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Geopolítica de las energías renovables: ¿panacea o placebo? Implicaciones de la transición energética en España

Global Strategy Report, 49/2020

Resumen: el cambio climático, la búsqueda de seguridad energética y los compromisos internacionales han provocado el resurgimiento de las energías renovables como solución a estos problemas. En la actualidad nos encontramos en una transición energética en la que las ER comportan una serie de cambios geopolíticos en un mundo en el que los combustibles fósiles están abocados a desaparecer. Este trabajo pretende indagar cómo afecta dicha transición a las relaciones energéticas de España con otros países en electricidad, gas y petróleo. Para ello se observa su situación energética actual, su desarrollo en ER, y sus relaciones de importación y exportación. Se concluye que a pesar de que haya habido avances en la regionalización a través de una mayor interconexión eléctrica, la transición apenas ha incidido todavía en la relación con los países exportadores de energía fósil.

Introducción

El informe del IPCC de diciembre de 2018 en el que se auguraban los catastróficos efectos del aumento de 1,5° C de la temperatura global ha sido el último de los revulsivos para que la sociedad a nivel global exija medidas contundentes a los gobiernos para abordar la acuciante necesidad de frenar el cambio climático. Estos esfuerzos a nivel internacional que conllevan la transición hacia economías más verdes, unido a la eterna búsqueda de fuentes alternativas para aumentar la independencia energética y las tensiones interestatales que dejan en vilo la garantía de suministro energético, han favorecido un creciente protagonismo de las energías renovables (ER).

A lo largo de los últimos años hemos presenciado cómo países de todo el mundo han optado por sistemas en los que las ER estén cada vez más integradas en su mix energético. China, el país más contaminante del planeta, se ha erigido como líder indiscutible de inversiones en ER, generando en 2016 más ER que la UE en su conjunto; la puesta en marcha del titánico proyecto alemán de la Energiewende (“Transición energética”) con el que pretende que su mix energético para el año 2050 sea del 80% en renovables; o Costa Rica, que cubrió su consumo eléctrico exclusivamente a partir de ER durante más de 300 días en 2018 (Energya AVM, 2020).

Por su parte, España ha apostado recientemente por una ambiciosa estrategia de transición en el seno de la UE. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) fija como objetivo un 42% de penetración de ER en el uso final de la energía y una generación eléctrica nacional renovable del 74% para 2030, así como la reducción de importación de hidrocarburos, disminuyendo la dependencia energética del 73% actual al 61% (PNIEC, 2020: 12).

Por otra, la situación provocada por el COVID-19 parece haber catalizado las tendencias observables en el sector de la energía. Los efectos visibles de la drástica reducción de la contaminación provocada por la caída en picado de la demanda, en especial de combustibles fósiles, han acelerado la toma de medidas en pos de una economía baja en emisiones de carbono con una mayor penetración de las ER (REN21, 2020). Ante este panorama cabe preguntarse, ¿es posible un mundo dominado por energías renovables? ¿Conlleva esto cambios en las relaciones con los proveedores de energía convencional? ¿O es la mayor presencia de ER irrelevante en este ámbito?

Aunque las predicciones indican que el consumo de combustibles fósiles seguirá dominando el panorama energético global a corto-medio plazo[1] ya se están produciendo alteraciones que apuntan a un cambio de paradigma (Escribano, 2019b). En un mundo en el que los combustibles fósiles están abocados a desaparecer, países tanto consumidores como exportadores deben evaluar sus posibilidades de garantizar su suministro energético y repensar sus relaciones internacionales conjugando la geopolítica de hidrocarburos con el impacto de la transición energética. En línea con el desarrollo de ER, impulsadas por el abaratamiento de los costes de producción y las políticas favorables a la protección del medio ambiente, el proceso de transición lleva aparejado una mayor electrificación global como mecanismo de descarbonización, lo que comportará cambios en las relaciones con los países exportadores y sus socios comerciales prioritarios.

Se prevé que España, a pesar de ser un estado con una situación energética peculiar, sea uno de los países que se vea más beneficiado de la transición energética debido a su elevado potencial renovable y su Plan para optimizar sus recursos. De hecho, el GeGaLo Index lo sitúa en un puesto número 38 de 156 países analizados en función de la dependencia de producción de fósiles y sus reservas, la disponibilidad de ER, gobernanza y conflicto (Overland et al., 2019). Dado que en un mundo 100% renovable los patrones de cooperación y conflicto entre países habrán cambiado, es interesante tratar de observar los cambios que se están produciendo en la actualidad en el sistema híbrido hacia un mundo alejado de los combustibles fósiles.

En este trabajo se analiza la evolución del panorama energético español, con una mayor presencia de las ER en España y su impacto en las relaciones interestatales. Para ello, observamos dos aspectos que consideramos fundamentales en la transición entre un ciclo energético basado en combustibles fósiles y uno basado en renovables: por una parte, alineado con un mundo más electrificado, la relación con aquellos países con los que mantienen interconexiones eléctricas; por otro, con los principales exportadores de petróleo y gas (los combustibles fósiles más empleados en el mix energético español), para el periodo inmediatamente posterior a la firma del Acuerdo de París por ser este acuerdo vinculante para la reducción de emisiones y que implica indefectiblemente la restricción en la producción de combustibles fósiles.

A pesar de la íntima relación entre cambio climático y el avance de las ER, este es un tema con entidad propia pero que se desvía del foco principal, las relaciones comerciales energéticas de España con otros países, por lo que no es objeto de este estudio. Asimismo, este trabajo se aleja de cuestiones más técnicas relacionadas con la eficiencia o la intensidad energética, la infraestructura o la tecnología empleada dado que se busca una perspectiva más estratégica.

La pregunta de investigación por tanto es la siguiente: ¿cómo ha influido la transición energética de España en sus relaciones interestatales de 2015 a 2019?

La primera hipótesis es que dicho aumento de ER ha fomentado una regionalización de la energía a través de un aumento de interconexiones eléctricas con los países adyacentes.

A la vista de la situación futura con una menor dependencia de combustibles fósiles, surge la siguiente pregunta secundaria: ¿ha influido la transición energética en la preferencia de España en países suministradores de combustibles fósiles de 2015 a 2019?

