La interrupción del suministro de gas egipcio a Jordania entre 2011 y 2013 puso de relieve la fragilidad de un sector energético influenciado por las políticas de privatización del FMI y el Banco Mundial. En respuesta, Jordania recurrió a las energías renovables y celebró acuerdos controversiales. Esta transición se ha caracterizado por importantes ganancias para el sector privado, mientras que el gobierno siguió incurriendo en pérdidas sustanciales, lo que exacerbó aún más la carga de la deuda pública y las disparidades sociales.
Este ensayo cuestiona el progreso de Jordania en el campo de las energías renovables y desafía la imagen triunfante de Jordania como líder regional en energía verde. El ensayo aparece en el libro «Dismantling Green Colonialism», publicado en colaboración con Pluto Press.
Illustration by Othman Selmi
En febrero de 2011, partes del gasoducto que vincula a Egipto y Jordania fueron detonadas en la región egipcia de Arish. Estos ataques continuaron durante los dos años siguientes,1 y en 2013 lograron interrumpir por completo los suministros de gas egipcio al territorio jordano.2 Jordania se sumió en una crisis tras el atentado al suministro de electricidad del país y, por lo tanto, a todas sus actividades económicas. Estos hechos pusieron de relieve la excesiva dependencia jordana del gas procedente de Egipto, que en ese momento cubría más del 80 por ciento de las necesidades energéticas del país.3 Sin alternativas disponibles al gas egipcio, Jordania tuvo que importar grandes cantidades de productos derivados del petróleo en un momento en que los precios internacionales de este combustible eran sumamente altos, lo que incrementó los costos de la producción local de electricidad. Las pérdidas acumuladas de la empresa estatal de electricidad alcanzaron los 7 700 millones de dólares en 2022, equivalentes a un 14,3 por ciento de la deuda pública del país.4
La crisis del gasoducto demostró la fragilidad y disfuncionalidad de las políticas energéticas jordanas. En los años previos a la crisis, especialmente alrededor de 2007, el Gobierno, con el respaldo del Fondo Monetario Internacional (FMI), comenzó la privatización de la generación de electricidad en Jordania. Empresas de distribución e inversión fueron incorporadas como socias mediante contratos que las protegían de riesgos financieros y garantizaban sus ganancias. Esta dinámica aumentó la carga financiera del Estado y redujo el rendimiento del sector energético público. A la vez, la planificación estatal no logró resolver el problema de la seguridad energética.
Aunque oficialmente se atribuyó la crisis del gas a la Primavera Árabe y la escasez de recursos fósiles nacionales, el aumento de los costos de producción de energía, la mala gestión y planificación contribuyeron en gran medida a la crisis. La dependencia del país en una única fuente insegura fue el resultado de consideraciones políticas y la elección de políticas públicas que impidieron la diversificación de fuentes y la aplicación de planes en caso de emergencias.
Como consecuencia de la crisis, el Gobierno adoptó una estrategia nueva después de 2011, basada en la diversificación y la explotación de fuentes de energía locales. Eso implicó contratos multimillonarios con empresas transnacionales para el desarrollo de proyectos de generación de energía. Un ejemplo es el contrato firmado en 2016 con la empresa estadounidense Noble Energy y sus socios en el yacimiento Leviatán para adquirir gas israelí. A pesar de protestas populares generalizadas, problemas legales y dudas en torno a la seguridad del proyecto y su utilidad económica para Jordania, el Gobierno siguió adelante con el contrato.5 Sin embargo, este repitió la lógica del período anterior a 2011, ya que descuidó la seguridad energética y expuso a la población y la economía jordanas a los riesgos de la dependencia de fuentes de energía extranjeras.
Otro proyecto posterior a 2011 fue la Central Eléctrica de Attarat, alimentada con petróleo de esquisto. Fue construida por la empresa estonia Eesti Energia (Enefit) y financiada por empresas transnacionales. Inicialmente estaba previsto que cubriera el 15 por ciento de las necesidades de electricidad de Jordania, a un costo de 3000 millones de dólares.6 Sin embargo, el Gobierno se percató de que el alto costo del proyecto elevaría considerablemente sus déficits anuales y recurrió al arbitraje internacional con la esperanza de reducir el costo exorbitante.7
Finalmente, a partir de 2011 el Gobierno también ha fomentado las fuentes de energía renovable y creó un mercado interno para estas, que abarcan el 30 por ciento8 del total de la generación energética de Jordania, y de esta forma el país se promociona como un modelo de energía limpia. Sin embargo, esta cifra oculta un hecho clave: los proyectos jordanos de energía renovable están dominados en gran medida por individuos adinerados y empresas privadas, y las políticas en este ámbito priorizan la producción personal en lugar de reducir los costos de producción energética estatal o de apoyar a sectores económicamente deprimidos, como la agricultura, y a la población de bajos ingresos. Estas políticas con fines de lucro también generaron pérdidas públicas considerables, cubiertas mediante préstamos del FMI y el Banco Mundial. Estas instituciones prestamistas aplicaron planes correctivos al sector energético con una receta básica: la privatización y liberalización del mercado energético, y el aumento de los precios de la electricidad, sin importar los graves impactos socioeconómicos que puedan generar.
