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Gonzalo Escribano Francés 
El Mediterráneo es un espacio de recursos y corredores clave para el sistema energético internacional, europeo y español. Una visión amplia de la región que incluyera el mar Caspio y el golfo Pérsico situaría la zona en el eje geopolítico mundial de la energía.
Además de ser importantes exportadores de hidrocarburos y ricos en recursos renovables, los países del Mediterráneo albergan corredores vitales procedentes del norte de África, golfo Pérsico, Rusia y Asia Central, así como mercados en fuerte crecimiento. La ola de cambio que recorre el mundo árabe altera los equilibrios geopolíticos de la energía y constituye un nexo adicional entre la ribera sur del Mediterráneo y sus vecinos del Golfo.
La energía es neutra ante la situación, en el sentido de que tanto los procesos de transición como los de resistencia al cambio intentarán utilizar los recursos energéticos para contribuir a la viabilidad económica de dicha transición, los primeros, o para prevenirla, los segundos. En la región hay un poco de todo, pero buena parte de su futuro depende del éxito de unos y otros en la gestión de esos recursos.
Este artículo analiza el sistema que conforman dichos recursos de petróleo, gas natural y energías renovables, los corredores que los transportan y sus conexiones con el escenario geopolítico mundial. El análisis incluye algunas referencias al impacto de la primavera árabe, como el posible cambio de preferencias de Arabia Saudí, la aparición del petróleo rebelde libio, la influencia sobre las estrategias egipcias y argelinas acerca del gas natural, o el despliegue de las energías renovables en Marruecos, entre otros aspectos que se entrelazan en un nuevo escenario energético regional.
Petróleo El Mediterráneo es percibido ante todo como un espacio de producción y transporte de energías fósiles. Aunque cuenta con recursos solares y eólicos importantes, su relevancia estratégica radica en sus reservas de hidrocarburos. La ribera sur representa alrededor del cinco o seis por cien de las reservas, la producción y las exportaciones mundiales de crudo. Los principales actores son Argelia, con el 0,9 por cien de las reservas, el dos por cien de la producción y el 2,8 por cien de las exportaciones mundiales de petróleo, y Libia, con más del 3,3 por cien de las reservas, el dos por cien de la producción y el 2,6 por cien de las exportaciones.2 La producción conjunta de petróleo de Egipto, Túnez y Siria representa el 1,5 por cien de la mundial, pero se destina al consumo interno y solo Siria exporta en torno al 0,2 por cien de las exportaciones mundiales.
Sin embargo, la influencia del norte de África en el mercado del petróleo es muy superior a la que indican esos porcentajes. Ante la pérdida del uno por cien de la producción mundial por la paralización de la producción libia, los mercados reaccionaron con un aumento de los precios cercano al 30 por cien. Esta reacción aparentemente desproporcionada refleja sobre todo el aumento del riesgo geopolítico: la primavera árabe afectaba por primera vez a un exportador estratégico de crudo. Se mostraba así la fragilidad de unos regímenes petroleros que parecían inmunes a la ola de cambio que recorre la región. Además, las reservas libias son las mayores de África, muy por delante de las de Nigeria y el triple de las de Argelia y, al igual que ocurre con el gas, es previsible que aumenten si se diese un contexto propicio para la inversión.
Desde una perspectiva técnica, la importancia geoeconómica del petróleo libio (y argelino) reside en tres elementos. Primero, su cercanía a los mercados europeos, que reduce los costes y facilita la logística (el transporte desde el Golfo supone diez o 12 días más de navegación y atravesar el canal de Suez). Segundo, las refinerías europeas están adaptadas a los crudos ligeros y dulces norteafricanos que facilitan el cumplimiento de la normativa comunitaria sobre contenido en sulfuro, y aunque los diferentes crudos pueden ser más o menos sustituibles, distan de ser perfectamente sustitutivos. Tercero, a raíz de las revueltas, varias compañías petroleras europeas tuvieron que evacuar a su personal y paralizar las operaciones, con el consiguiente impacto logístico y económico. El crudo libio representó el 12,5 por cien de las importaciones españolas en el último año, porcentaje similar al de Arabia Saudí.
