiempos de respuesta considerablemente inferiores al que han demostrado hasta la fecha las actuaciones dentro del sector. Por tanto, no se debieran dejar de lado las posibilidades de resolver (al menos durante un periodo transitorio) la problemática energética del sector edificación desde otros sectores. Una de estas opciones consistiría en una reconversión del sector de generación de electricidad hacia una senda de mayor sostenibilidad. Suponiendo una elevada participación de las energías renovables en el mix de generación de electricidad, se dispondría de un importante excedente de capacidad de generación eléctrica que podría emplearse para cubrir toda o parte de la restante demanda energética, entre la que ocupa un lugar destacado la del sector edificación, siempre que se contase con una red inteligente capaz de gestionar adecuadamente las distintas demandas energéticas y la capacidad de generación.

Las recomendaciones para el sector del transporte Éstas son las principales recomendaciones para mejorar la eficiencia y promover el ahorro de energía en el sector del transporte. •

Se debe mejorar la evaluación y el seguimiento de los parámetros de eficiencia energética. Los ratios actuales no cubren la totalidad de los aspectos que influyen en la medida de la eficiencia ya que, en muchos casos, emplean valores estándar para cada modo de transporte y tipo de servicio. En otros casos ni siquiera se dis-

5 Así, cabría por ejemplo ligar la concesión de apoyos económicos a la demostración que desde un principio del proyecto del edifico y a lo largo de todo el desarrollo del mismo se ha integrado la ingeniería bioclimática.

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pone de datos básicos fiables, como en el transporte privado de personas. •

Es, por tanto, necesario diseñar un nuevo modelo de medición de la eficiencia energética en el transporte que abarque todos los aspectos del mismo. Para ello sería preciso identificar un organismo responsable de la definición, cálculo y seguimiento de los parámetros y de evaluar los grados de cumplimiento de los distintos objetivos. La participación de organismos sectoriales independientes se estima imprescindible, pudiendo llegar a recaer en ellos la totalidad de esta función.

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Los avances tecnológicos de los medios de transporte han demostrado tener una incidencia positiva en su consumo energético. Debe hacerse uso de estos avances en los sistemas de propulsión, eliminación de peso mediante el uso de nuevos materiales, mejoras en los coeficientes aerodinámicos o en la tecnología de carburantes.

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La aplicación de estas medidas corresponde a las empresas que suministran los vehículos o los combustibles, por lo que corresponde en principio a la iniciativa privada. Sin embargo, las administraciones deben estimular este desarrollo ya sea mediante la exigencia de utilización de las mejores tecnologías disponibles en aquellos ámbitos que son de su incumbencia (en concreto concursos públicos), como mediante el apoyo a institutos de investigación en sistemas de transporte. También se considera conveniente establecer ayudas directas a la investigación en estos campos.

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Se deben introducir mejoras tecnológicas en la forma de uso, como los sistemas de optimización logística del transporte de mercancías o los avances en los sistemas automáticos de conducción de aeronaves o del ferrocarril.

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Se deben introducir las oportunas modificaciones en la regulación energética y del transporte. Es esencial la participación de las administraciones en la búsqueda de una normativa que fomente modos de transporte más eficientes.

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Se deben mejorar los planes de movilidad mediante el fomento del transporte público, la promoción de medios alternativos no demandantes de energía, como es el caso de la bicicleta, cuando sea posible, el ajuste de las velocidades máximas de circulación o la regulación de los usos de aparcamientos y horarios de carga y descarga. Por otro lado, también es necesario mantener actualizadas medidas de aplicación en caso de emergencia, que en principio sólo se aplicarían de forma transitoria. Las infraestructuras de transporte deben diseñarse de forma que procuren la mejora de los ratios energéticos. El diseño de vías de comunicación que primen el transporte público o para vehículos de alta ocupación, el estudio de vías que consideren la conectividad con otros medios de transporte, el apoyo a los corredores ferroviarios de alta velocidad o el fomento del transporte marítimo de mercancías a corta distancia deben propiciarse mediante los cambios normativos y regulatorios adecuados. Dentro del conjunto de medidas regulatorias, la normativa fiscal es una de las opciones más poderosas cuando se trata de modificar los hábitos de utilización y la promoción de los distintos modos de transporte. Es preciso revisar el esquema de tasación energética de todos los tipos de transporte con objeto de fomentar aquellos que aportan mejor eficiencia y, dentro de los derivados del petróleo, estudiar la aplicación de los impuestos de hidrocarburos para buscar alternativas de uso más eficientes. En concreto es preciso revisar la normativa para equilibrar los consumos tanto de los distintos tipos de carburantes como de las distintas áreas geográficas. En este aspecto la participación de los organismos reguladores energéticos es tan importante como la de las entidades a cargo de los aspectos fiscales. La concienciación de los usuarios es fundamental a la hora de mejorar los indicadores de eficiencia en el transporte. Para ello es necesario incidir en campañas de concienciación que hagan ver la importancia de vigilar los hábitos de movilidad. Estas campañas deben mos-

trar con claridad las ventajas que se obtienen para cada individuo del uso eficiente de los distintos modos de transporte. •

