SIRIA y LA GUERRA DE LOS DUCTOS – I

Todas las guerras son por riquezas afirmaban los antiguos griegos. Hoy las guerras son por el control de los recursos energéticos. Se presenta un análisis de los condicionantes geo-energéticos que habrían provocado el conflicto armado en Siria y su secuela de destrucción, miseria y caos social.

La Dependencia Europea del Gas Ruso

La Unión Europea es el mayor consumidor global de gas natural, después de los Estados Unidos, y el principal importador mundial. Según datos de la Comisión Europea, extraídos del reporte “Quarterly Reports on European Gas Markets” del cuarto trimestre del año 2017, el consumo anual de la Unión Europea, en el año 2017, alcanzó los 491 billones de metros cúbicos, bcm, algo más 17,34 trillones de pies cúbicos, tcf, verificándose un incrementó del 6% con respecto al año 2016. En el año 2017, el 73,9% del consumo total europeo de gas se importó, principalmente, desde Rusia y Noruega, con un 43% y 34,2%, respectivamente. Por tanto, la Unión Europea se garantiza un significativo volumen de importaciones de gas natural desde zonas geopolíticamente estables. En el año 2017, los gasoductos de África suministraron desde Argelia y Libia el 9,7% del gas importado en la Unión Europea, mientras que el 13,1% restante de las importaciones provinieron de embarcaciones de Gas Natural Licuado, GNL, principalmente de Qatar, Argelia y Nigeria. Las importaciones de GNL desde Qatar han decrecido del 46% al 41%, mientras que desde Argelia y Nigeria se suministró el 20% y 17% del GNL a Europa, respectivamente. Perú y Noruega conjuntamente suministraron el 14% de las importaciones de GNL, 7% cada uno. Estados Unidos y Trinidad y Tobago, se reparten el 8% restante con el 5% y 3%, respectivamente, del GNL consumido en Europa en el año 2017. En la figura 1 se observa el mapa de la infraestructura gasífera en Europa – gasoductos y terminales de reconversión de GNL – y los volúmenes suministrados de gas natural desde diferentes países en billones de metros cúbicos, bcm.

Figura 1: Mapa de la infraestructura gasífera europea y volúmenes de suministro de gas natural en el año 2016 en bcm, Eurogas.

En un futuro cercano se prevén diferentes escenarios de crecimiento de la demanda de gas natural en Europa. Así, al año 2020, la demanda europea de gas natural podría oscilar entre 550 y 650 bcm, figura 2, según un estudio del portal de análisis energético ATKearney. Debido a la reducción de la producción autóctona de gas natural en la Unión Europea – en los campos gasíferos de Gran Bretaña, Holanda, Rumania, Alemania, Italia, Dinamarca y Polonia– se profundizaría el porcentaje de participación y dependencia europea del gas ruso en las importaciones. En el escenario denominado Post-Fukushima, figura 2, se espera un incremento en las importaciones europeas de gas natural, al menos en 50 bcm al año 2020, debido al cierre planificado de centrales nucleares, en diferentes países europeos, que serían parcialmente sustituidas por centrales de ciclo combinado.

Figura 2: Reducción de la producción de crudo convencional y evolución de producción recuperable de nuevos yacimientos descubiertos.

La Lenta Muerte del Gigante Noruego

Es importante indicar que, desde el año 2012, la producción de gas noruego se encuentra en la denominada meseta de producción, un estado previo al inicio de un proceso de paulatina y constante reducción de la producción. Es decir, existe un riesgo latente de incapacidad de satisfacer parte de la creciente demanda de la Unión Europea desde los exhaustos campos de gas noruegos.

Figura 3: Evolución y predicción de la producción de gas natural en Noruega entre los años 1996 y 2025, IAE.