El resto de este capítulo explorará cada una de estas dinámicas con más profundidad, antes de ofrecer recomendaciones para una visión alternativa del futuro energético de Jordania.
El sector de la energía en Jordania fue privatizado parcialmente en 2007 como condición de los préstamos que el Gobierno recibió del FMI y el Banco Mundial para cubrir su déficit público. En la década de 1980, la disminución de los flujos financieros del Golfo y el aumento del gasto público provocaron una grave crisis económica en el país. El crecimiento económico descendió abruptamente, y el tipo de cambio se desplomó en 1989. Los préstamos ‘correctivos’ se convirtieron en el único medio para evitar la profundización de la crisis. Las políticas del Consenso de Washington que adoptaron el FMI y el Banco Mundial como solución rápida para los ‘Estados fallidos’, incluida Jordania en su opinión, se basaron en el control del gasto público, la liberalización de los mercados, la eliminación de las barreras al comercio internacional y la privatización de las instituciones estatales. El argumento era que así se resolvería el bajo rendimiento público y se reduciría la carga económica del Estado.9
Las privatizaciones se institucionalizaron en Jordania en 1996, cuando se creó la Unidad Ejecutiva de Privatización10 en la oficina del primer ministro, en colaboración con el Banco Mundial.11 Ese año se recomendó que la Autoridad de Electricidad de Jordania, un organismo público creado en 1967 y que poseía y gestionaba todas las actividades del sector, se transformara en una sociedad anónima de propiedad estatal, la Compañía Nacional de Energía Eléctrica.12 Esta estructura era más propicia para posibles privatizaciones futuras. Una reestructuración en 199913 dividió la compañía en tres empresas distintas: la Compañía Nacional de Energía Eléctrica (NEPCO, por sus siglas en inglés), encargada de la compra de energía primaria y la transmisión, el control y la interconexión; la Compañía Central de Generación de Electricidad (CEGCO), encargada de las estaciones de generación de energía eléctrica; y la Compañía de Distribución de Electricidad (EDCO), a cargo de la distribución eléctrica. Estas tres compañías son administrativa y financieramente independientes. La Comisión Reguladora de Energía y Minerales (EMRC) se creó posteriormente como una entidad independiente que regula la relación entre las diferentes actividades del sector.14
La reestructuración del sector energético jordano fue el preludio de la privatización de las empresas de distribución y generación, un proceso que ha desplazado el papel del sector público y convirtió a las empresas e inversores en actores clave del sector energético. Aunque el desempeño eficiente de la Autoridad de Electricidad Nacional estaba comprobado, el Estado adoptó la visión neoliberal del FMI y privatizó la entidad en 2007. A la vez, el 51 por ciento de las acciones de CEGCO se vendieron a la empresa emiratí Dubai International Capital (DIC).15 Un año después, se vendió el 100 por ciento de las acciones de EDCO, una sociedad anónima pública, y el 55,4 por ciento de las acciones de la Compañía de Electricidad del Distrito de Irbid, una empresa de distribución en el norte de Jordania, a la compañía Kingdom for Energy Investments Company (KEC), también propiedad de DIC, la Kuwaiti Privatization Holding Company y la United Arab Investors Company.16 Los proyectos de generación posteriores se transfirieron al sector privado mediante propuestas directas o licitaciones abiertas. La actividad de distribución fue, por lo tanto, privatizada en su totalidad, mientras que la generación pasó a ser de propiedad mixta público-privada, aunque se privilegió esta última. La actividad de transmisión y compra de combustible permaneció bajo la propiedad de NEPCO, que representa al Gobierno en el sector, y la independiente EMRC sigue regulando todas estas actividades.