Las mejoras en los hábitos de conducción y mantenimiento de los vehículos, ya sean particulares o profesionales, tienen un potencial de ahorro energético relevante. Es preciso incidir en estos criterios a la hora de conceder permisos de conducción, calificación de conductores o certificación de calidad de empresas.

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Se debe estudiar y, en su caso, fomentar la utilización conjunta de vehículos, la posible modificación de los horarios laborales o, incluso, el tele-trabajo, por su potencial de ahorro muy relevante, aún por explorar. Estas medidas pueden requerir, en algunos casos, cambios en las infraestructuras. En cualquier caso, se precisan, también, campañas de concienciación y un estudio detallado del potencial real de ahorro.

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Por último, es necesario hacer llegar al consumidor la importancia que tiene su actuación individual en la mejora de la eficiencia energética. El transporte es un pilar esencial en la sociedad y, dado que en una parte muy importante hace uso de energías de origen fósil, es necesario concienciar al ciudadano de la importancia de una utilización responsable en busca de un desarrollo más sostenible. La responsabilidad de las administraciones y empresas es también fundamental en su ámbito.

A más largo plazo debe también buscarse la sinergia con otros sectores. Debe aprovecharse la energía térmica residual del proceso de generación de centrales termoeléctricas, de tamaño y ubicación adecuados, mediante redes de distrito para climatización y agua caliente sanitaria. También debe comenzarse a preparar un modelo energético a más largo plazo con una mucha mayor penetración de energías renovables que la actual, donde la demanda energética del sector de edificación –y también la de transporte pueda complementarse con las características naturales de intermitencia de la mayor parte de la producción eléctrica renovable. n

Bienes inmuebles de características especiales, el impuesto que viene para el sector energético

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Ex iste un cierto conv encimiento, en nuestra opinión más que probablemente av alado por la realidad, de que la rebaja en la recaudación municipal generada fundamentalmente como consecuencia de las ex enciones incorporadas en el Impuesto sobre Activ idades Económicas, v a a ser compensada por el aumento significativ o de los tributos locales de ciertos sectores, entre los cuales, como contribuy entes principales, deben señalarse el sector eléctrico, el gasista y el refino de petróleo, autopistas, puertos y aeropuertos En efecto, desde la modificación de la imposición local, hoy refundida en el Real Decreto Legislativ o 1/ 2004 de 5 de marzo por el que se aprueba el Tex to Refundido de la Ley del Catastro Inmobiliario y por el Real Decreto Legislativ o 2/ 2004, de 5 de marzo, por el que se aprueba el Tex to Refundido de la Ley de Haciendas Locales, los Bienes Inmuebles de Características Especiales, o BICE como se conocen en la terminología catastral, han sido una fuente de preocupación para el sector energético, entre otros afectados. Considerando que los BICE en España pueden ser unos 800, parece que serán los titulares de los mismos quienes se v erán abocados a compensar la bajada de recaudación que se produzca por la rebaja impositiv a de otros tributos locales, tal y como ex ponemos en los puntos siguientes de este artículo.

¿Qué son los BICE? La definición legal de BICE, está establecida por el Texto Refundido de la Ley del Catastro Inmobiliario como “Un conjunto complejo de uso especializado, integrado por suelo, edificios, instalaciones y obras de urbanización y mejora que, por su carácter unitario y por estar ligado de forma definitiv a para su funcionamiento, se configura a efectos catastrales como un único bien inmueble.”

Consciente del amplio impacto que esta definición podía tener en el mundo de los tributos locales, y al objeto de delimitar exactamente qué bienes se entendían comprendidos en la definición, el propio Texto Refundido y su Reglamento enumeran cuales constituyen, exclusivamente, tal categoría, resultando, entre otros, los siguiente: a) Los destinados a la producción de energía eléctrica incluidos en el régimen ordinario, quedando excluidos, por lo tanto, los de régimen especial.

b) Las presas, saltos de agua, los embalses, las centrales de producción hidroeléctrica que tengan las dimensiones o capacidades propias de las “grandes presas”. En el caso de que no se califiquen como “gran presa”, solo tendrán condición de BICE si superan los 10 MW de potencia instalada. c) Los bienes destinados a la producción de gas, entre los que el Reglamento incorpora los afectos a las actividades de extracción, regasificación y licuefacción, siempre que se realicen con el fin