Según la IEA, la producción noruega de gas natural se reducirá desde los 116,7 bcm, en el año 2016, a un valor inferior a los 70 bcm, en el año 2025, figura 3. Por otro lado, las predicciones de producción de gas natural de los países pertenecientes a la Unión Europea tampoco son muy halagüeños. Así, según la IEA, hacia el año 2025, la producción de gas natural de la UE-28 más Noruega será inferior a 150 bcm, figura 4. Mientras que el portal energético ATKearney estima que, en el año 2025, la producción de gas natural en la UE-28 más Noruega apenas superará los 100 bcm, figura 2. Por tanto, en el año 2025, la reducción esperada de la producción de gas, en relación al año 2016, podría oscilar entre 104 y 154 bcm. Se deduce de las previsiones de la producción autóctona de gas, que en un futuro muy cercano, la Unión Europea deberá cubrir con importaciones tanto el aumento de la demanda como la pérdida de producción local. Las importaciones anuales de gas hacia el año 2025 aumentarían al menos entre 200 y 250 bcm, figura 4.

Figura 4: Evolución y predicción de la producción de gas natural en EU-28 + Noruega entre los años 2001 y 2025, IEA.

Gazprom: El Gigante Ruso en Expansión

En el año 2008, Gazprom, la empresa estatal de gas natural más importante del mundo, presentó sus previsiones de producción al año 2030, figura 5. Según la información presentada por Gazprom, en el año 2005, se preveía el inicio de un esperado proceso de reducción de la producción de los gigantescos campos de gas natural de Siberia Occidental. En el año 2005, las supergigantes siberianos – Urengoy, Yamburg y Medvezhye – producían hasta el 90% de la producción total de gas natural de Gazprom. La entrada en producción de los yacimientos gasíferos de Zapolyarnoye y Bovanenkovskoye, en 2001 y 2012, respectivamente, revirtieron la esperada tendencia de reducción de la producción de gas natural ruso. En el año 2004, el campo Zapolyarnoye alcanzó una producción anual de 100 bcm, mientras que el campo Bovanenkovskoye produjo 90 bcm en el año 2014.

Figura 5: Evolución y predicción de la producción de gas natural de Gazprom entre los años 2000 y 2030, Gazprom.

Es importante destacar que, entre 2006 y 2016, la producción de Gazprom se ha reducido de 556 bcm a 420 bcm. Esto indica que la producción real de Gazprom, en el año 2016, no coincide con las proyecciones realizadas en el año 2008, figura 5. Según esas previsiones la producción prevista de Gazprom, en el año 2016, debería haber superado los 570 bcm, una diferencia muy preocupante para garantizar las importaciones de gas ruso a la Unión Europea en un futuro no muy lejano, a pesar de que Gazprom afirma que dispone de una capacidad inutilizada de 155 bcm. Es necesario indicar que, en el mercado interno de la Federación Rusa, la reducción de la producción de Gazprom fue reemplazada por otras empresas rusas productoras de gas natural como Novatek, Rosneft y VIOCs. Exceptuando el año 2009, la producción anual de gas natural en la Federación Rusa siempre superó los 600 bcm, figura 6. En el año 2016, la producción total de gas natural fue de 628 bcm – 11% de la producción mundial total – y el consumo interno alcanzó los 423 bcm, figura 6. La Federación Rusa dispuso de una capacidad de exportación de gas equivalente a 205 bcm. En este sentido, se prevé que el gas ruso calentará los fríos inviernos europeos durante algunas décadas.

Figura 6: Evolución y predicción de la producción de gas natural en la Federación Rusa entre los años 1990 y 2016, EnerData.

A pesar del temporal estancamiento de la producción de Gazprom, el suministro de gas ruso es un factor importante en la estabilidad energética europea. La Federación Rusa posee una de las mayores reservas mundiales de gas. Según información de Gazprom, a 31 de diciembre de 2016, las reservas probadas superan los 36,4 trillones de metros cúbicos, tcm, 17% de las reservas mundiales. El gobierno ruso está dispuesto a preservar su posición preponderante en el suministro de gas a Europa con la construcción de nuevos gasoductos, que responden a situaciones geopolíticas imprevistas – los problemas del transito del gas ruso a través de Ucrania. Así, en el año 2012, entró en funcionamiento el gasoducto Nord Stream I, con una capacidad de 55 bcm, figura 1. Al finalizar la construcción del gasoducto Nord Stream II en el último trimestre del año 2019, Gazprom dispondrá de una capacidad de transporte total de 110 bcm por el mar Báltico. Asimismo, la construcción del gasoducto Turkish Stream, iniciado en 2017, con dos tramos paralelos, cada uno con capacidad de transportar 15,75 bcm, reforzará el suministro existente de gas a Turquía por el existente gasoducto Blue Stream de 16 bcm/año. Un tramo del Turkish Stream suministrará gas a Turquía mientras que el segundo tramo a los Balcanes. Así, el gas ruso bordeará a la inestable Ucrania en su camino a Europa por el norte y sur.