La segunda hipótesis es que, en previsión de un mayor uso de la electricidad futura motivado por el aumento de las ER, España ha cambiado de socios preferentes hacia otros con un menor riesgo de inestabilidad política para garantizar el suministro a corto-medio plazo.

Con el propósito de dar respuesta a la pregunta de investigación, se han establecido los siguientes objetivos:

  • General. Proporcionar una aproximación al panorama energético emergente español en vista del progresivo aumento de las ER con una mayor presencia del sector eléctrico.
  • Explicar las principales diferencias entre las ER y los combustibles fósiles que comportan cambios geopolíticos a escala global.
  • Usar los datos relativos a los intercambios energéticos para ilustrar las alteraciones de las relaciones internacionales de España.

Hemos estructurado el trabajo en las siguientes partes: 1) una revisión bibliográfica sobre la evolución del estudio académico de las ER desde un punto de vista geopolítico y el impacto sobre los exportadores de combustibles fósiles; 2) la presentación del modelo sistémico propuesto por Scholten y Bosman en el que a partir de las características geotécnicas de los países se configuran las relaciones interestatales de estos; 3) la situación de la energía en España y sus principales fuentes de importación; 4) la discusión en la que a la luz de los datos presentados anteriormente se trata de explicar la variación de las relaciones con otros países.

Energías renovables y geopolítica de los recursos

Entendemos geopolítica como la influencia de factores geográficos sobre las relaciones internacionales, y en este sentido, la geopolítica ha estado históricamente asociada al acceso y control de recursos naturales, desde ríos a yacimientos petrolíferos. Con el estallido de la Revolución Industrial la energía se convirtió en el motor de la economía, quedando indisolublemente unida a la geopolítica del petróleo y el carbón a mediados del siglo XX (Yergin, 2006).

Esto dio lugar a la geopolítica de la energía, entendida como la manera en la que unos países influían sobre otros a través del suministro y la demanda (Paltsev, 2016). Debido precisamente a la relación entre seguridad energética y seguridad nacional, no es de extrañar que los primeros estudios al respecto procediesen de instituciones gubernamentales. A pesar de la novedad que se le atribuye en publicaciones recientes al campo de las ER, ya en 1962 el Consejo Nacional de Investigación de Estados Unidos presentó un trabajo monográfico para el Congreso en el que geofísicos como King Hubbert, de la compañía Shell, analizaban fuentes de energía continuas como la solar y su posible transformación para uso humano (National Research Council, 1962: 100). Años más tarde, la crisis del petróleo de 1973 y la volatilidad en los precios propiciaron la investigación de fuentes alternativas con las que mitigar la dependencia energética con consecuencias políticas con proyectos como el de la NASA para desarrollar turbinas eólicas.

Las energías renovables, definidas por la Agencia Internacional de Energía (2002) como “aquellos recursos derivados de fuentes naturales que se reabastecen continuamente”, incluyen la energía eólica, solar, hidráulica, geotérmica y la electricidad derivada de los mismos. El impulso por parte de Alemania y países del Benelux a las dos primeras a partir del 2000 fomentó el estudio de las consecuencias geopolíticas de las ER en mayor profundidad, con varios debates abiertos en la materia (Vakulchuk et al., 2020).

En una primera aproximación muchos autores extrapolaban la dinámica y la geopolítica de las energías convencionales a las renovables, reemplazando la dependencia de los fósiles como fuente de conflicto por la de los materiales críticos necesarios para el desarrollo de infraestructuras (Vakulchuk et al., 2020). Por otro lado, otros tantos autores afirman que el carácter inagotable y descentralizado de las ER augura a priori una geopolítica más pacífica que la de los combustibles fósiles al permitir su aprovechamiento por más países, dando lugar a un mundo más justo (Agnew, 2005).

Existen multitud de modelos energéticos y de escenarios desarrollados por organismos internacionales, entre los que caben destacar la Agencia Internacional de la Energía (AIE) o de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), aunque haya autores que señalen la imprecisión de las predicciones, más conservadoras que los cambios que se producen en la realidad (Stevens, 2019).

Aunque haya cierto consenso en que un mundo impulsado por las renovables implique menos conflicto que el existente en la actualidad, ha habido cierta tendencia en pensar en ellas como energías limpias también en términos geopolíticos (Escribano, 2019c). En respuesta, otros autores advierten que la superposición de dos regímenes energéticos distintos, propia de una transición, dará lugar a una mayor complejidad geopolítica en la que la mitigación de vulnerabilidades por una parte genere tensiones por otra (Scholten, 2020: 5; Escribano, 2017).

La transición hacia las ER provocará una reconfiguración geopolítica y estratégica dando lugar a ganadores y perdedores, aunque los índices varían a la hora de determinar quién saldrá beneficiado o perjudicado dado que atienden a diferentes factores: el potencial renovable, las reservas de petróleo o la receptividad política son algunos de ellos. En general, es unánime el impacto negativo que tendrá el declive de los combustibles fósiles en las petrocracias, (Cherp et al., 2014); algunos mencionan a Argelia, Libia, Rusia y Egipto como los países más vulnerables a la transición energética (Sweijs et al., 2014), lo que los obligará a adaptarse a la nueva realidad so pena de perder su relevancia geopolítica.

En cuanto a ganadores, hay más variedad de opiniones. Mientras algunos declaran que los importadores netos saldrán beneficiados por no depender de los ingresos derivados de hidrocarburos, Stegen (2014) afirma que aquellos que no sólo posean energía potencial, sino con gran autosuficiencia y capacidad de exportación serán los que se obtengan mayor ventaja.

A la luz de lo expuesto anteriormente, es evidente que un análisis sistemático en materia de transición energética y ER es cuanto menos complicado por la multitud de ramificaciones y metodologías empleadas. Por ello combinamos el modelo de Scholten y Bosman, que refleja los cambios derivados de una mayor presencia de ER con la teoría relativa al declive de los combustibles fósiles y sus efectos en los países exportadores. Pero, en primer lugar, daremos unas pinceladas sobre las características específicas de las ER.