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de suministrar a terceros por canalización, excluyendo, por lo tanto las actividades privadas de regasificación. d) Los bienes destinados al refino de petróleo y las centrales nucleares. La definición y la delimitación anteriores han sido completadas por el Reglamento que desarrolla dicho Texto Refundido (RD 417/2006 de 7 de abril), configurando, tal como se expresa en su exposición de motivos, los requisitos que, de acuerdo con la normativa sectorial, deben reunir tales bienes para que pueda ser apreciada la condición de complejidad exigida por la Ley. Así, por ejemplo, se establece que no formarán parte de tales bienes los depósitos de residuos aislados, ni los canales o tuberías de transporte u otras conducciones que se sitúen fuera de las parcelas en las que se localice la construcción principal, salvo aquellos canales, tuberías u otras conducciones necesarios para la obtención o producción de energía eléctrica, de los bienes destinados a la producción de energía hidroeléctrica que tengan la consideración de BICE. De momento, respecto a la definición y enumeración anteriores no han surgido demasiadas preguntas, si bien empieza a ser cuestionada la delimitación establecida, al existir otros bienes complejos que, no se sabe por qué razones, no han sido incluidos en la lista de los BICE. Si que están siendo objeto de debate, sin embargo, todas aquellas cuestiones relacionadas con la valoración, siendo puntos sin resolver no solo el método y todos sus componentes, sino también los elementos que deben ser objeto de valoración y qué forma parte del BICE.

Cuestiones sobre la valoración. Ya se ha apuntado que parte del debate que se está desarrollando en la actualidad es establecer unos métodos de valoración que satisfagan a todas las partes, respeten la equidad y no impliquen, en ningún

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caso, una elevación proporcional muy superior a la que han sufrido los bienes inmuebles convencionales. Y es que, en una primera aproximación, las valoraciones que se estaban apuntando para los BICE suponían un incremento medio tal que, para alguno de los sectores afectados, llegaban a ser de un 700% respecto a las actualmente vigentes, gran parte de las cuales han sido recientemente actualizadas como consecuencia de Ponencias de Valores generales. Huelga decir el potencial efecto recaudatorio que una revalorización como la citada podría tener en el correspondiente municipio. Varias son las cuestiones que, desde un punto de vista técnico, están sin resolver, algunas de las cuales se tratan en los puntos siguientes. Entre ellas pueden señalarse el establecimiento del método (o de los métodos) de valoración del suelo, los métodos que deben aplicarse para la valoración de las construcciones e instalaciones, en la medida que al tratarse de bienes con características singulares el método de reposición no puede aplicarse a través de módulos estándar, los distintos componentes en la formación del valor de las construcciones singulares, y las circunstancias particulares que afectan a estos bienes, entre las que cabe señalar las derivadas de situaciones distintas a la plena propiedad, la existencia de cargas medioambientales o de unos costes de desmantelamiento futuros significativos.

Valoración del suelo. Gran parte del suelo en el que se ubican los BICE suele tratarse de suelo en entornos industriales o rústicos de utilización extensiva por lo que, en aras de la no discriminación y de la igualdad, lo lógico sería que los métodos de valoración a aplicar sean los que se aplican con carácter general a este tipo de suelos. La Orden del Ministerio de Economía y Hacienda de 11 de Octubre de 2006, en desarrollo de lo dispuesto en el artículo 30.2.c) de la principal norma catastral ha establecido unos Módulos Específicos de

Valor Unitario del Suelo, diferenciando entre residencial, industrial y otros de usos no específicos, recogiéndose en dicha orden la fórmula de garantizar la coordinación de los valores resultantes con el resto de valores del municipio. En este momento, el “Proyecto de Real Decreto por el que se aprueban las normas técnicas de valoración de los Bienes Inmuebles de Características Especiales” recoge la aplicación del módulo de Usos no Específicos establecido en la Orden anterior para determinar el valor unitario de suelo en las centrales térmicas, centrales de producción de gas y regasificación, refinerías, puertos y aeropuertos; no obstante, se prevé la aplicación de un coeficiente sobre tales módulos, calculado en función de la localización y circunstancias urbanísticas, que oscila de la siguiente forma: - Centrales térmicas, entre 1 y 30, - Centrales de producción de gas y regasificación, entre 2 y 50 - Refinerías, entre 1,15 y 30. Obviamente, estos coeficientes, cuya propuesta es que deben ser fijados en las ponencias de valores, no solo resultan incomprensibles en sus diferencias sino que incorporan inseguridad jurídica al método de valoración y fomentan la discriminación y la arbitrariedad, al no incluirse en el Proyecto ni siquiera una referencia al límite de los valores que se hayan establecido en cada municipio para los terrenos colindantes, ni unos criterios que guíen la determinación exacta de los coeficientes. ¿Qué justificación puede haber para que el suelo ocupado por cualquiera de los bienes citados anteriormente pueda valorarse distinto al suelo colindante de otro BICE? ¿Y cual para valorarlo por encima del suelo industrial cercano? La respuesta no puede ser otra que ninguna; e incluso, podrían alegarse múltiples razones (la extensión de los suelos afectados, los usos a los que está destinado, etc…) que justificarían un menor valor que los suelos colindantes. En el caso de suelos rústicos, la Orden del Ministerio de Economía y Hacienda ante-