El caso libio ha planteado además el problema del petróleo rebelde. Ante la negativa de la comunidad internacional a facilitar financiación a los rebeldes, el Consejo Nacional de la Transición (CNT), que los representa, quiere exportar el crudo que la Arab Gulf Oil Company (Agoco), empresa subsidiaria de la compañía nacional libia de petróleo, con sede en Bengasi, produce en el este del país, especialmente en el campo de Sarir, el mayor de Libia. Agoco generaba unos 400.000 barriles/día, pero su producción se hundió tras la salida de las compañías extranjeras, los ataques de las fuerzas de Muammar el Gaddafi y la saturación de su capacidad de almacenamiento ante la imposibilidad de exportar.
Otro de los problemas del petróleo rebelde estriba en las dificultades legales: el petróleo libio está sometido a embargo y pertenece a la compañía nacional, que podría denunciar los contratos.
En el momento de escribir estas líneas, Qatar, Francia e Italia habían reconocido formalmente al CNT, y España, Dinamarca y Holanda lo habían hecho de facto. Desde finales de abril, la Oficina de Control de Activos Extranjeros del Tesoro estadounidense permite las transacciones de crudo libio comercializadas por Qatar Petroleum o por el grupo Vitol, una de las mayores compañias del mercado. Además de su impacto directo sobre las transacciones estadounidenses, esta decisión busca clarificar la propiedad del petróleo libio y el efecto de las sanciones. El resultado influirá de manera determinante en la correlación interna de fuerzas del conflicto.
El embargo también plantea dificultades para los pagos contractuales corrientes de las empresas extranjeras a la compañía nacional libia, que se están resolviendo mediante depósitos en custodia. Además, queda pendiente el uso de los fondos del régimen libio bloqueados en bancos extranjeros, incluyendo los pagos de Repsol en el intervenido Aresbank. Los rebeldes solicitaron que se les entregasen esos fondos, al menos una parte de los mismos; o que, en su defecto, se pudieran utilizar como aval para acceder a financiación exterior. A principios de mayo, los aliados decidieron crear un fondo bajo supervisión del Comité de Sanciones de las Naciones Unidas para canalizar recursos financieros a los rebeldes con los activos congelados al régimen libio, que calificó al acto de piratería.
La interrupción de los suministros libios fue apaciguada por el compromiso de Arabia Saudí de poner más crudo en el mercado, promesa que no ha cumplido. El ajuste del mercado se produjo redireccionando crudo ligero de África Occidental hacia Europa, en detrimento de los mercados asiáticos, que han recibido los crudos pesados. En las semanas siguientes, los combustibles alcanzaron precios récord en varios países europeos. Además de las perturbaciones logísticas y el mayor coste que entrañan suministros más lejanos, la importancia adquirida por los crudos africanos introduce nuevas incertidumbres sobre eventuales tensiones en la producción nigeriana, dada la cercanía de elecciones. Pese a ello, el grueso de la incertidumbre se concentra en el golfo Pérsico.
Esta interrelación de los mercados petroleros aconseja considerar un Mediterráneo ampliado a Oriente Próximo y el norte de África, siquiera porque la incertidumbre geopolítica obedece a una causa compartida: la falta de legitimidad política de los regímenes de la región, que alberga más del 60 por cien de las reservas probadas de petróleo, el 36 por cien de la producción y cerca del 50 por cien de las exportaciones mundiales. Los países árabes afectados directamente por la ola de cambio aportan porcentajes reducidos a la producción mundial, aunque en conjunto representan casi un cuatro por cien de la misma (Egipto, 0,9 por cien; Yemen, 0,4 por cien; Siria, 0,4 por cien; Libia, dos por cien; Túnez, 0,1 por cien; Bahréin apenas produce petróleo).