Los problemas estructurales solo se agravaron después de la privatización, ya que el desmantelamiento de la única autoridad estatal generó costos administrativos innecesarios y debilitó el rendimiento general del sector. Con la privatización, los contratos y convenios tienden a “privatizar las ganancias y socializar los riesgos”, incluso con la aplicación del enfoque de “costo más beneficio”, que garantiza una tasa de ganancia fija a las empresas sin garantías efectivas de rendimiento ni eficiencia. Además, los contratos de generación obligan al Estado a pagar los costos de capacidades de generación adicionales, aunque no sean utilizadas ni necesarias.
En última instancia, la privatización agravó la crisis energética del país. El Comité de Evaluación de las Privatizaciones, creado en 2013 por decreto real, publicó un informe de evaluación en 2014 sobre la experiencia de privatización. Este concluyó que los indicadores de rendimiento exhibían un deterioro en la calidad de los servicios (por ejemplo, aumento de las pérdidas de energía en las empresas de distribución privatizadas), junto con una mayor carga financiera. “La privatización no había logrado las metas económicas deseadas... [de] aumentar la inversión estratégica, proteger al erario de las consecuencias del incremento del costo de los combustibles, maximizar la eficiencia del sector o diversificar las fuentes de energía”, destaca el informe.17
El informe sostiene además que la mayoría de las ganancias de las empresas (que en ese momento promediaban un 20 por ciento anual) estaban vinculadas a los altos precios de la energía fijados por la Comisión Reguladora de Electricidad, y no a una mayor eficiencia o productividad, ya que las empresas alcanzaban una tasa de ganancia inusualmente alta debido a que las ventas y las ganancias estaban garantizadas. En su defensa, el Gobierno argumentó que la privatización se llevó a cabo en colaboración con inversores financieros no especializados en energía y cuya meta, por lo tanto, era la rentabilidad y no la mejora de la productividad del sector. El Gobierno afirmó que tuvo que recurrir a estos inversores en algunos casos porque los inversores estratégicos no mostraron interés en el proceso.18
El segundo aspecto de los planes del Banco Mundial y el FMI tras la reestructuración del sector eléctrico de Jordania se relaciona con la reducción de los subsidios destinados a los consumidores de electricidad. Como condición para prestarle dinero al Gobierno tras la interrupción del suministro de gas egipcio en 2011-2013, estas instituciones exigieron la diversificación de la combinación energética y el ajuste de la tarifa eléctrica, o sea, la eliminación de los subsidios a los combustibles y la electricidad, con el argumento de que era necesaria para resolver la crisis de deuda de la empresa nacional de energía, NEPCO.
El préstamo condicional de unos 2 060 millones de dólares que el FMI otorgó en 2012,19 seguido de préstamos y ayudas adicionales en años subsiguientes, tuvo como consecuencia la aplicación de un importante programa de reformas que eliminó los subsidios a los productos derivados del petróleo, elevó los precios entre un 14 y 50 por ciento20 e implicó un plan quinquenal que subiría las tarifas eléctricas en cinco etapas, comenzando en 2013.21 El plan solo se implementó parcialmente, ya que los precios de la electricidad subieron tres veces entre 2013 y 2015, pero su aplicación se detuvo cuando las pérdidas de NEPCO cayeron abruptamente tras la estabilización de los precios internacionales del petróleo y la reanudación del acceso al gas. Sin embargo, los déficits de NEPCO crecen una vez más, y se pronostican mayores déficits, lo que hace probable que surjan más planes del FMI y otras propuestas para reducir los subsidios. Esta podría ser una vía para reanudar la privatización.
Los informes del Banco Mundial insisten con que las políticas planificadas por el FMI generarán ahorros financieros en el sector energético, lo que permitirá la inversión en programas dirigidos a la población en situación de pobreza y, en última instancia, mejorará el nivel de vida en Jordania en términos generales. Sin embargo, hechos y cifras recientes no respaldan la idea de que la reducción de los subsidios mejore las ganancias: las tasas de crecimiento económico22 siguieron en descenso incluso mientras se instrumentaban los planes del FMI,23 la clase media se erosionó, los niveles de pobreza aumentaron y el poder adquisitivo descendió.24 Aunque los subsidios no se eliminaron del todo, los perjuicios que el incremento de los precios de la electricidad provocaron en las personas en situación de pobreza y la clase media fueron evidentes.