Los Condicionantes Geo-Energéticos del Gas de Oriente Próximo

En el Oriente Próximo existen tres zonas geográficas con importantes reservas de gas natural: el Mar Caspio, el Golfo Pérsico y el Este del Mar Mediterráneo, figura 7. Europa, a través de Turquía, se podría conectar a los campos gasíferos del mar Caspio y del golfo Pérsico. Actualmente, los gasoductos Iran-Turkey y South Caucasus, en funcionamiento desde el 1996 y 2006, y con una capacidad anual de transporte equivalente a 14 bcm y 8 bcm, respectivamente, son incluso insuficientes en volumen de gas natural para satisfacer la creciente demanda de Turquía.

Figura 7: Mapa de los principales yacimientos de petróleo y gas natural en el mar Caspio y en el golfo Pérsico, USGS.

Figura 8: Southern Gas Corridor: Suministro de gas natural desde el mar Caspio a Europa, Rethink Institute Washington DC.

En el año 2014, se inició la construcción del gasoducto South Caucasus Expansion, SCPX, un gasoducto paralelo al South Caucasus, actualmente en funcionamiento, que conecta Azerbaiyán y Turquía e incrementará en 16 bcm adicionales la capacidad actual de transporte, 6 bcm serán para el consumo de Turquía y 10 bcm para Europa. El gasoducto SCPX forma parte del denominado Southern Gas Corridor, que incluye al Trans Anatolian Pipeline, TANAP, que atravesará Turquía; y al Trans Adriatic Pipeline, TAP, que transmitirá el gas natural desde Turquía hasta Grecia, Albania e Italia. Se espera que el año 2020, el gas natural del mar del Caspio cruce el mar Adriático, figura 8.

Figura 9: Mapa de campos de hidrocarburos y principales gasoductos de los países ribereños del mar Caspio, EIA.

Asimismo, el Southern Gas Corridor podría incluir al Trans Caspian Gas Pipeline, TCG, figura 8, con una capacidad proyectada de 30 bcm, que conectaría Europa, a través de Turquía y Azerbaiyán, a las inmensas reservas de gas natural del gigantesco campo de Galkynysh, en el sur de Turkmenistán, con unas reservas probadas de 13,1 tcm, el 7% del total mundial y el 76% del total de las reservas de gas natural de los países adyacentes al Mar Caspio, 17.5 tcm, figura 9. Debido a problemas limítrofes con Irán y a la oposición del gobierno ruso, debido a intereses geo-energéticos y pretensiones medioambientales, la construcción del Trans Caspian Pipeline está paralizado.

Ante la oposición rusa e iraní, el gobierno de Turkmenistán se ha visto obligado a redireccionar sus exportaciones de gas hacia el inmenso mercado energético chino. En el año 2009, se inauguró el primer tramo del gasoducto Central Asia China, con capacidad de transportar 30 bcm. Al finalizar la construcción de los cuatro tramos paralelos previstos del gasoducto, se podrá exportar hasta 80 bcm anuales. En el año 2016, la producción de gas de Turkmenistán fue de 66,8 bcm, de los cuales 29,4 bcm y 6,7 bcm se exportaron a China e Irán, respectivamente; mientras que 29,5 bcm se destinaron al consumo local turkmeno.

