Cambios geo-energéticos en el Mediterráneo occidental

En el ámbito del Mediterráneo, es­pecialmente el occidental, es muy probable que una de las consecuencias de la situación creada por la guerra en Ucrania sea la transformación de su es­pacio geo-energético, que implicará la transformación de las actuales alianzas energéticas. Esta es una transformación que, a escala global, ya se venía gestan­do, pero el foco puesto en el gas de Ar­gelia como posible sustituto al actual suministro ruso hacia Europa, está ayu­dando a esclarecerla.

Diferencias entre el espacio geo-energético petrolero y el gasístico

Un espacio geo-energético viene defi­nido por los flujos y las relaciones ener­géticas que se dan en él, entre los acto­res energéticos –Estados, gobiernos y empresas–, así como por la estructura institucional o de gobernanza de la que estos se dotan para establecer las “reglas del juego” energético.

Así, por ejemplo, si nos referimos al petróleo, desde los años setenta, los principales territorios exportadores del Mediterráneo occidental –Argelia y Libia– han pertenecido a un espacio geo-energético geográficamente más extenso que el del flujo de sus exporta­ciones hacia Europa, pues las decisiones sobre cuántos barriles exportar, a quién venderlos, en qué condiciones y a qué precio, no estaban sujetas ni a una lógica bilateral (por ejemplo Argelia–España) ni regional (los países de las orillas sur y norte del Mediterráneo), sino a la ló­gica multilateral de las cuotas de la Or­ganización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), en el marco de sus relaciones con las compañías y gobier­nos de los países consumidores de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) agru­pados en la Agencia Internacional de la Energía (AIE).

De ahí que el espacio geo-petrolero de Argelia y Libia no fuera el del Medi­terráneo. Era el delimitado por los flujos y relaciones petroleras que se daban en un espacio geográfico amplio, entre Oriente Medio (de ahí que se creara la región MENA) y los países occidenta­les, con su apéndice en el sudeste asiá­tico. En este espacio se creó un mercado internacional unificado de petróleo, nu­trido por una gran piscina (great pool) de petróleo crudo, a la que países como Argelia y Libia decantaban sus produc­ciones, y cuya venta se negociaba a un precio internacional, fijado en el Atlán­tico (el del crudo Brent).

Para el gas, como se deriva de la in­formación de la tabla, esta situación era totalmente distinta, pues hasta la fecha, el grueso de las relaciones gasísticas era bilateral. Por ello, se podía hablar de unas relaciones energéticas mediterrá­neas que, aunque no conformaban un único espacio geo-gasístico, pues eran la suma de las relaciones bilaterales de Italia, España y Francia con Argelia, te­nían un fuerte componente regional.

En el Mediterráneo occidental, nos encontrábamos con unas relacio­nes que se articulaban en torno al gas exportado desde Argelia, hacia Italia, España y Francia, pero cuyos flujos y precios se fijaban bilateralmente por actores regionales (Sonatrach, Natur­gy, ENI…) y, fundamentalmente, salvo alguna pequeña interconexión hacia Portugal, Francia o Alemania, el gas que se comercializaba en la región se utili­zaba en la misma. Ello incluye, como se puede observar en el mapa, el gas que se quedaba en Marruecos y Túnez, como territorios de tránsito de los gasoduc­tos que conectan los yacimientos de gas en Argelia con los usuarios finales en Europa: el gasoducto Magreb–Europa (Duran Farell), en el primer caso, y el gasoducto TransMed (Enrico Mattei), en el segundo.

Otros casos interesantes son Tur­quía, cuyo territorio, por ser lugar de tránsito del gas proveniente de la extinta Unión Soviética, podría haberse conver­tido en núcleo de un espacio geo-ener­gético paneuropeo mucho más amplio (A. Mañé, “European energy security: Towards the creation of the geo-ener­gy space”, Energy Policy, Volumen 34, nº18, diciembre de 2006); y, Libia, que pasó de ser el primer suministrador de Gas Natural Licuado (GNL) a la penín­sula Ibérica en 1969, a ser prácticamen­te irrelevante en el comercio mediterrá­neo del gas.