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riormente citada establece, para la valoración del suelo correspondiente a las construcciones situadas en suelo rústico y que catastralmente no están consideradas como indispensables para las explotaciones agrarias, que el valor a considerar por metro cuadrado será el resultante de aplicar unos coeficientes a los Módulos Básicos de Repercusión (MBR) que estén asignados en cada municipio. Para los inmuebles de tipologías extensivas se contempla la aplicación de un coeficiente 0,015 sobre MBR 7, es decir sobre el menor Módulo Básico de Repercusión, con independencia del MBR que tenga asignado el municipio. Pues bien, el “Proyecto de Real Decreto por el que se aprueban las Normas de Valoración de los BICE” se remite a dicho cálculo para el establecimiento del valor unitario para Centrales Nucleares y para las Centrales Hidroeléctricas y Presas y Saltos de Agua y Embalses, si bien, al igual que en el caso anteriormente señalado contempla la multiplicación de los valores resultantes por un coeficiente fijado en cada ponencia de valores especial, calculado en función de la localización y circunstancias urbanísticas, entre los siguientes valores: - Centrales nucleares entre 4 y 16 - Centrales Hidroeléctricas y Presas y Saltos de Agua y Embalses entre 1 y 5. Caben hacer, al respecto, idénticas reflexiones a las realizadas sobre térmicas, regasificadoras y refinerías en cuanto a la posible vulneración de la garantía de equidad y no arbitrariedad que pueden implicar los coeficientes anteriores. Es por ello que, al menos, debería establecerse respecto de la valoración del suelo ocupado por los BICE el mecanismo oportuno que automatizara la correcta coordinación de los valores catastrales en los ámbitos local y nacional, como garantía de equidad, uno de los principios básicos establecidos en la normativa catastral. Esta garantía exigiría que cualquier coeficiente que pudiera establecerse para ponderar la localización, estuviera delimitado por la aplicación de criterios establecidos en el propio Reglamento de valoración que, sin

reducir la autonomía (tan solicitada) de los municipios no comprometa la seguridad de los sujetos pasivos propietarios o concesionarios de un BICE. Se evitaría, así, el que se pudiera influir en la asignación de valores especiales para este tipo de bienes, muy diferentes a los del resto de inmuebles, salvo que se justificara la existencia de áreas económicas no homogéneas, en cuyo caso lógicamente el coeficiente asignado al suelo del BICE debería ser tal que resultara, normalmente, un valor inferior al del resto del municipio, ponderando una presumible peor localización.

Valoración de las construcciones.Si, tal como se ha expuesto en el punto anterior, la valoración del suelo no es una cuestión cerrada, respecto a las construcciones existen, si cabe, todavía más incertidumbres. La primera de ellas respecto a los elementos que deben incorporarse a la valoración, especialmente considerando que los BICE, al igual que lo eran las antiguas “instalaciones complejas especializadas” se definen como un conjunto complejo, muchas veces más cercano al concepto de instalación que de inmueble. Para intentar cerrar parte de las posibles polémicas, tanto el Grupo Parlamentario Socialista como el Grupo Parlamentario Catalán en el Senado de Convergència y Unió han presentado diversas enmiendas al “Proyecto de Ley de Reforma y Adaptación de la legislación mercantil en materia contable para su armonización internacional con base en la normativa de la Unión Europea”. De acuerdo con las mismas (cuya redacción es idéntica, al menos en lo que afecta al tema que nos ocupa), se prevé modificar el Texto Refundido para incluir la maquinaria dentro del concepto de BICE, de forma que “no se ex cluirá la maquinaria integrada en las instalaciones, ni aquélla que forme parte físicamente de las mismas o que esté v inculada funcionalmente a ellas”. Como justificación de la enmienda se aducen motivos de seguridad jurídica,