El riesgo que anticipan los mercados es que la ola de cambio alcance a los grandes productores del Golfo, en especial a Arabia Saudí, segundo productor mundial (12 por cien de la producción), solo por detrás de Rusia (13 por cien), y poseedor del 20 por cien de las reservas mundiales. Sobre todo porque es el único productor con capacidad ociosa suficiente para, en cuestión de días, colocar en el mercado en torno a un millón de barriles diarios (mbd), equivalente a la producción perdida de Libia, además de los más de nueve mbd que produce en la actualidad. En semanas, Arabia Saudí podría producir entre tres y cuatro mbd adicionales, cantidad similar a la producción de Irán.
Si bien esos cálculos pueden ser optimistas y susceptibles de matización por las distintas calidades de crudo, su relevancia es escasa, pues el país no parece dispuesto a aumentar su producción, que de hecho bajó en marzo. Aunque en principio no está interesado en perjudicar la recuperación económica internacional, en riesgo si el precio se sitúa por encima de los 80 dólares por barril, puede preferir precios más altos del crudo para calmar el malestar interno y frenar el contagio de sus vecinos. El rey Abdulá acaba de prometer un paquete de gasto público de 130.000 millones de dólares, con lo que el precio del barril de petróleo que asegure la estabilidad presupuestaria del reino puede acercarse al listón psicológico de los 100 dólares. El barril de Brent, referencia en Europa, pasó de 90 dólares en diciembre de 2010 a casi 130 a principios de abril, para caer abruptamente a principios de mayo hasta los 110 dólares por los temores sobre la debilidad de la recuperación y del euro, entre rumores acerca del uso futuro de las reservas estratégicas para aliviar las tensiones de precios y conjeturas sobre la posible destrucción de demanda que éstas supondrían. Pese a este descenso (acompañado por un reposicionamiento de los mercados hacia el gas), los precios del crudo seguían en mayo un 20 por cien por encima de hace un año.
Los restantes productores regionales simplemente no pueden actuar como productores flexibles (swing producers) del mercado. La producción iraní sigue por debajo del pico alcanzado antes de la revolución de 1979 (apenas cuatro mbd por los más de seis mbd previos). Irak sigue estancado en los 2,5 mbd, por debajo de la producción alcanzada antes de la primera guerra del Golfo y lejos del objetivo de los cuatro mbd del Departamento de Energía de Estados Unidos tras la invasión del país. El resultado es que el conjunto de la OPEP no solo no ha cubierto la producción perdida libia, dejando en el mercado un agujero de un mbd, sino que, según Argus Media, consultora especializada en el sector energético, su propia producción cayó en unos 160.000 barriles/día entre febrero y marzo de 2011. El descenso en la producción de Arabia Saudí se estima en unos 100.000 barriles/día, lo que contrasta con su compromiso de abastecer el mercado.
El Mediterráneo alberga también países clave en el tránsito de crudo, como Turquía o Egipto, y al menos tres choke points estratégicos: el canal de Suez, que supone una fuente de ingresos fundamental para Egipto, los estrechos turcos y Gibraltar. En paralelo al Canal discurre el oleoducto Sumed, que supone una alternativa al Canal para el crudo del golfo Pérsico. El BTC (Bakú-Tiflis-Ceyhan) transporta el crudo del Caspio hasta Ceyhan, en la costa mediterránea turca, desde donde se dirige a los mercados europeo y americano o hacia Asia por Suez. El oleoducto Kirkuk-Ceyhan transporta el crudo del norte de Irak a la terminal turca, pero ha sido objeto de numerosos sabotajes y está en proyecto un nuevo recorrido más seguro. Hay otros oleoductos en proyecto, como el nuevo Kirkuk-Banias para exportar crudo iraquí al puerto sirio, o el Samsun-Ceyhan que atraviesa Anatolia para salvar los estrechos turcos.