La transformación del comercio internacional del gas: el camino hacia su petrolización

En los últimos años se han producido cambios significativos en el contenido y la forma del comercio mundial del gas. El aspecto más llamativo es el cambio en el tipo de producto que se comercia­liza, al tiempo que aumenta el volumen total de gas intercambiado.

En el año 2000, fluían por el mundo 527 millones de metros cúbicos (bcm) de gas, mientras que, 20 años después, esta cifra prácticamente se había dupli­cado. Lo más significativo es el poco cre­cimiento del peso del gas natural (GN), frente al fuerte crecimiento del mercado de gas natural licuado (GNL), cuyo vo­lumen se ha más que duplicado en dos décadas, hasta superar al de GN.

Esta evolución, además, apunta hacia dos cuestiones. La primera es el peso creciente que el gas tiene en el mix energético de algunas de las principales economías del mundo. Y la segunda, su contrapartida, es la diversificación geo­gráfica en el origen de las compras por la entrada de nuevos exportadores de GNL.

De un mercado exportador que, has­ta inicios del siglo XXI, estaba domina­do por el GNL de tres países –Argelia, Indonesia y Malasia– se ha pasado a uno más diversificado, con dos grandes ex­portadores, Catar y Australia. Aunque en los últimos años, también de forma muy significativa, especialmente para el mercado europeo e ibérico, han apare­cido dos nuevos exportadores –podría­mos decir que– geopolíticamente muy relevantes: Estados Unidos y Rusia.

Así, siguiendo la pauta marcada en la tabla, parece que se ha iniciado el ca­mino hacia la internacionalización del mercado de gas, pues al ser creciente el comercio de GNL (un gas que se trans­forma en un líquido en origen, para ser regasificado en el destino, después de su desplazamiento por mar, a borde de un buque metanero), en relación con el GN, su forma de comercialización cambia. De hecho, el peso creciente del GNL ya está transformando la for­ma de contratación del gas, pues en los últimos años se ha tendido a la compra en los hubs de contratación regional o internacional (USA-Henry Hub, Bri­tain’s National Balancing Point-NBP, Dutch Title Transfer Facility-TTF), en los que diariamente se compra y se ven­de GNL. Ello ha ocasionado que, ya en 2021, el 40% del comercio mundial del GNL fuera el resultado de contratos al contado o a corto plazo, como destaca el Annual Report 2021 del International Group of Liquefied Natural Gas Impor­ters.

Esta es una de las razones por las que el mercado del gas, tradicionalmen­te muy estable, tiende cada vez más a ser volátil. Al mismo tiempo, este mercado se va ampliando geográficamente, pues cualquier economía del mundo con in­fraestructuras de regasificación en su territorio, puede acudir al hub a adquirir gas, sin necesidad de relaciones bilate­rales o contratos previos.

Esta realidad –aunque hoy todavía el mercado esté regionalmente seg­mentado– apunta hacia la internacio­nalización del mercado del gas (tercera columna de la tabla). A este fenómeno lo denominaremos la petrolización del gas, pues al igual que hoy en día, crudo de origen geográfico diverso nutre una great pool del petróleo –el “depósito” unificado de todo el crudo que se co­mercializa internacionalmente–, cuya compra y venta se negocia a precios internacionales como el Brent del Mar del Norte, el GNL podría alimentar una “piscina” que se negociara para todos los compradores del mundo a los pre­cios internacionales del hub.

Si esta tendencia se consolidara, se podría esperar un comportamiento del gas similar al descrito para el petróleo, pero todavía es pronto para saber cuál será la arquitectura institucional (Es­tructura de Gobernanza Internacional) del futuro mercado del GNL. Sin em­bargo, todo apunta a que con el desenla­ce de la guerra en Ucrania y del conflicto argelo-saharauí-marroquí –conflictos no comparables en impacto global, pero ninguno en sí mismo ocasionado por causas energéticas– saldrán los elemen­tos, y jugadores, de esta nueva arquitec­tura.

¿Qué muestra el foco que la guerra en ucrania ha puesto en el Mediterráneo occidental?