Diferencias con las energías convencionales e implicaciones geopolíticas

Como mencionamos en la introducción, las ER poseen unas características que definen unos patrones de conflicto y cooperación distintos a los actuales. Frente a las fuentes fósiles, finitas y altamente concentradas, las fuentes libres, inagotables y dispersas geográficamente[2] facilitan su aprovechamiento por multitud de países de forma simultánea, reduciendo su vulnerabilidad energética. El hecho de que su acceso no esté restringido a un puñado de estados reduce la instrumentalización de la energía como arma política (Escribano, 2017: 45).

Sin embargo, no todo son ventajas. Su baja densidad energética obliga a ocupar grandes extensiones de terreno en los que instalar las plantas para que resulten rentables. Y mientras que los fósiles dependen de suministro constante, pero dan lugar a una producción estable, las ER no gestionables (en especial la eólica y la solar) corren el riesgo de intermitencia. Por este motivo, se requiere una mayor potencia instalada total en el sistema para cubrir los momentos con bajas disponibilidades de los recursos renovables (REE, 2020). Del mismo modo, la búsqueda de la independencia energética basada en ER para lograr seguridad energética no sólo es utópica a corto plazo[3], sino también contraproducente. El denominado “rentismo renovable” -en el que se promueven las exportaciones y desincentivan las importaciones por considerarse contrarias al objetivo de reducir la dependencia- merma la cooperación en un sector en el que la dificultad para el almacenamiento de este tipo de energía[4] y su variabilidad hacen deseable el desarrollo de interconexiones para el intercambio de excedentes con otros países.

Pero la diferencia fundamental radica en que, si con los combustibles fósiles como el gas o el petróleo los países tienden a buscar controlar las fuentes para lograr su independencia energética, en el caso de las ER lo más recomendable es estar integrado dentro de una red, lo que paradójicamente aumenta su seguridad energética al provenir de una fuente accesible a todos los países en general y evitando los vertidos de energía, pasando de dependencia a interdependencia (Escribano, 2018:5). En este sentido, el valor de una red depende de la capacidad de sus interconexiones y de su alcance y por lo general, cuanto mayor conectividad hay en un sistema energético, más seguridad de abastecimiento (y de demanda) provee (Escribano, 2019).

Lo más lógico por tanto es que dicha comunidad de red se encuentre integrada por países similares unidos ante una amenaza común (la vulnerabilidad energética). En este sentido, la pérdida de energía durante el transporte circunscribe la regionalización de la energía en detrimento de los acuerdos con países a larga distancia, dando lugar a un escenario continental. Con estas características se hace más necesario un modelo de gobernanza energética en el que los comportamientos estratégicos tienen un alto precio (Escribano 2014). A diferencia de lo que puede ocurrir con el gas o el petróleo, un país que pretenda chantajear a otro privándole del suministro desperdicia la energía producida debido a su difícil almacenaje y que no se puede redireccionar al no haber redes alternativas, perdiendo la oportunidad de continuar amortizando las inversiones iniciales, si bien estas son cada vez menos costosas. La interdependencia final generada al estilo del liberalismo de Nye desaconseja este tipo de comportamientos estratégicos, ya que pueden provocar la expulsión de la red (Escribano et al., 2019: 676). De este modo, asumimos que la seguridad energética aumenta con un mayor intercambio entre países.

Esto se traduce en que la pérdida de poder de los suministradores tradicionales de combustibles fósiles tiene varias implicaciones (Paltsev, 2016): primero, una mayor redistribución del poder que fortalece la posición del consumidor frente al exportador (Moreno Régil, 2017: 224); segundo, la posición de aquellos que gestionan las infraestructuras estratégicas dado que quien controla la red es quien ostenta el poder; y tercero, que dicha distinción entre consumidor y exportador neto empezará a difuminarse (Scholten y Bosman, en Paltsev, 2016).

El modelo parte del presupuesto de que las características geográficas y técnicas de los sistemas energéticos moldean en gran medida sus relaciones interestatales energéticas, en consonancia con la noción más clásica de la geopolítica. En el caso de las ER, las fuentes son el aspecto más “geográfico”, dado que su ubicación y naturaleza permanece inalterables a lo largo del tiempo. En cuanto a su explotación, hoy en día la inversión económica es inversamente proporcional a la madurez de la tecnología empleada, dado que ya han recorrido su curva de aprendizaje hasta ser competitivas (APPA, 2018:1). Como consecuencia, el abaratamiento de los costes iniciales es cada vez mayor hasta el punto de alzarse ya como la opción más rentable por delante de cualquier alternativa energética, incluida la fósil y la nuclear (AIE, 2020).

Además, en las ER el coste marginal de producir una unidad más de producto tiende a cero, dado que a pesar de que la primera inversión de capital sea relativamente elevada el coste de operaciones es anecdótico, pues una vez instalada la planta el sistema funciona impulsado por la fuente de energía durante toda su vida útil, sin necesidad de relocalización en busca de más yacimientos. (Escribano, 2018). Asimismo, aunque la intermitencia aumente la volatilidad su precio se encuentra desvinculado de otras commodities como el gas y petróleo.

En cuanto a la distribución de energía, es necesario precisar varios aspectos en relación con los fósiles. En el caso de las ER, cobran importancia las redes eléctricas e interconexiones, donde las plantas de generación deben estar próximas a la fuente primaria e interconectar los centros de producción con los de consumo. En cuanto al transporte, por una parte, los fósiles requieren o bien oleoductos o gasoductos, que exigen una gran inversión de tiempo y de capital, con una disposición fija, o buques metaneros, cuyas rutas son más fáciles de redirigir pero se exponen a los pasos de cuello de botella (Scholten & Bosman, 2013). Por otra parte, el transporte de las ER es limitado y exige una mayor integración en el sistema eléctrico, y a pesar de su aparente inmovilidad, permiten el intercambio con otros países a través de cables de alta tensión (HDCV), más fáciles de instalar, o interconexiones.