La crisis del gas egipcio no fue la primera del sector energético de Jordania. Una similar, pero no tan grave, sucedió con la interrupción del petróleo iraquí en 2003 tras la invasión de Iraq por los Estados Unidos. Como sucede con el gas egipcio, el petróleo iraquí era una fuente barata pero insegura de la que Jordania dependía en gran medida para la generación de energía. En consecuencia, la interrupción generó mayores precios de la energía en Jordania. Sin embargo, esta experiencia no cambió la estrategia del Gobierno hacia el sector y, en el mismo año, Egipto firmó un convenio para abastecer de gas natural a Jordania por 15 años, que cubría el 80 por ciento de las necesidades de generación de energía del país a un precio bajo y ofrecía protección contra los crecientes precios internacionales del petróleo.25 Al principio, el acuerdo tuvo un efecto positivo en los precios de la energía y en la economía jordana, pero los suministros de gas comenzaron a fluctuar y disminuir en 2008, lo que desencadenó otra crisis. Además, en 2010 solo se entregó entre un 60 y 70 por ciento de la cantidad de gas acordada, lo que generó dudas de que el gas egipcio fuera una solución segura a largo plazo para las necesidades energéticas jordanas.26 A pesar de estos problemas, el Gobierno no buscó nuevas fuentes de gas, como recomendaba expresamente su Estrategia Energética 2007-2020. De hecho, el sector siguió dependiendo del gas egipcio como fuente principal para la generación eléctrica hasta las explosiones en Arish de 2011-2013.
Cuando se desató la crisis, para reemplazar el gas egipcio que ya no estaba disponible, Jordania comenzó a importar petróleo (y sus derivados) a pesar de los precios récord. Esto afectó enormemente los costos de energía que pagaba la empresa estatal, que aumentó un alarmante 129 por ciento, pasando de 9,6 centavos de dólar por kilovatio hora (kWh) en 2010 a 22,5 centavos por kWh en 2014.27
El sector energético jordano tuvo que soportar precios elevados y suministros insuficientes hasta que el gas retornó en 2015, cuando comenzaron las importaciones en virtud de nuevos acuerdos, principalmente con Qatar.28 Estos utilizaron una unidad de almacenamiento flotante para gas natural licuado en la terminal petrolífera Sheikh Sabah al-Ahmad en Aqaba, sobre el mar Rojo, al sur del país, que fue contratada como parte de un convenio con la compañía Golar LNG.29
Aproximadamente al mismo tiempo que comenzaron a llegar los suministros de gas, los precios mundiales del petróleo se estabilizaron, lo que provocó el descenso de los costos de producción de energía en el entorno de 10,3 centavos por kWh en 2016.
El temor a repetir la crisis de 2011-2013 finalmente llevó a Jordania a alejarse de la dependencia extrema de una sola fuente de energía y a adoptar una política de diversificación de fuentes de energía y formas de generación, así como la explotación nacional intensiva. En 2012, el Parlamento aprobó apresuradamente la Ley de Energías Renovables y Eficiencia Energética Permanente, después de años de retraso, y comenzó a llamar a licitaciones y ofertas competitivas para proyectos de energías renovables, creando rápidamente un sector nacional de energía renovable de magnitud. A la vez, se planificaron proyectos de energía nuclear y petróleo de esquisto por miles de millones de dólares. Sin embargo, los altos costos de estos proyectos inquietaron al Gobierno, y, en particular, los proyectos nucleares se abandonaron antes de ser instrumentados. Esto sucedió mientras se mantenían conversaciones que llevaron a la reanudación de los suministros de gas natural desde Egipto. Asimismo, se llegó a un acuerdo de gas con Israel que amenazaba al Gobierno de Jordania con subas en los precios de la electricidad o apagones periódicos.30
Pueden evaluarse las políticas y prácticas aplicadas desde 2011 haciendo las siguientes preguntas: ¿las fuentes de energía nuevas son lo suficientemente seguras como para proteger al pueblo jordano del riesgo de interrupciones y escasez de suministro?; ¿cuál fue el impacto de estas fuentes en las facturas de energía y en la economía?; ¿estos recursos se gestionaron adecuadamente a nivel financiero y técnico?; ¿estas fuentes de energía son necesarias para la seguridad energética del país y las necesidades de su población?
‘Gas natural’ son las palabras más importantes en la estrategia de seguridad energética de Jordania. Es el componente más utilizado en la generación de energía nacional y el contribuyente más importante de los costos energéticos. Por lo tanto, los acuerdos, precios y fuentes de gas son críticos para el sector energético jordano.