La región también alberga los oleoductos Trans-israel (Tipline) y Trans-árabe (Tapline), cuyas vicisitudes ilustran la complejidad geopolítica de la región. El Tipline se construyó en tiempos del sah para transportar el petróleo iraní a Europa salvando el canal de Suez, y atraviesa Israel desde el puerto de Eilat en el mar Rojo hasta el de Ashkelon en el Mediterráneo. Con la revolución iraní, el oleoducto cayó en desuso, y en 2003 se modificó para transportar el crudo ruso y azerí en sentido inverso, convirtiéndose en un corredor hacia los mercados asiáticos. La construcción del Tapline se inició en 1947 para exportar el petróleo de Arabia Saudí a través de Jordania hasta Haifa, entonces bajo mandato británico de Palestina. La creación del Estado de Israel impuso una ruta alternativa que concluía en el puerto libanés de Sidón. Desde 1976, el Tapline solo funcionaba hasta Jordania, pero incluso ese tramo cayó en desuso cuando Arabia Saudí lo abandonó en represalia por el apoyo jordano a Irak en la primera guerra del Golfo.
Gas natural El papel de la región en el mercado del gas natural es igualmente estratégico. Oriente Próximo y el norte de África suponen el 45 por cien de las reservas mundiales probadas de gas y alrededor del 20 por cien de la producción. La participación de la ribera sur del Mediterráneo en el mercado gasístico es mayor que en el de crudo: Argelia representaba en 2009 el 2,7 por cien de la producción mundial de gas natural y el 6,2 por cien de las exportaciones mundiales; Egipto el 2,1 por cien y el 2,3 por cien, y Libia, el 0,5 por cien y el 1,1 por cien, respectivamente. Siria suponía el 0,2 por cien de la producción mundial pero es un importador neto, y Bahréin apenas el 0,4 por cien.
El Mediterráneo cuenta con dos productores clave: Argelia y Egipto. Egipto es proveedor estratégico para Europa y, sobre todo, para España. Sus principales clientes son EE UU y España (cada uno importó en 2009 unos 4.000 millones de metros cúbicos �cuatro bcm�), seguidos a gran distancia de otros mercados regionales (Jordania, Israel, Siria), europeos (Francia, Reino Unido) y, en mucha menor medida, asiáticos. Egipto representó en el último año cerca del ocho por cien de las importaciones españolas de gas natural, y es el tercer proveedor regional tras Argelia y Qatar. El rápido desarrollo del gas en Egipto ha compensado el declive de su producción de petróleo (del que es importador neto), pero la exportación se ve limitada por el fuerte aumento de la demanda interna y la pobreza energética que afecta a parte de la población.
Durante la última década, el gobierno egipcio ha aplicado al gas la denominada política de los tres tercios: un tercio para cubrir las necesidades domésticas, otro para la exportación, y el último preservarlo para las generaciones futuras. Con ese fin, ha intentado atraer inversiones extranjeras para modernizar y desarrollar todos los segmentos del sector gasista, desde la producción y exploración hasta la comercialización y distribución, y las empresas europeas se han mostrado activas al respecto. No obstante, ya antes del derrocamiento de Hosni Mubarak existían presiones populares contra el aumento de las exportaciones de gas para redirigir la producción al mercado doméstico.
Las presiones han sido más intensas sobre las exportaciones de gas egipcio a Israel, tanto que incluso han sido llevadas a los tribunales egipcios. En el pasado, el gasoducto que lo transportaba fue objeto de sabotajes atribuidos a las tribus beduinas de la península del Sinaí, donde los enfrentamientos con las fuerzas de seguridad egipcias son frecuentes. En febrero, una explosión en una sección del gasoducto cortó durante casi un mes las exportaciones a Israel y Jordania, dependientes del gas egipcio en un 45 por cien y un 80 por cien, respectivamente. La terminal de Al-Sabil, cercana a la frontera con Israel, fue atacada a finales de abril por segunda vez, forzando de nuevo el cierre del gasoducto y la interrupción del suministro. Uno de los aspectos que más quejas genera es que los precios estipulados en los contratos se consideran demasiado bajos, sobre todo para Israel.