De esta forma, las particularidades técnicas y geográficas de las ER condicionan la estructura de los mercados eléctricos y su relación con aquellos países suficientemente interconectados. A diferencia del mercado del gas y del petróleo, donde la oferta mundial se caracteriza por estar en manos de oligopolios, el hecho de que se pueda importar energía eléctrica de otros países cercanos incrementa la competencia de los operadores nacionales, que se ven obligados a presentar propuestas más atractivas. En este punto se hace interesante la capacidad de interconexión con otros sistemas eléctricos que permitan exportar hacia países con precios más altos una mayor cantidad de energía generada de forma renovable e invertir el flujo cuando la variabilidad propia de las ER no gestionables obligue a importar energía de otros países con condiciones atmosféricas diferentes (Carbajo, 2012: 27). De este modo, la integración del mercado está correlacionada con los intercambios eléctricos, las interconexiones y las líneas, lo que conlleva una evolución geopolítica de dependencia de oleoductos y gaseoductos a comunidades en red (Escribano, 2018: 18).

Todo ello unido a las características anteriormente descritas, implica una mayor interacción a nivel local y regional, en detrimento de intercambios con países más alejados de su esfera inmediata, alterando así las relaciones comerciales actuales. La integración de redes eléctricas con los países vecinos propiciará por lo tanto la aparición de nuevas interdependencias energéticas y socios comerciales.

Esto se traduce en que la pérdida de poder de los suministradores tradicionales de combustibles fósiles tiene varias implicaciones (Paltsev, 2016): primero, una mayor redistribución del poder que fortalece la posición del consumidor frente al exportador (Moreno Régil, 2017: 224); segundo, la posición de aquellos que gestionan las infraestructuras estratégicas dado que quien controla la red es quien ostenta el poder; y tercero, que dicha distinción entre consumidor y exportador neto empezará a difuminarse (Scholten y Bosman, en Paltsev, 2016).

Como consecuencia, la transición hace que la geopolítica de los hidrocarburos vaya perdiendo relevancia, lo que sitúa a los países exportadores de gas, carbón y petróleo en una posición delicada. Estos países suelen sufrir del mal holandés, en el que la especialización económica en petróleo y gas dificulta la mitigación del impacto del descenso de los beneficios obtenidos por dichos recursos al no disponer de otros sectores igualmente desarrollados en otros ámbitos comerciales (Scholten, 2018). La falta de diversificación y las inversiones en extracción, explotación y distribución de hidrocarburos corren el riesgo de no ser amortizados con el descenso de demanda de lo que se convierten en activos varados o stranded assets. Este denominado rentismo deja de ser eficaz en el momento en el que los ingresos de las exportaciones no cubren los gastos del Estado, debilitando la economía y provocando inestabilidad política a nivel doméstico. En este sentido los países de Oriente Medio y el Norte de África (MENA), se consideran especialmente expuestos por su alta dependencia de hidrocarburos que revelan Estados frágiles, como ya quedó reflejado tras las Primaveras Árabes de 2011.

En la siguiente Tabla se resumen las principales implicaciones geopolíticas de ambos sistemas regidos en un hipotético mundo 100% renovable y en uno dominado por los hidrocarburos.

Tabla 1. Comparación geopolítica de las ER y de los combustibles fósiles

Fuente: adaptado de Scholten y Bosman, Geopolitics of Renewable Energy (2018: 21)

Este trabajo tiene un enfoque mixto, dado que se lleva a cabo una interpretación cualitativa de algunos datos expresados de forma cuantitativa. Para ello, se ha realizado una recopilación de información procedente de anuarios de energía global (AIE, BP) y nacional (Repsol, APPA, IDAE), estadísticas anuales (REE), trabajos monográficos, así como la Estrategia de Seguridad Nacional Energética de 2015 y la ESN de 2017 y Estadísticas de CORES y Red Eléctrica de España (REE).

Se ha dividido el estudio en varias secciones para los que la información recopilada se acota desde 2015, año de la firma del Acuerdo de París, a 2019, por ser el último año del que se dispone de información completa: 1) los datos relativos al perfil energético: dependencia energética, e interconexiones eléctricas y gasísticas; 2) el desarrollo de ER en generación y potencia instalada, las exportaciones de renovables y el saldo eléctrico; 3) un doble apartado en el que se muestran aquellos países cuyas importaciones de petróleo y gas España han sido superiores al 5% en los últimos 5 años para observar su variación y se contrasta con el grado de inestabilidad política asociado a cada uno de ellos en relación con su dependencia de exportaciones de combustibles fósiles.

A pesar de la existencia de datos sobre la electricidad renovable exportada que se expondrán en el próximo apartado, es necesario señalar que el valor de dichas exportaciones no tiene un 100% renovable, sino que indican la generación de un volumen idéntico de ER al exportado debido a la imposibilidad de distinguir la procedencia de la energía una vez transformada en electricidad y la inviabilidad de construir transmisiones específicas para cada tipo de energía.

Con el propósito de facilitar la comprensión en las variaciones de intercambios, los volúmenes de importaciones y exportaciones se expresan en porcentajes sobre el total del año en cuestión, dado que expresar la variación sobre el volumen nominal de las importaciones induciría a error al no considerarse el aumento o disminución de la demanda total de combustibles de un año a otro.

Perfil energético de España

La singularidad energética española de la que se hace mención en la Estrategia de Seguridad Nacional Energética (2015) tiene varias dimensiones. España es un consumidor neto con una alta dependencia energética, que a pesar de haberse reducido de un máximo histórico de 81’3% en 2008 al 73,4% en 10 años, sigue siendo muy superior a la media europea, que se sitúa en la actualidad en un 54% (PNIEC, 2019: 22). No obstante, dentro de la evidente desventaja que esto supone, la elevada diversificación de su mix energético tanto en fuente como en país origen hace que el sistema sea más resiliente y reduce el riesgo de vulnerabilidad cambios bruscos en el suministro.

Isla energética, tanto en cuanto a interconexiones eléctricas como gasistas

Por otra parte, se trata de una isla energética. El sistema eléctrico español tiene un mallado parcial con el sistema portugués (conformando el denominado sistema eléctrico ibérico MIBEL); con Marruecos, a través del cual se conecta con Argelia y Túnez; y con Francia, que a su vez está unido con el sistema eléctrico centroeuropeo y con el nórdico. Actualmente el mercado español comparte 11 líneas de interconexión eléctrica con Portugal, 8 con Francia y dos con Marruecos que se muestran a continuación en la Figura 1:

Figura 1. Mapa de las interconexiones eléctricas transfronterizas en España

Fuente: DSN (2020)

No obstante, y a pesar de que se encuentre prácticamente integrado con el mercado eléctrico de Portugal (que ya ha alcanzado un 10% de interconexión), esto supone una ratio de interconexión del 2’8% para España con el resto de la UE (REE, 2020), siendo la frontera con Francia, según Entso-e, uno de los puntos de mayor congestión dentro del sistema eléctrico paneuropeo. Las pocas interconexiones eléctricas limitan la integración de España en el mercado único de Energía de la Unión, dificultando su transición, aunque recientemente se han hecho esfuerzos por mitigar esta vulnerabilidad, construyendo una interconexión con Francia en 2015, la primera desde 1982.