señalándose que “la maquinaria forma parte de las instalaciones….y se ajustaría a los numerosos pronunciamientos jurisprudenciales que se han producido a fav or de su inclusión atendiendo a la condición especial de estos inmuebles y ev itar otros en los que erróneamente por analogía con los inmuebles urbanos y rústicos se interpreta que la maquinaria queda ex cluida del concepto de inmueble de características especiales”. No deja de sorprender la interpretación anterior ya que el propio Tribunal Supremo, en Sentencias relativamente recientes, ha venido construyendo toda una teoría sobre los conceptos que deben incluirse o no en la valoración de este tipo de bienes, “en los cuales el edificio común o fábrica se ha sustituido por la instalación industrial, comercial, etc,”, concluyendo que no debe nunca incluirse la maquinaria industrial, situada dentro de los edificios y señalando, entre otras, en la Sentencia de 21 de enero de 1999 o en la de 25 de febrero de 2003 que deben incluirse “las centrales eléctricas propiamente dichas (locales para las turbinas, generadores, transformadores, etc.)…e instalaciones que han de considerarse edificios por albergar las máquinas, aparatos o artilugios y demás elementos necesarios para dicha activ idad”. En ambas Sentencias resulta relevante la definición que realiza el Tribunal limitando, a estos efectos, el concepto de la central eléctrica al local en el cual deben instalarse (local que alberga) las turbinas, los generadores o los transformadores, sin incluir dentro del propio bien, ni por lo tanto en su valoración, dicha maquinaria, cuestión que aunque pueda parecer obvia, parece no estar exenta de interpretaciones alternativas. Tampoco los métodos prácticos de valoración están todavía definidos. Solo el mandato legal de valorar a partir del valor de reposición parece claro, aunque pueda conllevar multitud de interpretaciones y dificultades, especialmente cuando se trata de construcciones que han evolucionado técnicamente de forma significativa en los últimos años. En muchos casos, la propia evolución de las técnicas constructivas justificaría una infravaloración de

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aquellos bienes que, por su inadecuación tecnológica, nunca serían objeto de construcción nueva, no existiendo referencia actualizada comparable. Este hecho ha sido constatado por el Tribunal Supremo en su Sentencia de 22 de noviembre de 2004 cuando estimó, para una autopista construida en diversos momentos, que “no pueden considerarse iguales las v aloraciones de las construcciones de kilómetros realizadas en fechas diferentes, con distintos costes en los materiales, mano de obra e incluso la propia técnica constructiv a”. Esta cuestión que resulta especialmente aplicable al sector energético, en el cual la evolución de las técnicas constructivas ha sido muy relevante, sólo ha sido considerada en el Proyecto de Real Decreto de valoración de BICE para el caso de la valoración de las centrales térmicas para las cuales incorpora un coeficiente de “obsolescencia tecnológica”. No obstante, tal distinción no se realiza en el caso de centrales nucleares, ni para regasificadoras, para las cuales incluso los módulos propuestos de valoración son únicos no existiendo ni siquiera categorías constructivas o tecnológicas. Otra variable que debe tomarse en cuenta en la valoración de los bienes, especialmente vinculada con las cuestiones mencionadas en los párrafos anteriores, es el criterio de amortización que debe considerarse a la hora de valorar la depreciación sufrida por los BICES en el momento de la valoración, siendo relevante el hecho que la valoración que se realiza es estática, es decir no evoluciona anualmente y debe tener vigencia durante bastantes años. Podría parecer obvio que se aplicaran los mismos criterios de amortización que están previstos en el Reglamento del Impuesto sobre Sociedades, sin embargo la Dirección General del Catastro parece haber optado, tal como consta en el Proyecto de Real Decreto de Valoración de BICE por aplicar a cada tipo de bienes unos coeficientes especiales; si bien habrá que ver cuáles han sido los parámetros considerados en la redacción propuesta, lo cierto es que a priori no parecen tener

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sentido. En efecto, los coeficientes de amortización propuestos para el sector gasista y el sector de refino son idénticos y con idéntica distribución a lo largo del tiempo y responden a una depreciación inferior que la general contemplada para el resto de bienes inmuebles industriales en el Real Decreto 1020/1993 de 25 de junio, por el que se aprueban las Normas Técnicas y el Cuadro Marco de Valores de Suelo y de las Construcciones para determinar el valor catastral de los bienes inmuebles de naturaleza urbana y por supuesto muy inferior a la prevista en el Reglamento del Impuesto sobre Sociedades. Por su parte los coeficientes propuestos para las centrales nucleares parecen contemplar un ritmo de amortización exponencialmente creciente mientras que para las presas el ritmo sería decreciente.

nifica que al valorar tales inmuebles deberían considerarse, entre otras, las cargas medioambientales, los costes de reposición futura del terreno (piénsese, por ejemplo, en las centrales nucleares) o los costes de desmantelamiento, cargas todas ellas inherentes a los bienes que deberán ser afrontadas en un futuro más o menos cercano y cuya incidencia en la valoración podría determinarse mediante el cálculo de su valor actual en el momento de valoración del bien. Ninguna de estas cuestiones se ha considerado, de momento, en la redacción del Proyecto de Real Decreto ya citado.