Doce años después de la crisis energética de 2011, es importante reconsiderar los convenios actuales de gas, siendo el de Israel el más importante. En 2015, Jordania firmó un tratado por 10 000 millones de dólares para importar gas israelí del yacimiento Leviatán, en el mar Mediterráneo, para la generación de electricidad durante un período de 15 años. Este acuerdo siguió a otro convenio con la Compañía de Potasa Jordano-Árabe, por un valor de 770 millones de dólares, para importar gas del yacimiento Tamar, también frente a la costa de Israel.31 El Gobierno no solo ignoró a la opinión pública jordana, que rechazaba el acuerdo de Leviatán, sino que también pasó por alto las consideraciones relacionadas con la seguridad del suministro energético de Jordania, dado que el dueño de esta fuente de energía es un enemigo estratégico32 con el cual las relaciones están marcadas por profundas tensiones y conflictos.
El convenio de Leviatán, que se suponía que debía mantenerse en secreto, incluye condiciones de penalización elevadas (1500 millones de dólares) para el comprador (NEPCO) en caso de incumplimiento, siendo más bajas las penalizaciones aplicables al vendedor (1200 millones de dólares). Además, en la letra el vendedor es una empresa registrada en las Islas Caimán, lo que significa que los socios del lado israelí podrían evitar toda responsabilidad en caso de incumplimiento. Esto sugiere la posibilidad de que el suministro de gas se interrumpa por una decisión arbitraria, con consecuencias limitadas para Israel pero devastadoras en Jordania. El acuerdo también limita la capacidad jordana de reemplazar las importaciones con su propia producción: si Jordania aumenta la extracción interna, no puede reducir la cantidad contratada en más de un 20 por ciento, y eso solo si ya se adquirió la mitad de la cantidad contratada como mínimo.33
En su informe de 2020, el Consejo Económico y Social (CES) de Jordania señala que el convenio de gas Leviatán es problemático porque los detalles de ingeniería, financieros y de suministro están cubiertos en un manto de secretismo y porque el contrato menciona algunas de las partes sin identificarlas claramente. Además, el gasoducto que transporta el gas Leviatán a Jordania es gestionado por la compañía egipcia Fajr, sin participación jordana. Así, los pormenores del acuerdo y su aplicación quedan fuera del control de Jordania. Esta dependencia de socios externos sin protecciones ni garantías adecuadas amenaza la seguridad energética del país a largo plazo. En este sentido, el artículo 19.4.15 del convenio estipula: «En ningún caso los Socios del yacimiento Leviatán tendrán ninguna obligación o responsabilidad hacia el Comprador [es decir, NEPCO] en relación con el objeto de este Convenio».
En ausencia de garantías contractuales y legales expresas que aseguren el derecho de Jordania a satisfacer sus necesidades de suministro de gas, el bombeo de gas y el control sobre la cantidad de gas suministrado pueden ser utilizados como herramientas de presión por parte de Israel. Esto constituye una amenaza real para la seguridad energética y la economía jordanas, y abre la puerta a la interferencia extranjera en los asuntos del país. El CES recomienda cancelar o renegociar el convenio Leviatán. Si eso no es posible, añade que el gas israelí no debe superar el 15 por ciento de las importaciones o del consumo de Jordania, para que cualquier interrupción en el suministro pueda absorberse. Sin embargo, la cláusula de penalización de 1500 millones de dólares por violar el acuerdo, así como multas adicionales por compras reducidas, ponen en duda si algunas de las recomendaciones del consejo son posibles.34
Siguiendo el espíritu de las recomendaciones del CES, algunos funcionarios, como los ministros de energía y finanzas, procuraron reducir la posición estratégica del gas israelí limitando las importaciones de Israel a un máximo de un 20 por ciento de la combinación energética.35 Sin embargo, es probable que las importaciones superen ese límite a medida que venza el plazo de distintos convenios de gas, incluido el de Egipto y el de la Unidad de Almacenamiento Flotante en Aqaba. A la vez, la Estrategia Energética 2020-2030, que fija como meta del Ministerio de Energía la reducción de la generación de electricidad con gas de un 82 por ciento en 2020 a un 53 por ciento en 2030, señala que casi la mitad del gas utilizado en la generación de electricidad será de origen israelí en este período. Por lo tanto, el precio y la seguridad del gas israelí serán un factor clave en los años venideros.