Desde que el ejército ruso invadió Ucra­nia el 24 de febrero de 2022, el debate en torno al gas –y a las cuestiones ener­géticas en general– ha cambiado.

Hasta entonces, el debate, al menos en Europa, giraba en torno a la tran­sición energética y al papel que el gas, como tecnología de transición hacia el hidrógeno, podía desempeñar. Hoy, se habla menos de transición y más de sus­titución.

Aunque ambos debates atañen a los países del Mediterráneo, ha sido sobre todo la idea de buscar sustitutos para el gas que fluía desde Rusia hacia Europa, la que ha puesto el foco en Argelia como principal productor y exportador de gas del Mediterráneo occidental; y como tercer suministrador de GN a la Unión Europea, por detrás de Rusia y Noruega.

A día de hoy, esta cuestión relativa a la sustitución se centra fundamental­mente en dos ámbitos. En el cuantitati­vo, se trata de responder a una pregunta: ¿tiene Argelia capacidad para suminis­trar a Europa lo que se dejará de com­prar a Rusia? La respuesta es que, en las condiciones actuales, no.

Teniendo en cuenta el histórico de la producción de gas en Argelia, don­de difícilmente se ha superado los 100 bcm, vistas las necesidades de un con­sumo interno creciente, que ya utiliza para fines domésticos cerca del 50% de esta producción, y los compromisos ya adquiridos para la exportación –casi el 50% restante–, es difícil imaginar que Argelia pueda aumentar sus exporta­ciones más allá de un 2% o 3% de su producción actual.

Hay dos escenarios en los que sería posible aumentar significativamente la producción y, por tanto, la exportación, pero ambos requerirían estrategias e in­versiones a largo plazo. El primero im­plicaría la explotación de las cuantiosas reservas de gas de esquisto (se estima que entre las terceras y las cuartas del mundo) que se encuentran en el Sur de Argelia. Sin embargo, esta opción no parece ni ambiental, ni social ni po­líticamente sostenible (Mañé, Thieux y Larramendi, Argelia en transición hacia una segunda república, Icaria / IEMed, Barcelona 2019).

El segundo escenario, del que ya se empieza a hablar, sería sustituir el gas que se emplea para uso interno en Ar­gelia por energía generada a partir de fuentes renovables. Ello parece formar parte del acuerdo bilateral que Argelia e Italia firmaron en abril.

Aunque España parecía muy bien posicionada para convertirse en uno de los ‘hubs’ de reexportación del gas argelino, los recientes acuerdos en materia energética entre Italia y Argelia apuntan hacia todo lo contrario

En el ámbito cualitativo, se trata de responder a otra pregunta: ¿cuáles se­rían las alianzas regionales que permi­tirían que ese hipotético aumento de la exportación de gas desde Argelia hasta Europa fluyera, atravesando Europa, hacia los territorios más afectados por el fin de las compras de gas ruso?

La respuesta se empieza a vislum­brar. Aunque España parecía muy bien posicionada para convertirse en uno de los hubs de reexportación del gas arge­lino, por tener dos gasoductos conecta­dos a sus yacimientos, y ser el país con más instalaciones de regasificación de Europa (véase los cuadraditos verdes en el mapa), los recientes acuerdos en materia energética entre Italia y Argelia apuntan hacia todo lo contrario.

Más allá de la crisis diplomática abierta entre España y Argelia por la cuestión del Sáhara Occidental, hay va­rios elementos que podrían explicar la falta de confianza de los argelinos hacia sus socios españoles. De estos, proba­blemente, los más relevantes son: la voluntad de diversificación geográfica por parte de España del suministro del gas; la falta de entendimiento empresa­rial o diplomático en momentos clave, como por ejemplo cuando se truncaron los proyectos integrados de gas en la década de los 2000 –el más promete­dor fue el de Gassi-Touil, resultado de un acuerdo entre Sonatrach, Repsol YPF y Gas Natural, firmado en 2004, pero que se canceló en 2007; la falta de política transfronteriza de interco­nexiones, que convierte a la península Ibérica en un “callejón sin salida” para el gas del Norte de África; y, en estos úl­timos años, una decidida acción –y tal vez apuesta– desde España por el GNL global, y el de EEUU, cuyas compras en abril de 2022 (30,1% del total de gas que entra en España) ya superan al vo­lumen del que entra por gasoducto des­de Argelia (para el mismo mes, 24,9% del total, según el Boletín estadístico del gas, publicado por Enagas en abril de 2022).