Por otro lado, el año 2015 se inició la construcción del gasoducto Turkmenistán-Afghanistán-Pakistán-India, TAPI, con una capacidad de 33 bcm y que entrará en funcionamiento el año 2019, y permitirá a Turkmenistán exportar hasta 28 bcm al año de gas natural a Pakistán e India, figura 10. En resumen, parece poco probable que la Unión Europea pueda acceder al gas de Turkmenistán mientras Irán y Rusia se opongan a la construcción del gasoducto Trans Caspiano. La carta energética turkmena ahora está en manos de China e India, los dos países más poblados del mundo y con economías en expansión desde hace varias décadas, que difícilmente se dejarán quitar un recurso energético tan vital e imprescindible para su crecimiento económico.

Figura 10: Mapa de los principales ductos de exportación de gas natural desde Turkmenistán a China e India, The Oil Drum.

En relación al golfo Pérsico, el análisis se centrará en los dos países con las mayores reservas probadas de gas natural en el mundo después de Rusia: Irán y Qatar, con 33,5 tcm y 24,3 tcm, respectivamente. En el año 2016, Irán fue el tercer productor mundial de gas, después de Estados Unidos y Rusia, con 202,4 bcm. Sin embargo, es también uno de los mayores consumidores de gas natural del mundo con 200,8 bcm, por tanto, su capacidad actual de exportación es insignificante. La estrategia nuclear iraní pretende sustituir el uso de gas y petróleo en el sistema de generación eléctrica, casi el 92% total, y evitar convertirse, en unas décadas, en un importador neto de hidrocarburos, debido al elevado consumo interno de recursos fósiles. Por otro lado, Qatar es el campeón mundial de exportación de gas natural licuado, GNL. En el año 2016, Qatar exportó, en GNL, 104,4 bcm de los 181,2 bcm que produjo. Qatar suministra el 30% del consumo mundial de GNL, exportando, principalmente, a países de la Unión Europea, Medio y Lejano Oriente. Irán como país de transito hacia Pakistán, India y China impedirá el acceso directo del gas qatarí a tan suculento y lucrativo mercado energético, más aún cuando dispone de reservas probadas suficientes para satisfacer la demanda de los dos gigantes económicos asiáticos por decenas de años. Se libra, en este sentido, una encarnizada lucha geo-energética entre dos potencias emergentes regionales, Irán y Qatar, por la hegemonía de los mercados más importantes de gas natural. Europa es uno de los más apetecibles mercados mundiales de gas natural y ni iraníes ni qataríes están dispuestos a ceder posiciones en sus planes de exportación energética a la solvente e insaciable Unión Europea.

Tanto Irán como Qatar disponen de una gran capacidad de incrementar su producción y exportación de gas natural en las próximas décadas. Ambos países comparten el mayor reservorio de gas natural del mundo en el golfo Pérsico, el yacimiento North Dome/South Pars, figura 11, con casi el 20% de las reservas mundiales de gas. La parte correspondiente a Irán se denomina South Pars, mientras que la perteneciente a Qatar se denomina North Dome. El yacimiento North Dome fue descubierto en el año 1971 e inició la fase de producción en el año 1991, posee un volumen de gas recuperable equivalente a 900 tcf, unos 25,5 tcm. El yacimiento South Pars fue descubierto en 1990 y empezó a producir gas natural en el año 2001, dispone de 360 tcf de gas recuperable, equivalente a 10,2 tcm. El inmenso yacimiento compartido entre Irán y Qatar posee suficientes reservas para suministrar la demanda actual de gas natural de Europa por más de 75 años. Sin embargo, actualmente, las inmensas reservas de gas natural del mega yacimiento North Dome/South Pars no tienen acceso directo a la red de gasoductos europeos, cuyo punto más cercano es el Southern Gas Corridor en Turquía. Tal como se indicó, anteriormente, Irán dispone de una conexión de gas con Turquía, con una capacidad de transporte muy limitada, mientras que el gas de Qatar deberá atravesar Arabia Saudí, Jordania y Siria para conectarse a los gasoductos turcos, países no precisamente aliados incondicionales de Qatar. Las rivalidades, tensiones y conflictos latentes entre los países de Oriente Próximo, así como los intereses geo-energéticos iraníes y rusos, imposibilitan la construcción de una autopista de gas natural desde el yacimiento North Dome/South Pars hacia la opulenta Europa.