En 2012, como parte del giro hacia fuentes de energía locales, el Estado comenzó a reconsiderar la cuestión del petróleo de esquisto. Durante la gestión de 14 ministros de Energía anteriores, la discusión había quedado estancada en el nivel de estudios y consultas, debido a los costos relativamente altos de la explotación del petróleo de esquisto. Distintos estudios calcularon que las reservas jordanas de petróleo de esquisto ascienden a entre 40 000 y 70 000 millones de toneladas, las sextas mayores reservas nacionales en todo el planeta, con una energía disponible estimada entre 600 y 900 MW por sitio en varias ubicaciones,36 lo que equivale a cerca de la mitad del consumo eléctrico anual de Jordania. Tras estudios exhaustivos, se llegó a un acuerdo con la Compañía Nacional de Energía de Estonia (Enefit) en 2017 para instalar una planta de energía por combustión de petróleo de esquisto en la región de Attarat, al sureste de Ammán, con una capacidad total de 470 MW (15 por ciento de las necesidades de electricidad de Jordania). La Planta de Energía de Attarat entró en funcionamiento en 2021 y actualmente es la mayor de su tipo en el país.37
Sin embargo, en 2019, cuando el proyecto se acercaba a su finalización y puesta en marcha, el Gobierno anunció que recurriría al arbitraje internacional contra la empresa que gestiona la planta por la “injusticia obscena” del precio que cobraba por la energía producida. Asimismo, argumentó que NEPCO debería poder rescindir el acuerdo si esa grave injusticia no se corregía.38 Es importante destacar que el Banco Mundial había solicitado al gobierno jordano que reconsiderara el costo, la utilidad y la productividad del Proyecto de Attarat, y que un informe del FMI39 vinculaba al proyecto con un aumento de las pérdidas proyectadas para NEPCO. Según cálculos de Jafar Hassan, exministro de Asuntos Económicos, el proyecto agravará las pérdidas anuales de NEPCO, que se estiman en más de 560 millones de dólares para 2024, y se proyecta que las pérdidas totales entre 2020 y 2024 alcancen los 2000 millones de dólares.40 Esto en el supuesto de que la tarifa permanezca sin cambios y que los precios del petróleo Brent se mantengan en 55 dólares por barril. Además, los informes estatales (NEPCO 2020) confirman que la NEPCO tuvo un ahorro de 82,6 millones de dólares cuando la pandemia de covid-19 retrasó el proyecto de Attarat.
Según el Gobierno jordano, el costo real del proyecto de Attarat fue tergiversado por la compañía gestora41 y la tarifa contratada fue demasiado alta. Por lo tanto, el Estado tomó la decisión de recurrir al arbitraje para reducir el precio de venta.
Los datos del Gobierno muestran que la tarifa promedio para comprar electricidad de Attarat es de unos 14 centavos por kWh y se vende al consumidor a 18 centavos,42 lo que incluye los costos de transmisión y distribución. Así, la producción de petróleo de esquisto de Attarat es la fuente de electricidad más cara de Jordania por kWh, con un costo de más del 41 por ciento por encima del promedio.
Aunque es cierto que el Gobierno firmó el acuerdo de Attarat en un momento de crisis, cuando los precios mundiales del petróleo eran elevados y el país tenía grandes déficits en sus fuentes de energía primaria, lo que lo llevó a aceptar los costos considerables del proyecto, las declaraciones oficiales no mencionan que en 2016 el Gobierno tuvo la oportunidad de retirarse del contrato. Entonces, los precios mundiales del petróleo y de la energía primaria habían disminuido considerablemente y la energía local recuperaba la estabilidad a medida que los costos de producción descendían. Sin embargo, cuando la compañía Attarat estuvo a punto de no conseguir el financiamiento necesario en 2016,43 el Gobierno siguió adelante con el convenio, otorgándole dos meses adicionales para resolver sus problemas financieros en lugar de cancelar el contrato. Así, el Gobierno perdió una oportunidad real de evitar estas cargas financieras.
Una de las causas de los altos costos del petróleo de esquisto, que lo hace poco competitivo frente a otras fuentes de energía, es la inmadurez de la tecnología en cuestión. El petróleo de esquisto también tiene costos ambientales importantes. Emite mucho más dióxido de carbono que la combustión de gas natural, sin mencionar la producción de energía renovable, y la combustión de petróleo de esquisto también exige grandes cantidades de agua, lo cual es especialmente problemático en un país con una grave crisis hídrica. Por lo tanto, se puede concluir que esta inversión de alto costo fue un error estratégico del Gobierno jordano en este momento (dado que los costos del petróleo de esquisto probablemente bajen con el tiempo a medida que la tecnología madure), y con una solución que solo agravará la escasez de agua en el país. Además, el proyecto de Attarat también contamina a nivel local, por lo que debe tomarse en cuenta el costo que tendrá la contaminación para la atención sanitaria.