En cuanto al gas natural, España consta de seis interconexiones gasistas: en Navarra e Irún con el sistema francés; en Tui y Badajoz con el portugués; y con los países productores en el Norte de África, mediante un gasoducto que une Tarifa con Argelia a través de Marruecos (el gasoducto del Magreb) y otro directo con Almería a través del Medgaz (Energía y Sociedad, 2020). Estas últimas interconexiones, unido a su localización y su capacidad de regasificación, la hacían postularse como un hub energético de gas natural para el resto de Europa al poder recibir GNL tanto del Golfo de Guinea como de América Latina y contar con 7 de las 23 plantas de regasificación de la UE (ESNE 2015). De hecho, en el PNIEC se favorece el uso del GNL “en el caso del sistema gasista, se considera prioritario optimizar el uso de la capacidad de interconexión ya existente para facilitar el acceso a otras fuentes de gas y avanzar hacia la convergencia de precios, antes de acometer nuevas infraestructuras” (PNIEC, 2020: 66).

El reto de la Unión Europea

Ya en el año 2002, el Consejo Europeo estipuló en Barcelona que los Estados Miembros debían alcanzar un nivel de interconexión eléctrica mínima del 10% en la producción instalada para hacer frente al creciente volumen de electricidad renovable. De acuerdo con la Unión de la Energía (2015), la política de la UE persigue inter alia asegurar un mercado interior energético con una mayor interconexión de redes, la descarbonización y la integración de las renovables. En diciembre de 2018 se eleva hasta el 15% la interconexión entre los sistemas de electricidad europeos, así como un aumento del 32% de ER en el consumo total para 2030 de forma vinculante (Parlamento Europeo, 2020). Los nuevos conectores no sólo permitirían ofrecer mejores precios a los consumidores y ayudar a cubrir la demanda eléctrica en mercados nacionales, sino que facilitarían el suministro de electricidad renovable a otros Estados. Por otro lado, la promoción de las interconexiones contribuye a aumentar el consumo de electricidad procedente de ER fomentando a su vez el desarrollo de las ER en los países de la periferia para cumplir con los objetivos de la descarbonización a largo plazo (Comité de Expertos, 2018: 8). En este sentido, la UE ha impulsado el régimen de comercio de derechos de emisión para limitar las emisiones de CO2 mediante sanciones económicas a las empresas que incumplan (Comisión Europea, 2020).

En la cuarta lista de Proyectos de Interés Común (PIC)[5] publicada en noviembre de 2019 hay cuatro interconexiones previstas (tres con Francia y una con Portugal) como parte del Corredor prioritario eléctrico norte-sur (NSI West Electricity):

  • El Proyecto del “Golfo de Vizcaya”, que une el País Vasco con Aquitania (Francia) con una inversión total de 570 millones de euros. Este cable submarino de 370 km de longitud aumentaría la capacidad de intercambio de 2800 a 5000 MW hasta lograr una interconexión del 5% y su puesta en servicio está prevista para el 2026-2027 (REE, 2020).
  • El Proyecto de los Pirineos Centrales, con dos interconexiones a través de Aragón y los Pirineos Atlánticos, y el de Navarra y Landes, suponen de forma conjunta un aumento de la capacidad de interconexión de 8000 MW para 2029-2030.
  • Interconexión entre el Norte de España y Portugal, el que se conecta Galicia con la región portuguesa de Minho, incrementando en 400kV la interconexión de forma convencional aérea con el objeto de lograr una integración completa del mercado ibérico sino además aumentar la penetración de ER aumentando la capacidad de intercambio a un 3,2 GW (Comisión Europea, 2018).

Figura 2. Plan de aumento de interconexiones en España de la cuarta lista de PIC

Fuente: DSN (2020)

En cuanto a las interconexiones eléctricas con el Norte de África, las que comparten España y Marruecos son las únicas completas de la UE a día de hoy, y que permiten el flujo entre Argelia, Túnez, Marruecos y España (Elcano, 2020). En febrero de 2019 se firmó un memorando de entendimiento para construir un tercer cable eléctrico y ponerlo en marcha antes de 2026, que finalmente se activó el pasado mes de junio, si bien Ceuta y Melilla, enclavadas en el continente africano, quedan excluidas de dichos planes de interconexión (Le Matin, 2020).

Desarrollo de Energías Renovables

Tradicionalmente a nivel global se han empleado principalmente combustibles fósiles (carbón y gas natural) y en menor medida energía nuclear para la generación de electricidad. La potencia instalada española es la siguiente:

Tabla 2. Potencia instalada nacional por tipo de energía en MW

Fuente: REE (2020)

Como se puede observar en la Tabla 2, la potencia instalada renovable ha ido aumentando gradualmente hasta superar por vez primera el año pasado a la no renovable. En total ha habido un incremento de 6743 MW renovables, que supone un aumento del 13% respecto al año anterior, superando por vez primera el umbral de la mitad del parque generador eléctrico, el 50,1%. Este incremento se ha debido principalmente a una mayor presencia de la eólica (2254 MW) y la fotovoltaica (4201MW), las fuentes que más y más rápido están creciendo respectivamente, experimentando ésta última un aumento 63% de la nueva potencia, mientras que la respectivas a las no renovables o bien se han paralizado (nuclear, ciclo combinado y residuos no renovables) o bien han ido disminuyendo (carbón, fuel y gas, y cogeneración). A pesar de todo, el ciclo combinado sigue gozando de la mayor capacidad instalada, con 26284 MW.