En los últimos años se ha frenado la firma de nuevos contratos con compañías extranjeras, retrasando los planes para desarrollar las infraestructuras de exportación y exploración, especialmente en zonas offshore, más prometedoras pero donde las inversiones requeridas son mayores. En abril, el nuevo gobierno ordenó una revisión de los precios negociados en los contratos. En todo caso, la conjunción de las demandas de atención a las necesidades domésticas con las relacionadas con los subsidios al consumo reduce a corto plazo el espacio de la política energética egipcia. Pese a ello, las exportaciones de gas siguen siendo una de las mejores opciones del país para su desarrollo y para ayudar a financiar su transición política.
Pero el principal actor mediterráneo en el mercado del gas es Argelia, tercer proveedor de gas a Europa, tras Rusia y Noruega, aunque para España e Italia sea el primer suministrador. En 2009, las importaciones españolas de gas argelino alcanzaron los 12 bcm, el 34 por cien del gas natural importado por España y el 23 por cien del exportado por Argelia. Unos siete bcm fueron transportados por el gasoducto Magreb-Europa y los restantes cinco bcm como gas natural licuado (GNL). España es el segundo mercado del gas argelino, por detrás de Italia, que importó casi 23 bcm por gasoducto, pero muy por delante de los siete bcm de GNL importados por Francia. La entrada en funcionamiento del gasoducto Medgaz refuerza la interdependencia gasística hispano-argelina.
Argelia es una economía dominada por los hidrocarburos, que representan más de la mitad de su PIB, casi las tres cuartas partes de los ingresos fiscales del país y el 97 por cien de sus exportaciones. El sector argelino está controlado por Sonatrach, una de las mayores empresas energéticas integradas del mundo (undécima posición en los ranking internacionales) y, además, con una significación política en la historia del joven Estado argelino que no se puede obviar. Exigir a Argelia que Sonatrach desacople sus actividades para cumplir con una reciprocidad que en la propia UE resulta problemática es garantía de fracaso, como lo sería demandárselo a Rusia respecto a Gazprom.
Argelia reclama a la UE un trato diferenciado que responda a su condición de gran productor de gas, sobre todo la seguridad de demanda para sus exportaciones, en ausencia de la cual se reducirían las inversiones en el upstream argelino, generando mayor inseguridad de abastecimiento en el sur de Europa. Argelia no está interesada en acceder al mercado agrícola o industrial europeo ni en recibir cooperación al desarrollo, instrumentos euromediterráneos que no proporcionan incentivos relevantes al gobierno argelino. El resorte más evidente de la UE para incentivar eventuales aperturas políticas en el país sería, por tanto, facilitar el acceso de Argelia al mercado energético comunitario.
En un contexto de abundancia de reservas en divisas y baja capacidad de absorción en el mercado internacional, Argelia ha decidido dedicar parte de sus excedentes a calmar el malestar social con subidas salariales y de los subsidios básicos. Pero a diferencia de Arabia Saudí, la sostenibilidad presupuestaria requiere aumentar su producción de gas, y así poder incrementar sus exportaciones y hacer frente al fuerte crecimiento de la demanda interna. Al tiempo, la preferencia argelina por los contratos a largo plazo puede necesitar adaptarse a las nuevas condiciones del mercado del gas, cada vez más desacoplado del mercado del petróleo.