La energía renovable constituye actualmente un 30 por ciento de la combinación energética de Jordania,44 siendo la primera después del gas y la mayor fuente nacional. Por lo tanto, la energía renovable desempeña un papel fundamental en la determinación de los costos energéticos y en la forma en que se organiza y planifica el sector de la energía. El sector de la energía renovable experimentó un auge importante tras promulgarse la ley de Energía Renovable y Eficiencia Energética de 2012. Este auge siguió hasta 2018, un período en el que el modelo de energía limpia de Jordania fue muy difundido por su promesa de autosuficiencia energética y precios competitivos. Sin embargo, esta promesa comenzó rápidamente a desvanecerse, transformando los sueños de energía verde en una pesadilla para las instituciones estatales encargadas de gestionar las energías renovables. La mala planificación del sector nuevo causó problemas generalizados que se convirtieron en una carga tanto para los productores como para los trabajadores, lo que llevó a plantearse en 2022 el cierre inmediato de empresas locales de energía renovable.
La generación de energía renovable tiene excelentes perspectivas en Jordania, especialmente la solar. Las regiones del sur y del este tienen superficies grandes de tierra disponibles, y el país está ubicado en el «cinturón solar global», que recibe una radiación solar ideal y largas horas de luz durante todo el año.45 Los proyectos solares podrían ofrecer una fuente de energía muy confiable y segura debido a la abundancia de energía solar, su accesibilidad, su sostenibilidad y el bajo costo de operación y uso.
Antes de 2011, los intentos de incluir la energía renovable en la combinación energética eran moderados, ya que por entonces la energía renovable costaba aproximadamente el doble que la energía producida con el gas egipcio. Sin embargo, tras la crisis de interrupción del suministro de gas, se priorizó la diversificación de fuentes de energía y se aprobó la Ley de Energía Renovable y Eficiencia Energética de 2012. La ley fijó instrucciones, reglamentos y pautas que rigen el sector de la energía renovable, en paralelo con el desarrollo de proyectos renovables. Se crearon dos categorías de proyectos: primero, de contratación directa y licitación pública para la venta de energía al Estado según contratos específicos; y segundo, proyectos de autogeneración de propiedad de usuarios finales (ciudadanos o empresas) en forma de proyectos de transmisión (wheeling) y medición neta (véase a continuación).
Para atraer inversiones extranjeras y nacionales, el Gobierno invitó a inversores y constructores a partir de 2012 a presentar propuestas técnicas y financieras para construir plantas de energía renovable. En la primera fase de contrataciones directas, el Gobierno evitó el proceso de la licitación pública y ofreció precios atractivos de 16 centavos por kWh para la energía solar y 10 centavos por kWh para la eólica, con un 15 por ciento adicional para los proyectos nacionales.46 Esta primera fase de contratación directa resultó en la construcción de centrales con una capacidad total de 204 MW de energía solar y 423 MW de energía eólica, principalmente concentradas en el sur de Jordania. La competitividad mejoró en la segunda y tercera fases de ofertas, para las cuales el Gobierno implementó un modelo de licitación pública. En consecuencia, los proyectos se adjudicaron a propuestas que ofrecían precios más bajos: 6,5 centavos por kWh en la segunda fase y 2,5 centavos por kWh en la tercera fase (que se ha suspendido desde entonces).
En todas las etapas, se firmaron acuerdos de compra de energía que exigían al Gobierno la compra de toda la energía producida al precio acordado durante 20 a 25 años. Cabe señalar que tales acuerdos contrastan con la situación en otros países, donde se opta por contratos de precios variables que reducen deliberadamente el precio de compra una vez que los inversores recuperan los costos del proyecto. Sin embargo, es cierto que los organismos de financiación siguen siendo reacios a aceptar los riesgos de inversión asociados con los contratos de precios variables.
El alto precio de la primera ronda de ofertas generó un debate en Jordania sobre la viabilidad de la energía renovable, atribuyendo al sector el aumento de los precios de la energía en ese momento. Sin embargo, las cifras oficiales refutan esa interpretación: en el caso de los proyectos solares, por ejemplo, los de la primera fase constituyen solo el 2,5 por ciento de la energía total generada,47 por lo que su impacto en los costos generales de la energía es mínimo. El costo promedio de la energía renovable por kWh es cercano al costo promedio de la energía generada a partir de gas (la opción más económica localmente), y la diferencia en el costo final es de apenas 0,7 centavos por kWh. Esto indica que la energía renovable no es responsable del aumento de los precios de la electricidad en Jordania.