Tabla 3. Porcentaje de generación renovable y no renovable en España (%)

Fuente: REE (2020)

Sin embargo, en el caso de generación eléctrica, la energía nuclear (21,4%) y el ciclo combinado (21,2%) y en menor medida, la cogeneración (11,4%), constituyen el grueso de la generación no renovable frente a la eólica (20,8%) y la hidráulica (9,5%), muy condicionada por las precipitaciones. Muy por detrás se encuentra la solar, que apenas asciende a un 5,5%, y crece a un ritmo lento. El combustible más empleado para producir electricidad en España en el año 2019 ha sido por tanto el gas natural (tecnologías de cogeneración y ciclo combinado; entre ambas, 33,3%), seguida de la energía nuclear. Lo que se atisba es un desplome total del uso del carbón en la generación de electricidad a nivel nacional.

En cuanto a qué porcentaje de generación renovable se ha destinado a la exportación, obtenemos la información de la siguiente gráfica:

Gráfica 4. Garantías de origen vendidas desde España a la UE 2015-2019 (en GWh)

Fuente: CNMC (2020)

Las exportaciones de electricidad renovable, certificada mediante Garantía de Origen, han sufrido un descenso respecto a 2018, en gran medida por la falta de pluviosidad que ha reducido la generación eléctrica hidráulica. A pesar de ello, se ha experimentado un aumento considerable desde 2017, donde casi se triplicó la cantidad de energía certificada.

Figura 3. País de destino de la exportación de Garantías de origen en GWh (2019)

Fuente: UNEF (2019)

En cuanto a la cantidad de electricidad renovable destinada a la exportación, siendo según la AIE el tercer exportador en ER, lo que supone un 23% de la producción en 2019 (UNEF). De ésta, la inmensa mayoría fue destinada a Noruega en 2019 (25900 GWh), muy por delante de Francia (1200 GWh), Portugal (700 GWh) y Alemania (500GWh).

En la Figura 4 se muestra el intercambio eléctrico peninsular, que ha registrado saldo importador por cuarto año consecutivo:

Figura 4. Saldo eléctrico por fronteras en GWh (2015-2019)

Fuente: elaboración propia a partir de datos de REE (2020)

En 2019 se aprecia una disminución en el saldo neto importador respecto del año 2018. Desde 2015, último año en el que España registró un saldo neto exportador, ha aumentado significativamente la dependencia de las importaciones de Francia y de forma moderada con Portugal, ambos países con los que se produce el grueso del intercambio eléctrico. Francia se mantiene como país de importación neto con 9697 MW. Sin embargo, el año pasado se produjeron dos cambios de tendencia notables: los intercambios con Portugal dieron lugar a un saldo exportador por primera vez en cuatro años (-3399MW), mientras que el de Marruecos fue importador con España por vez primera en su historia con 773 MW.

Importaciones de petróleo

Tabla 5. Porcentaje de importación de crudo respecto del total en países seleccionados (2015-2019)

Fuente. Elaboración propia a partir de datos extraídos de CORES (2020)

Si bien la demanda de petróleo en 2019 se contrae un 2% respecto al año anterior, se ha producido un incremento del 2% respecto de 2015. Como observaciones, Nigeria, México y Arabia Saudí mantienen un crecimiento estable, copando entre el 12% y el 17% de la demanda de petróleo en 2019, aumentando ligeramente sus porcentajes desde 2015. En concreto, Arabia Saudí experimenta una variación desde 2015 más aguda que Nigeria y México. Por otra parte, Libia experimenta un incremento muy llamativo (10%) pasando de un 2,5% a casi un 13% en tan sólo 5 años. En cuanto a los que se ha producido un descenso significativo y paulatino de la demanda de crudo están Angola (un -6%) y Rusia (un -4%) hasta representar apenas un 3% y un 2,5% respectivamente de las exportaciones en el año 2019.

Por áreas geográficas, África (en concreto Libia y Nigeria) se posiciona como el principal continente de importación, con un total del 38% de forma estable durante todos estos años. Asimismo, se observa un aumento de América Latina en general, que aumenta en 10% hasta un 25% y con México como importador estable, todo ello en detrimento de Europa y Oriente Medio, que pasa de un 32% a un 20%, en gran parte debido a la interrupción de importación de Irán en la actualidad, dado que a pesar de haber contribuido a la provisión de crudo durante 3 años volvió a quedarse en 0% tras un brusco descenso en 2019.

Importaciones de gas natural

El gas natural es de las fuentes de combustión la más limpia por emanar la mitad de CO2 que el carbón y un 30% menos que las de petróleo y se postula como la fuente de respaldo ideal en la consecución de la transición energética, en línea con los compromisos alcanzados a nivel internacional.

Tabla 6. Porcentaje de importaciones de gas natural y GNL respecto del total en países seleccionados (2015-2019)

GN: gas natural. GNL: Gas Natural Licuado. N/A: No Aplicable. Fuente: elaboración propia a partir de los datos extraídos del CORES (2020)

Al aumento paulatino de importaciones de gas de un 15% en los últimos 5 años se le suma el hecho de que, por primera vez, el Gas Natural Licuado (57,58%, 240844 GWh) supera al Gas Natural (42,42%, 177463 GWh). Argelia sigue manteniéndose como el principal exportador del total de Gas Natural con un 33,08% en 2019, si bien ha sufrido una caída significativa del 26% del volumen de las importaciones desde 2015, cuando suponía casi el 60% del total importado. Los demás experimentan variaciones más moderadas, con una mayor presencia de América: mientras que Trinidad y Tobago aumenta ligeramente su contribución de GNL Estados Unidos irrumpe en 2017 para suministrar un 11% de la demanda de GN, a la par que Nigeria, que se mantiene estable con un 11,5% y Qatar que se consolida como principal exportador de GNL ligeramente por encima de Nigeria. Por último, en línea con la tendencia de Estados Unidos, cabe mencionar la irrupción de Rusia, que casi triplicó su aportación de 2018 a 2019 (un 8,5% del total de gas importado).