En definitiva, los coeficientes parecen haber sido propuestos siguiendo criterios heterogéneos, coincidiendo únicamente en un punto: los elevados valores residuales contemplados. Los valores residuales constituyen porcentajes muy significativos de los valores de partida, especialmente por cuanto se trata de valores residuales calculando, como mínimo, una vida útil superior a 30 años. Vuelve a resultar extraño este criterio, sobre todo por cuanto el carácter de bien complejo que tienen los BICE y la composición e integración en ellos de instalaciones en constante evolución que hacen que se trate de bienes especialmente sensibles a la depreciación, tanto por antigüedad como por obsolescencia técnica y tecnológica, y cuyos valores residuales suelen ser insignificantes, debiendo incurrirse, incluso, en costes adicionales para su desmantelamiento. Es una clara contradicción con el deseo de evolución técnica y de innovación que debería protegerse e incluso fomentarse.

Otra cuestión que será objeto de discusión presumiblemente en las valoraciones futuras, es el valor de los inmuebles que estén cedidos mediante concesión, derecho real de superficie o de usufructo. Téngase en cuenta que el hecho imponible del IBI también incluye la concesión administrativa sobre los propios inmuebles o sobre los servicios públicos a que se hallen afectos y los derechos reales de superficie y usufructo, y que el sujeto pasivo del IBI en estos casos es el concesionario, superficiario o usufructuario, según corresponda. Y es que resulta obvio que cualquier derecho sobre un inmueble distinto a la plena propiedad tiene menor valor que la propiedad.

Tampoco debe olvidarse que la determinación del valor catastral debe hacerse por referencia al valor de mercado, entendido éste como aquel por el que pudiera llegar a venderse el bien entre partes independientes. Por ello deberán considerarse la aptitud para la producción, las cargas que pueda tener cada inmueble y cualquier otra circunstancia que pueda afectarle. Ello sig-

Situaciones distintas a la propiedad plena.

Así lo han venido reconociendo nuestros tribunales en numerosas ocasiones. Por ejemplo la Audiencia Nacional en Sentencias de 11 de febrero de 2004 y 25 de febrero de 2004 establece lo siguiente “… es a la hora de precisar el v alor de mercado cuando debe tenerse en cuenta la v inculación jurídica del deudor tributario con el bien inmueble de que se trate, siendo obv io que el v alor de mercado será diferente según se tenga sobre el inmueble en cuestión una relación de dominio pleno o cualquier otra- usufructo, superficie, concesión, etc.- de las que el ordenamiento jurídico permite. En consecuencia el v alor catastral ha de responder al

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v alor de mercado y es con referencia a éste el que ha de contrastar su adecuación.” O el Tribunal Supremo en sus Sentencias de 19 de julio de 2004 y de 17 de diciembre de 2004 al afirmar “…Si una v aloración no ha tomado en consideración esta circunstancia [la concesión que sobre el inmueble grav ita]…es ev idente la insuficiencia e incorrección de la v aloración efectuada….el hecho de la concesión es relev ante a la hora de determinar el v erdadero v alor del bien que es lo requerido por la Ley .” Sin embargo, si bien las manifestaciones jurisprudenciales sobre un diferente valor son abundantes y rotundas, tal como se ha expuesto anteriormente, la valoración de dicho menor valor no es una cuestión resuelta, existiendo diversas normas que establecen métodos de valoración de una concesión, cualquiera de las cuales podría servir de guía para el establecimiento de un criterio de valoración de las concesiones y cualquier otra situación distinta a la plena propiedad. Así, la Orden ECO/805/2003, que regula las normas de valoración de bienes inmuebles y de determinados derechos para ciertas finalidades financieras, establece en el Capítulo II del Título II diversos métodos de valoración de inmuebles afectados por concesiones, derechos de superficie y usufructo, siendo uno de ellos el de valorar el inmueble siguiendo un método general y restarle el valor actual del valor de reversión del bien. También la Ley 48/2003 de 26 de noviembre, de régimen económico y de prestación de servicios de los puertos de interés general contempla en su artículo 124 la valoración de las concesiones para el caso de rescate, estableciendo como uno de los métodos alternativos “El coste de las obras rescatadas actualizadas con el IPC, multiplicado por el cociente entre el periodo de concesión restante y el total”, estableciendo, por lo tanto, el valor de la concesión en función del plazo que en cada momento reste para su finalización.