Figura 11: Mapa de los principales gasoductos y oleoductos del golfo Pérsico, NIOC.

Por otro lado, el Este del Mar Mediterráneo se ha convertido en la última frontera de importantes descubrimientos gasíferos. De acuerdo a evaluaciones preliminares de la US Geological Survey, USGS, en la cuenca del río Nilo, perteneciente exclusivamente a Egipto, y en la cuenca del Levante, dividido entre Israel, Libano, Siria y Chipre, figura 12, las reservas existentes de gas son equivalentes a 223 tcf y 122,4 tcf, respectivamente. Las reservas estimadas en el Mediterráneo Este son comparativamente inferiores a las reservas recuperables del golfo Pérsico, pero se encuentran a menor distancia del Southern Gas Corridor. En el año 2009, el descubrimiento del yacimiento Tamar, en Israel, abrió un nuevo horizonte de exploraciones de gas natural en el Mediterráneo Este, figura 13. En el año 2013, las autoridades israelíes certificaron que las reservas estimadas del yacimiento Tamar son de unos 10 tcf, 280 bcm. En el 2010, Israel realiza un nuevo descubrimiento de gas natural, el yacimiento Leviatán, y estima las reservas recuperables en 22 tcf, 620 bcm. En diciembre del año 2011, Chipre descubre el yacimiento Afrodita con 4,2 tcf, 130 bcm. En Agosto del año 2015, la compañía italiana ENI realiza, en la zona económica exclusiva egipcia, el mayor descubrimiento de gas natural en el Mediterráneo Este: el yacimiento Zhor con 30 tcf, 850 bcm.

Figura 12: Cuencas geográficas de evaluación de recursos gasíferos en el Mediterráneo Este, USGS.

Figura 13: Lotes de exploración y explotación gasífera e infraestructura hidrocarburífera en el Mediterráneo Este, EIA.

El yacimiento Tamar inició su producción en el año 2013. En la actualidad, Tamar es el único campo gasífero en explotación de Israel. En el año 2016, la producción israelí fue de 9,4 bcm, satisfaciendo el 97% de la demanda interna, que se dedica casi en exclusividad a la generación eléctrica en centrales de ciclo combinado. El 3% restante se obtiene de pequeñas importaciones de GNL, incluso se exporta a Jordania 0,15 bcm. Leviatan, el mayor yacimiento descubierto en Israel, iniciará su fase de producción el año 2020, con 4.8 bcm /anual. En el año 2030 alcanzará su máxima producción de diseño 7,3 bcm/anual. La producción del yacimiento Leviatan se destinará al mercado interno así como a la exportación de gas a Egipto, Jordania y Turquía.

En relación al gas natural, la situación de Egipto es algo más compleja. En el año 2005, en Egipto, se inició la exportación de gas natural desde dos instalaciones de licuefacción, Idku y Damietta, con una capacidad de 19 bcm/anual. Previamente, en el año 2003, se construyó el primer tramo del gasoducto árabe, que conectaba Egipto a Jordania. En el año 2008, se finalizó la construcción del tramo que, atravesando Jordania conectaba el gasoducto árabe, Arab Gas Pipeline, hasta las ciudades siria de Damasco y Homs; y hasta Trípoli en Libano, figura 14. La capacidad de transporte del gasoducto es de 10,3 bcm. En una última fase del gasoducto, se preveía un ramal de conexión a Turquía de 4 bcm. El gas egipcio podría llegar al sur de Europa por Turquía. Por otro lado, el gobierno egipcio negoció un ramal submarino del gasoducto árabe hasta a la ciudad israelí Ashkelon, figura 14. El ramal, con una capacidad de 9 bcm, entró en funcionamiento el año 2008, tenía la intención de suministrar gas a las centrales de ciclo combinado de Israel. En el año 2012, los constantes sabotajes al gasoducto árabe obligaron a paralizar la exportación de gas de Egipto a Israel y Jordania. El año 2015, el gasoducto árabe se convirtió en un elefante blanco, no obstante, podría permitir conectar las inmensas reservas de gas del campo qatarí de North Dome a Turquía.