(In)estabilidad de los países exportadores

Es necesario señalar que la capacidad de estos países mencionados anteriormente de hacer frente al futuro declive del mercado de fósiles está unida a su inestabilidad política, relación que se muestra en la Figura 6, siendo aquella de valor positivo más inestable que la de valor negativo:

Figura 6. Relación de países exportadores con inestabilidad política (2018)

El valor de la inestabilidad política ha sido multiplicado por -100 para que se observe más fácilmente la relación con las exportaciones. Elaboración propia a partir de datos del Worldbank 2018 para exportaciones y GlobalEconomy 2018 para inestabilidad política.

En dicha figura podemos observar que las correlaciones entre el porcentaje de combustibles fósiles del total destinados a exportación y la inestabilidad política arrojan resultados dispares. Es evidente que Libia (98%) e Irak (100%), los países más dependientes de hidrocarburos en sus exportaciones presentan una gran inestabilidad política, muy por encima del resto de países, a excepción de Nigeria, donde este porcentaje se sitúa en el 94%. Por lo general, los países de la OPEP de los que España ha importado hidrocarburos recientemente – Angola, Arabia Saudí, Libia, Irak, Nigeria- muestran una mayor inestabilidad que los demás, si bien en las dos primeras esta es menos acusada. Por el contrario, los países cuyo porcentaje de hidrocarburos es menor en las exportaciones tienden a tener mayor estabilidad política en términos relativos (Francia, México, Estados Unidos, Trinidad y Tobago). Destacan como ejemplos atípicos de estabilidad política Noruega y sobre todo Qatar, a pesar de tener un porcentaje importante de exportaciones de fósiles, 62% y 94% respectivamente.

Discusión

La potencia instalada de ER no ha dejado de crecer desde 2015 frente a la paralización o desmantelamiento de la mayoría de las instalaciones de generación de energía convencional, hasta el punto de duplicar la potencia instalada renovable sobre la demanda máxima española.  si bien esto se ha traducido en un modesto crecimiento del porcentaje de generación renovable, donde los sistemas dependientes del gas, en especial los ciclos combinados, y la energía nuclear, siguen copando la generación de energía eléctrica dado que son fuentes de respaldo altamente fiables. Aun así, es necesario señalar el brutal descenso del uso del carbón de 2018 y 2019, en línea con la retirada de los combustibles más contaminantes, y en gran medida por los impuestos a las emisiones de carbón que hacen poco rentable la explotación de este fósil.

Existe una relación correlativa entre el aumento del parque generador renovable eléctrico y el aumento de capacidad de intercambio eléctrico transfronterizo, aunque a la hora de transportar la energía eléctrica sea imposible diferenciar la convencional de la renovable. De las garantías de origen deducimos el poco interés que tienen los países vecinos de la UE en la ER española, muy posiblemente porque ya gozan de energía barata, bien de parque generador renovable propio bastante competitivo (Portugal) o nuclear (Francia).

Si bien el objetivo de un incremento de ER en el mix energético no debe ser apostar por las exportaciones a toda costa, sí se pretende con ellos disminuir en cierto modo las importaciones de otros países a niveles más aceptables. Sin embargo, y a pesar del potencial renovable, España se mantiene como importador neto de energía eléctrica, y esto se debe en gran medida a sus precios elevados en relación con los países adyacentes.

En cuanto a la interconexión eléctrica en el Norte de África, conviene detenerse en el caso de Marruecos. España parece haber superado los recelos que lo percibían como una amenaza al desarrollo de ER autóctonas por la necesidad de integrarlos y la incapacidad de importar al resto de Europa por la escasez de interconexiones (Escribano, 2019:17). La capacidad de generación renovable marroquí crece, aunque a menor ritmo que su demanda, de modo que el último saldo exportador marroquí constituye una anomalía en un país cuyo balance neto ha sido históricamente importador y que obligaba a España a realizar cada vez más exportaciones para atender su creciente demanda. Si bien los datos no son transparentes dado que es prácticamente imposible averiguar la procedencia de dicha energía eléctrica, el cambio de tendencia en el saldo energético con Marruecos en el último año apunta a que ciertas empresas se han valido de la condición de vecino fuera de la UE para importar energía barata procedente de centrales térmicas de carbón recién inauguradas (ABC, 2020). Al no estar sujeto al Sistema de Comercio de Emisiones, esto permite importar energía a un precio mucho menor que de ser generado en España; esta disociación entre la actividad energética y las metas de descarbonización burla la senda marcada por la UE, que, si bien no afecta negativamente a un mayor intercambio eléctrico, es incongruente con el avance hacia un sistema 100% renovable.

Una de las ramificaciones geopolíticas del mayor grado de interconexión con Marruecos es la situación de Ceuta y Melilla. A pesar de las fluidas relaciones económicas y políticas entre ambos países, las históricas reivindicaciones sobre ambas ciudades autónomas hacen que se consideren menos vulnerables si no se hallan conectadas a la red marroquí, lo que por otra parte merma la garantía de suministro (Escribano, 2019b). Esto contrasta con la presunción de que una mayor interconexión eléctrica red minimiza los comportamientos estratégicos, dado que el riesgo de represalias por parte de los demás miembros de la red es mayor que el beneficio, pero no se puede asegurar que el país involucrado no amenace con ello de forma sutil alegando fallos en el sistema de suministro.

En general, los proyectos presentados para el aumento de hasta cuatro interconexiones apuntan claramente hacia una regionalización de los intercambios en el campo eléctrico, aunque esta se produzca de forma lenta.

En cuanto a la preferencia de España en países suministradores de combustibles fósilesA la luz de las variaciones de importaciones por país es difícil afirmar que se haya producido un desplazamiento hacia productores con una mayor estabilidad política desde la Firma del Acuerdo de París. La hipótesis partía de la base de que la inestabilidad política de productores clave desviaría a otros países la demanda de hidrocarburos en previsión de que en un futuro su inestabilidad aumentaría aún más al no percibir ingresos por la venta de crudo y gas.  Sin embargo, de los 12 países productores observados en el estudio, de acuerdo con la Figura 3, tan sólo 4 presentan un índice de estabilidad política aceptable: Francia, Noruega, Estados Unidos y Qatar. A excepción de Arabia Saudí y Nigeria, el resto de miembros de la OPEP presentan mayores índices de inestabilidad, y sin embargo esto no ha reducido la importación procedente de estos países. De hecho, en el caso de Libia, el suministro, si bien se interrumpió en 2011 durante la Primavera Árabe, ha sido el país que más ha crecido en porcentaje de importaciones a pesar de la guerra civil que asola el país.