Incluso la Orden de 28 de diciembre de 1989 del Ministerio de Economía y Hacienda en la que se regulaban las Normas técnicas de valoración y cuadro marco de valores del suelo y de las construcciones, para determinar el valor catastral de los bienes de naturaleza urbana establecía el coeficiente M. El mismo era uno de los coeficientes previstos para corregir las características intrínsecas y extrínsecas de los inmuebles y se definía como aplicable a “Fincas afectadas por situaciones especiales de carácter intrínseco: Para bienes arrendados sometidos a prórroga forzosa, así como para bienes grav ados con usufructos, concesiones administrativ as o cualquier otra circunstancia similar, se aplicará, mientras persista tal situación, el coeficiente 0,7.”, destacando la redacción imperativa de la Orden de 1989, no dejando margen respecto de la aplicación del coeficiente en la valoración de fincas afectadas por concesiones. Finalmente, después de grandes discusiones, la consideración de un menor valor de las situaciones concesionales ha sido recogida en el Proyecto de Real Decreto, estableciéndose un coeficiente del 0,9 tanto para el suelo como para las construcciones (singulares o convencionales) que se encuentren sometidas a este régimen. Muchas son las pegas que pueden ponerse a la regulación propuesta. La primera que sólo contempla las situaciones concesionales, no haciendo extensiva la aplicación del coeficiente al resto de situaciones distintas a la propiedad previstas en la normativa como situaciones que constituyen el hecho imponible del Impuesto sobre Bienes Inmuebles; ¿valen más un derecho de superficie o de usufructo que el derecho concesional sobre el bien? Y es que aunque se trate de situaciones menos frecuentes que la concesión no por ello la normativa debe olvidar su existencia, debiendo prever, al menos, la aplicación de criterios similares. Por otra parte, el Proyecto prevé un coeficiente único y, por qué no decirlo, muy elevado, para la valoración de los bienes afectos a concesiones, sin hacerlo depen-

diente de la cercanía o lejanía del vencimiento. La obviedad en cuanto a la influencia significativa de la lejanía del vencimiento en la valoración de los bienes hace reflexionar sobre cuáles han sido los parámetros contemplados a la hora de valorar el efecto de la situación concesional sobre los bienes. Finalmente, aunque ya se ha apuntado en los párrafos anteriores, la propuesta del Proyecto del 0,9 resulta insuficiente e incongruente con el planteamiento de altos valores catastrales. Si se hiciera el análisis conjunto de ambas magnitudes resultaría que el coeficiente propuesto para valorar el uso de los bienes (coeficiente concesional) sumado a los valores remanentes respecto de las vidas concesionales (de acuerdo con los coeficientes de amortización propuestos) sería superior al cien por cien, poniendo de manifiesto incoherencias en las propuestas realizadas.

TIPOS ESPECIALES: CONSOLIDACIÓN DE UNA MAYOR TRIBUTACIÓN. Ya se ha señalado que no solo los métodos de valoración de los BICE son diferentes a los de los bienes inmuebles convencionales, también los tipos permitidos por el Texto Refundido de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales pueden diferir, de forma que si algún municipio optara por establecer los tipos máximos, la tributación de los BICE, atendiendo exclusivamente al tipo sería un 18% superior al resto. Si además se recuerda que el tipo de gravamen antes de la entrada en vigor de la Ley de Reforma de la Ley Reguladora de las Haciendas Locales, es decir hasta el año 2002, era el 0,4%, la subida del IBI desde 2002 hasta la fecha para este tipo de bienes, manteniendo la misma valoración, ha podido llegar a ser de un 325%. Para los Bienes Inmuebles de Características Especiales los tipos de gravamen del Impuesto sobre Bienes Inmuebles pueden oscilar entre el mínimo 0,4% y el máximo 1,3%. Para bienes inmuebles urbanos los tipos oscilan entre el 0,4% y el 1,1%, y