Figura 14: Infraestructura de licuefacción de gas natural y gasoductos existentes y propuestos en el Mediterráneo Este, ENI.

En el año 2014, en Egipto, el crecimiento del consumo interno y la reducción de la producción local obligó a paralizar el funcionamiento de las instalaciones de licuefacción de gas y alquilar dos unidades flotantes de almacenamiento y regasificación. El año 2015, Egipto se convirtió en un importador neto de gas natural. En el año 2016, la diferencia entre producción y consumo de gas generó un déficit de casi 20 bcm. La entrada en explotación del importante yacimiento Al Nooros, descubierto el año 2015, permitirá revertir la tendencia de reducción de la producción local de gas natural. A finales del 2017, la compañía italiana ENI informó que en el campo Al Nooros se había alcanzado la producción de 1,1 billón de pies cúbicos al día, es decir, en el año 2018 podría producir más de 11,4 bcm. Por otro lado, a finales de diciembre del año 2017, se inició la fase de producción del yacimiento Zhor, en una primera etapa producirá 350 millones de pies cúbicos diarios, pero se espera que a mediados del 2018 alcance una producción de 1,2 billones de pies cúbicos diarios y, a finales del 2019, 2,7 billones de pies cúbicos. A diciembre del año 2019, la producción egipcia de gas natural se podría incrementar en casi 40 bcm, en relación al año 2016. Por tanto, Egipto tendrá otra vez capacidad de exportar gas desde sus instalaciones de licuefacción y por el gasoducto árabe.

Asimismo, la infraestructura exportadora de GNL existente en Egipto puede ser la llave para la exportación de gas natural desde los yacimientos chipriotas e israelíes. La cercanía de los yacimientos Zohr, Afrodita y Leviatan permitiría realizar una explotación coordinada de los campos gasíferos y aprovechar economías de escala, que garanticen la competitividad regional de las exportaciones de GNL del Mediterráneo Este al apetecible mercado europeo. Egipto, Israel y Chipre podrían exportar los excedentes de gas natural no utilizados en la demanda local desde las plantas de licuefacción egipcias, Idku y Damietta. Las reservas probadas de gas natural en Israel pueden satisfacer la demanda local actual durante 100 años, mientras que Egipto sólo podría satisfacer la demanda interna actual durante 15 años, con las reservas probadas existentes. Sólo el descubrimiento de nuevos yacimientos de gas natural, en la cuenca del delta del río Nilo, garantizaría a Egipto un horizonte de exportación de algunas décadas. La situación actual es muy incierta para la inversión y construcción de nueva estructura de transporte de gas natural en Egipto. Por otro lado, Israel tiene serios planes de incrementar la demanda interna, que alcanzaría los 20,5 bcm al año 2025, circunstancia que reduciría su capacidad de exportar significativos volúmenes de gas natural, puesto que un importante porcentaje de la producción se destinará al consumo interno, e incluso no se debe descartar la posibilidad que Israel se convierta un importador neto de gas natural desde el año 2025. En cualquier caso, las exportaciones de gas natural desde el Mediterráneo Este son muy limitadas, considerando las comparativamente reducidas reservas recuperables existentes. La Unión Europea necesitará importar, en las próximas décadas, entre 200 y 250 bcm anuales adicionales de gas natural, para cubrir el descenso de la producción local y el incremento de la demanda prevista. La suma de las reservas recuperables de gas natural de los descubrimientos realizados en el Mediterráneo Este no superan los 2000 bcm. Por tanto, es muy previsible que las exportaciones de gas natural desde el Mediterráneo Este a Europa sean extremadamente modestos. Se podría afirmar con seguridad que toda la producción de gas natural del yacimiento Afrodita, en Chipre, sería totalmente exportable, previamente transformada a GNL en las instalaciones existentes en Egipto. No obstante, los 140 bcm en reservas probadas existentes son equivalentes al incremento de la demanda europea de gas esperada al año 2025.