Por otro lado, algunos de estos países que muestran estabilidad a pesar de su gran dependencia de hidrocarburos se están adelantando a su futuro declive. Ejemplos de ello son Arabia Saudí, que previendo los riesgos de la transición renovable comenzó a diversificar su economía mediante el Plan Vision 2030 al tiempo que introducía ER a nivel doméstico y privatizar sectores como el transporte o sanidad, o la salida a bolsa de Aramco con el objeto de mitigar el impacto. En el caso de Noruega es más que probable que un futuro sus ingresos por la venta de hidrocarburos descienda significativamente; sin embargo, el haber mantenido los ingresos de petróleo separado del consumo doméstico para evitar precisamente el mal holandés.

El caso de Irán es singular, dado que el cese de importaciones se debe a las disputas con Estados Unidos bajo amenaza de sanción económica. Por tanto, no se pueden observar cambios sustanciales como resultado del nivel de inestabilidad política de cada estado, al menos respecto a los exportadores de petróleo.

Quizá sí se pueda afirmar otra tendencia, relativa al GNL. La inversión en proporciones de GN y GNL es un hito histórico dado que por lo general es más barato transportar el hidrocarburo a través de gasoductos ya instalados que mediante buques procedentes de lugares más lejanos. Los patrones de exportación apuntan a una mayor dependencia de América frente a África. La entrada de países como Estados Unidos en las fuentes de suministro a España con gas de esquisto, más barato que el gas argelino y el transporte de GNL es más flexible.

La brusca disminución de importaciones de Argelia también podría atribuirse a la inestabilidad política. La parálisis legislativa tras la retirada de Bouteflika y la imposibilidad de aplacar las protestas por parte del nuevo gobierno. Además de estas incertidumbres geopolíticas recientes, los costes de extracción en el Mediterráneo Oriental son mucho mayores que en Rusia o Estados Unidos (Elcano, 2020).  

Asimismo, el abandono de los proyectos gasísticos con los que se pretendía mejorar la interconexión con Argelia y Francia debilitan a posición de España como hipotético hub energético al limitarse a las interconexiones ya existentes. Por otra parte, la solvente capacidad regasificadora de España presenta la importación de GNL como oportunidad para explotar dicho exceso de capacidad.

En general, el hecho de que España presente el mix diversificado es el mejor mecanismo de mitigación frente a la eventual vulnerabilidad derivada de una mayor inestabilidad política de un exportador concreto.

Conclusiones

Como se afirmaba al inicio de este trabajo, la geopolítica de la transición es más compleja de lo que parece a simple vista, dado que se alternan características propias de un sistema renovable con la tradicional de los hidrocarburos.

A pesar de que la reciente renovación del impulso a las ER en España mediante el aumento significativo de la potencia instalada se haya traducido en un mayor generación eléctrica renovable moderada, los acuerdos asociados para el aumento de capacidad de intercambio mediante la construcción de nuevas interconexiones con Marruecos, Francia y Portugal favorecen la regionalización de la energía. Independientemente de una mayor o menor integración efectiva de las ER en el sistema eléctrico, se está apostando por el aumento de capacidad de interconexiones eléctricas frente a las gasísticas, lo que da a entender que se está cumpliendo el compromiso de virar hacia economías más renovables.   Obstante, esto puede suponer tan sólo una excusa para el fortalecimiento de intercambios, ya que las interconexiones eléctricas son un arma de doble filo al permitir la importación de electricidad barata que no necesariamente procede de energía renovable al recurrirse a otras fuentes de respaldo convencionales (gas, carbón o nuclear).

Respecto a la segunda pregunta, si bien ha habido variaciones en los principales suministradores de combustibles fósiles no ha podido probarse la relación entre una mayor inestabilidad y un menor consumo procedente de estos países, dado que no parece tener efecto todavía sobre las decisiones de España. Prueba de hecho es el aumento de las importaciones con Libia y el mantenimiento de las mismas con el grueso de los países de la OPEP. Más allá del distanciamiento con Argelia reflejado en una menor importación de Gas Natural a través de gaseoducto, en general es difícil observar cambios significativos en los patrones comerciales de España en hidrocarburos causadas por una mayor inestabilidad política en dichos países a corto plazo. La consolidación de Qatar como principal exportador de GNL y la entrada de Estados Unidos marca también la tendencia la que el GNL va adquiriendo mayor importancia en detrimento de Gas Natural obtenido a través de gasoductos.

Si bien la influencia de la transición en la regionalización de la energía eléctrica es más evidente, parece que los cambios respecto a combustibles fósiles tardarán en llegar. Será necesario esperar un tiempo prudencial para poder observar cómo estos compromisos a nivel internacional se materializan en cambios ostensibles en las relaciones interestatales que respondan a una menor importación de hidrocarburos.

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[1] La AIE prevé un ligero aumento de la demanda en los próximos años y que constituya el 60% de la demanda mundial en 2040.

[2] A excepción de la energía hidroeléctrica, que por estar centralizada guarda una mayor semejanza con las energías tradicionales en términos geopolíticos.

[3] Es necesario tener en cuenta que la mayor parte de los usos finales del petróleo se dividen entre el sector transporte y productos petrolíferos, dos sectores que son difíciles de sustituir por energías renovables en la actualidad. Otros usos, como el de calefacción (menos común en España) y el de refrigeración, son suplidos por la electricidad derivada de los ciclos combinados y la cogeneración, donde la fuente primaria más empleada es el gas natural.

[4] Una excepción notable es la energía de concentración solar térmica.

[5] Planes de infraestructuras transfronterizas para unir sistemas energéticos entre Estados Miembros con el objetivo de avanzar en la consecución del mercado interior de la energía y la descarbonización de la economía de acuerdo con los compromisos alcanzados en el Acuerdo de París.


Editado por: Global Strategy. Lugar de edición: Granada (España). ISSN 2695-8937

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María Del Pino García

Graduada en Derecho y Relaciones Internacionales. Actualmente cursa un Máster en Gestión de Crisis y Seguridad por la Universidad de Leiden, Países Bajos

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