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para rústicos, la horquilla ha quedado establecida entre el 0,3% y el 0,9%. Y como tipo supletorio, en caso de no estar contemplado específicamente en la Ordenanza, se establece para los BICE un tipo del 0,6%. La Dirección General del Catastro es plenamente consciente del encarecimiento de los recibos de IBI como consecuencia de la subida de tipos y que está siendo soportada por todos los sujetos pasivos. En efecto, de las estadísticas realizadas por dicha Dirección General abarcando los 7.587 municipios existentes en 2006 se desprenden los siguientes datos: n Existen 745 municipios que han establecido tipos de gravamen de IBI distintos del supletorio para bienes incluidos en el grupo A de producción de energía eléctrica y gas, refino de petróleo y centrales nucleares. n 1.190 municipios han incorporado igualmente tipos distintos al supletorio para el Grupo B, presas, saltos de agua y embalses (recordemos que en este grupo solo se encuentran aquellas presas que pueden calificarse como de grandes presas). Y si bien el hecho de ser tipos distintos al supletorio podría significar tipos superiores o inferiores, el dato de que en la estadística publicada para los tipos de IBI para inmuebles rústicos y para inmuebles urbanos contemplen cuantos municipios han

establecido un tipo mayor que el supletorio y cuantos han establecido uno menor, y el que en dicha estadística no conste este dato respecto a los BICE, permite concluir que casi con total seguridad la totalidad de los municipios que han establecido un tipo distinto al supletorio lo han hecho por encima, de forma que, en la actualidad el tipo para BICE con carácter general es superior al 0,6%. Respondiendo a los recursos planteados por parte de los sectores afectados, aunque de forma contraria, diversos tribunales han intentado justificar el establecimiento de tipos superiores. En efecto, el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León, en su Sentencia de 29 de octubre de 2004 ya anunciaba que “…no cabe hablar de v ulneración del principio de igualdad…desde el momento que la diferencia trae causa en la nuev a clasificación que en la Ley se otorga a esos bienes, al formar un conjunto complejo de uso especializado… habiendo optado el legislador por grav ar en may or medida los bienes de características especiales en atención a su may or capacidad contributiv a, sin que ello v ulnere el principio de igualdad en los términos ex puestos, por lo que no se estima procedente plantear cuestión de inconstitucionalidad alguna”.

de julio de 2005 concluía que “…la propia afectación que conllev an y , en suma, por su trascendencia y env ergadura económica, no solo ponen de manifiesto una disimilitud con aquellos otros bienes (rústicos y urbanos), sino también afloran o rev elan una may or capacidad económica en el sujeto pasiv o, lo que justificaría, desde la óptica del principio de igualdad, esa diferenciación de trato dada por el Legislador, y un ajuste a los principios de capacidad económica y justicia tributaria, pues en la medida en que se tiene o ex terioriza una may or capacidad económica,…, en may or medida se debe también contribuir al sostenimiento de las cargas públicas…” No se ha considerado por parte de ambos Tribunales en sus Sentencias que el Impuesto sobre Bienes Inmuebles es un impuesto de carácter real y la capacidad económica que está gravada por el mismo es el valor de los inmuebles. Es por ello que, en la medida que todos los inmuebles deberían estar valorados de forma homogénea y coordinada tal como disponen las normas catastrales, aunque en el caso de los BICE incluso la valoración se realice con parámetros más elevados al resto, el establecimiento de tipos incrementados para este tipo de inmuebles permite un sobregravamen basado en una supuesta mayor capacidad económica ya contemplada en el valor catastral.

En idéntico sentido, el Tribunal Superior de Justicia de Galicia en su Sentencia de 13

Conclusión Puede concluirse, por lo tanto, de acuerdo con todo lo anteriormente mencionado que los Ayuntamientos, presumiblemente, van a amortiguar la menor financiación obtenida como consecuencia de la supresión parcial del Impuesto sobre Actividades Económicas a través del Impuesto sobre Bienes Inmuebles, y dentro de éste, el esfuerzo recaerá principalmente sobre los Bienes Inmuebles de Características Especiales, tanto por la fijación de tipos de gravamen de IBI más altos como de normas de determinación del valor catastral más ambiciosas. Como consecuencia de ello, en breve, tenemos el riesgo de hablar de dos categorías de municipios: aquellos que tienen en su ámbito territorial uno o más BICE y aquellos que no lo tienen. En los primeros, la recaudación permitirá hacer frente a mayores gastos e inversiones, más o menos necesarios, que contribuirán a mejorar y ampliar los servicios ofrecidos a los ciudadanos que residen en tales municipios; frente a ellos, el resto, es decir aquellos que no tienen la fortuna de poder gravar a un BICE, seguirá teniendo dificultades para realizar inversiones y gastos, ofertando menores servicios a sus ciudadanos, que serán igualmente pagadores de las mejores condiciones de los habitantes de los municipios vecinos a través de la repercusión en precio. Es posible que todo esto pueda llegar, en el futuro, a influir en las decisiones de inversión en un determinado municipio en lugar de en otro. n

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