Por otra parte, hay otros elemen­tos que apuntan hacia una mayor con­fianza hacia sus socios italianos: la coherencia entre la visión empresarial de ENI, como empresa que negocia acuerdos con su contraparte argelina (Sonatrach) y la visión política del pa­pel energético de Italia en Europa, que se ha venido transmitiendo los últimos meses; la posibilidad de una interco­nexión, para el gas argelino, con el co­razón industrial de Mitteleuropa, la lla­mada Banana azul; y, la posibilidad de utilizar, en el futuro, esta interconexión para importar desde Argelia otro tipo de gas, el hidrógeno.

Este conjunto, empresarial y políti­camente coherente, con posibilidad de extensión geográfica hacia el corazón de Europa y con visión de futuro, pensando ya en la transición hacia el hidrógeno, podría convertirse en el núcleo de una relación bilateral (con más elementos, pero manteniendo las características de la columna 3 de la tabla) argelo-ita­liana que, aunque no modificaría sus­tancialmente la función exportadora de Argelia, integraría su gas (y podría ser el hidrógeno generado en su territorio) en el centro productivo de Europa. Cierto, también, que las necesidades de con­sumo interno de gas de Italia, una eco­nomía muy dependiente del gas ruso, podrían llevar a que este proyecto de interconexión, aquí imaginado, nunca viera la luz.

Más allá de esta alianza, la tenden­cia descrita hacia la petrolización global del gas hace prever otros cambios en la región.

El primero, y más llamativo, sería una cierta desconexión de España del espacio energético mediterráneo, que pasaría a integrarse en un nuevo es­pacio geo-gasístico internacional del gas, todavía en construcción. El cre­ciente ritmo de compras de GNL (en abril del 2022, esta modalidad de gas representaba el 75,1% del total de gas que se adquiría desde España) frente al GN, cuyo origen es Argelia, el cierre del gasoducto Magreb-Europa (GME) en diciembre de 2021, y la “siempre le­jana” interconexión con Europa, así lo apuntan.

El segundo, probable pero muy in­cierto todavía, sería el pensar en un ma­yor desarrollo futuro de las infraestruc­turas de licuefacción de gas en Argelia, pero también en Libia y Egipto, para nu­trir esa great pool gasística mencionada. En este caso, nos podríamos imaginar la creación de una organización de tipo multilateral como la OPEP, en la que no primaran los intereses mediterráneos, sino los globales.

Por último, existen tres piezas en el tablero mediterráneo que, en la actua­lidad, todavía son difíciles de valorar: ¿apostará Francia por una supuesta auto­nomía nuclear y producción de hidróge­no (rosa) a partir de ella, que posibilitaría su desconexión parcial del gas de Arge­lia? ¿Cuál será el futuro de los proyectos gasísticos en el Mediterráneo oriental, así como el papel de Turquía como pun­to de interconexión con las ex repúblicas soviéticas?; y ¿Prosperarán proyectos de interconexión africana, como el de gas desde Nigeria, que otorgarían un nuevo papel a Marruecos, como territorio de tránsito o hub regional?

En síntesis, aunque todavía hay más incógnitas que certezas en la esce­na gasística del Mediterráneo occiden­tal, los elementos detallados apuntan hacia una dualización en la forma de pertenencia de algunos de sus acto­res energéticos a los nuevos espacios geo-energéticos que se están configu­rando. Por una parte, la evolución de las relaciones hispano-argelinas apun­ta a que algunos de los principales ac­tores energéticos de la región pasarán a participar más activamente en un mer­cado petrolizado del GNL, gobernado por reglas y actores ajenos a la región. Mientras que, por otra parte, las rela­ciones ítalo-argelinas apuntan hacia lo contrario: una mayor bilateralización más concentrada –al disminuir su peso actores como España y, tal vez, Fran­cia– de las relaciones gasísticas en la región./