Respecto a los corredores, buena parte de la producción argelina de gas se destina a los mercados europeos, especialmente a los mediterráneos. El gasoducto Magreb-Europa conecta Argelia con España y Portugal pasando por Marruecos; el Medgaz, inaugurado oficialmente en marzo, une Orán con Almería; el TransMed conecta Argelia con Italia vía Túnez y Sicilia, con una extensión hacia Eslovenia También deben considerarse el proyecto Galsi (Gasdotto Algeria Sardegna Italia), que acaba de superar su fase de estudio y cuya construcción dependerá de la evolución del mercado gasístico en Europa, y la propuesta del Transahariano, que uniría Nigeria con Argelia para desde allí conectarse a la red argelina y exportar el gas nigeriano hacia Europa. Además, Argelia fue el primer exportador de GNL, en el que dispone de una de las mayores capacidades mundiales.
Egipto exporta gas a Jordania, Siria y Líbano por el Arab Gas Pipeline, uno de cuyos ramales provee a Israel, y hay planes para extenderlo hasta Turquía y luego Europa. Cuenta con infraestructuras de GNL, entre ellas una planta de licuefacción de Gas Natural Fenosa. Por el canal de Suez también transitan los buques que transportan el GNL del Golfo. Libia exporta básicamente por el gasoducto Greenstream, que une el oeste del país con Italia vía Sicilia. La situación libia ha producido una interrupción del suministro por gasoducto a Italia (unos nueve bcm en 2009, cerca del 14 por cien de sus importaciones). En el último año, España importó apenas el 1,5 por cien de su gas natural de Libia, siendo el español su único mercado de GNL. Libia fue el segundo país tras Argelia en exportar GNL, pero sus exportaciones se han estancado por las limitaciones técnicas de la planta de Marsa el-Brega, afectada por las sanciones y operando muy por debajo de su capacidad.
El Mediterráneo constituye también para el gas ruso y del Caspio un corredor que termina en Turquía, país clave en la competencia entre el proyecto Nabucco, gasoducto impulsado por la UE para reducir su dependencia de Rusia con gas turkmeno y azerí, pero eventualmente también del golfo Pérsico; y el South Stream ruso, proyecto de Gazprom para transportar gas a través del mar Negro. Esta dinámica geopolítica conecta al Mediterráneo con el gran juego energético de Asia Central, y supone la entrada en competencia de esa región con los productores mediterráneos.
Energías renovables Si hay una nueva variable tecno-económica en la ecuación de la energía en el Mediterráneo, desde luego incomparable en su influencia a la ola de cambio político, es la posibilidad de aprovechar el potencial de las energías renovables en su ribera sur. Los grandes proyectos tipo Desertec o Plan Solar Mediterráneo, que pretenden desplegar importantes capacidades renovables en la región, han sido recibidos con escepticismo. Al igual que ocurre con la electricidad, las renovables no suelen figurar en las cartas de la geopolítica de la energía. Este mismo artículo adolece de ello al dedicar a las energías renovables (y a los corredores eléctricos) menos espacio que al menú tradicional de mucho petróleo y algo de gas.
Ciertamente, las energías renovables son y serán durante mucho tiempo una pieza menor del sistema energético mediterráneo. Sin incluir la hidroeléctrica ni la biomasa tradicional, representan un porcentaje muy reducido del consumo de energía primaria en las riberas sur y este del Mediterráneo, dominadas por los hidrocarburos. Las inversiones han aumentado de manera considerable, pero siguen representando una fracción reducida de las mundiales pese al potencial eólico y solar existente. Por otro lado la Directiva europea 2009/28/CE sobre renovables establece un nuevo mecanismo de importación de electricidad procedente de fuentes renovables de terceros países adaptada a su vecindad mediterránea, que permite computar esos flujos en los objetivos nacionales del 20 por cien de renovables para 2020.
La entrada en escena de este tipo de energías permite a los países sin hidrocarburos situar sus recursos eólicos y solares en el mapa energético regional y reducir su dependencia energética. Marruecos es el caso más claro, al ser el único país de la ribera sur con conexión eléctrica directa a Europa (a través de la cual importa electricidad de España, mucha de ella renovable) que cuenta con recursos eólicos y solares importantes y relativamente próximos al mercado europeo.
Marruecos es una pieza clave de la sincronización de los sistemas eléctricos europeo y magrebí, primera fase del anillo eléctrico euromediterráneo, y empresas españolas, como Red Eléctrica de España, colaboran con el país en ese y otros programas. Marruecos ha sido el país más entusiasta respecto al Plan Solar Mediterráneo y, junto a Egipto y Turquía, el más proactivo en el despliegue de las renovables entre los vecinos meridionales europeos.
Las empresas europeas y españolas participan en esos esfuerzos en casi toda la región, pero Marruecos, por su contigüidad y dada la cooperación eléctrica existente, constituye un socio natural para España, con complementariedades claras. A diferencia de los hidrocarburos, las energías renovables no plantean grandes problemas políticos ni de seguridad energética: la electricidad generada a partir de renovables no puede almacenarse ni redireccionarse fácilmente. Dado que su precio se regula en función de los costes, una buena regulación no generaría rentas extraordinarias como el petróleo o el gas, y al igual que este se instrumentaría mediante contratos a largo plazo para proveer seguridad de demanda y de oferta. El riesgo, por tanto, sería básicamente de origen regulatorio y de competencia con la creciente demanda interna de electricidad.
En 2010, la energía eólica representó el 0,5 por cien del consumo energético marroquí y el 2,5 por cien del consumo eléctrico. Pero esos bajos porcentajes esconden una evolución rápida, pasando de 180 gigawatios horas (GWh) en 2002 a unos 650 GWh en 2010. La Office National de l�Electricité (ONE) cuenta con 250 megavatios (Mw) instalados. Gamesa construyó un parque en Esauira de 60 Mw y gestiona el de Dahr Saadane en Tánger, uno de los mayores de África, con 140 Mw de capacidad instalada, financiado por el Instituto de Crédito Oficial de España, el Banco Alemán de Desarrollo, el Banco Europeo de Inversiones y la ONE. Además, Marruecos tiene una gran experiencia con los paneles fotovoltaicos, en los que se ha apoyado para extender la tasa de electrificación rural del 20 por cien en 1995 al 97 por cien en 2010, con ayuda de la cooperación internacional. Más de 50.000 hogares han sido equipados con kit fotovoltaicos en más de 3.500 poblaciones, reduciendo la pobreza energética en el medio rural. Abengoa posee una planta hibridada de gas con 20 Mw termo-solares en Ain Ben-Mathar y el país es parte importante del proyecto Desertec.
La relevancia de las renovables en Marruecos estriba en los ambiciosos planes del gobierno, que pretende abastecer con estas fuentes en 2020 un 20 por cien del consumo energético marroquí y el 40 por cien del eléctrico. Para ello ha creado una agencia especializada, aprobado una nueva ley de regulación del sector, creado un fondo para contribuir a financiar inversiones y lanzado un programa para alcanzar una capacidad instalada de 2.000 Mw en 2020. En la apuesta hay también un componente de desarrollo industrial y creación de empleo. Marruecos no solo quiere aportar los recursos naturales, también quiere participar en la industria de componentes (palas y torres para la eólica, paneles y espejos para la solar) y beneficiarse de la transferencia de tecnología y de la cooperación en formación. Solo así el sector podrá contribuir a crear empleo y al desarrollo económico y social del país, si bien ese impacto será significativo solo en el largo plazo.
La exportación de parte de esa electricidad a la UE plantea la cuestión de los corredores eléctricos necesarios para transportarla más allá de España y en mayores cantidades. Esto requeriría a su vez desarrollar las interconexiones eléctricas España-Francia, cuya insuficiencia es la mayor frustración europea del sector energético español (junto con las interconexiones gasistas). La experiencia marroquí mostrará cuánto puede dar de sí el Plan Solar Mediterráneo y qué capacidad de entendimiento muestran los países de ambas riberas para compartir recursos naturales, financieros, tecnológicos y humanos en el campo de las energías renovables.