No obstante, se plantearon objeciones en relación con los proyectos de energía renovable en el país, y algunos consideraban que los altos precios acordados en la primera fase de los proyectos constituían una forma de subsidio a los inversores. Estas objeciones, junto con el problema del incremento de los precios de la electricidad, llevaron al Ministerio de Energía y Recursos Minerales a anunciar en 2022 «medidas correctivas» para reducir los costos de producción eléctrica, lo que incluía la renegociación de precios con empresas de energía renovable que abarcaban 29 proyectos.48 No obstante, en última instancia, el Gobierno decidió en 2019 cesar el proceso de licitación y cancelar la tercera fase de ofertas. Esto a pesar de que los precios estimados de la energía renovable en la tercera y cuarta fase de licitación eran por lo menos 9 centavos por kWh más baratos que los precios de la energía en 2021. Esto habría convertido a las energías renovables en la fuente de energía más económica disponible en Jordania, considerablemente más barata que el gas natural o el petróleo de esquisto.
Al retirar el apoyo a las energías renovables en esta circunstancia, Jordania perdió una gran oportunidad para reducir los precios de la energía y acelerar la transición energética. Pero, si los proyectos renovables pueden reducir los costos de energía, ¿por qué el Gobierno detuvo la tercera fase y dejó de aceptar ofertas? Se puede identificar varios factores posibles que explican esta decisión. En primer lugar, el gas israelí, el proyecto de petróleo de esquisto y las plantas de combustibles fósiles cubrían las necesidades energéticas. Por lo tanto, más proyectos de generación de energía renovable habrían llevado a un exceso de suministro. En segundo lugar, por razones técnicas (principalmente debido a la intermitencia de la energía solar y eólica), la capacidad de la red eléctrica para absorber energía renovable sigue siendo limitada. En tercer lugar, también existe el temor a las emergencias cuando los componentes del sistema dejan de funcionar y los parques eólicos y las plantas solares dejan de responder, lo que puede expresarse en un riesgo grave de paralización total. Esto exige inversiones en infraestructura, la ampliación de las redes y una mayor capacidad de generación. Estas inversiones no se han concretado por problemas financieros y organizativos en el sector energético estatal. Por último, también hubo problemas importantes con la forma en que el Gobierno invirtió en proyectos de autogeneración de energía renovable (se analizará a continuación).
En 2012, después de la introducción de la Ley de Energías Renovables, el Gobierno allanó el camino para que los consumidores crearan proyectos de energía renovable de uso propio, bajo dos sistemas: medición neta y transmisión o wheeling. Ambos permiten a los consumidores producir energía eléctrica a partir de fuentes renovables, consumirla con fines personales e intercambiar el excedente con la energía de propiedad estatal para cubrir aquellos períodos en los que sus fuentes renovables no puedan cubrir sus necesidades. La diferencia entre los dos sistemas radica en que el sistema de medición neta se instala cerca del lugar donde se consume la electricidad, mientras que los sistemas de transmisión se encuentran a distancia y se vinculan al lugar de consumo a través de redes de transmisión y distribución. En ambos sistemas, a los productores-consumidores se les factura por la diferencia entre la electricidad excedente que producen y la electricidad que reciben del Estado. Si la electricidad excedente producida supera las cantidades recibidas, el Estado se compromete a comprarla a un precio de referencia determinado. Esto se conoce como un sistema de «compensación» y es una estrategia estatal para apoyar y estimular al sector de energía renovable, que permite a los consumidores recibir facturas de costo «cero».
Lamentablemente, los encargados de regular el mercado eléctrico de Jordania y el sistema de compensación no tuvieron en cuenta todas las repercusiones económicas de este sistema. El costo estimado de cada kW producido a partir de los sistemas de medición neta y transmisión de energía no superaba los 5,5 centavos, mientras que el costo promedio de cada kW recibido del Estado era de 11 centavos, sin tener en cuenta que el costo es aún mayor durante la noche, cuando se recibe la mayor parte de la energía. La diferencia de costos, por lo tanto, constituye una pérdida que el Estado se ve obligado a asumir. Este es uno de los errores organizativos fundamentales detrás de estos proyectos.
Los sistemas de autogeneración tuvieron un crecimiento tremendo en los últimos años, llegando a 972 MW, equivalentes al 39 por ciento de la capacidad total de energía renovable instalada en Jordania en 2021.49 Sin embargo, la mayoría de estos sistemas pertenece a grandes usuarios, como empresas de telecomunicaciones, bancos, hoteles, hospitales privados y grandes consumidores domésticos, quienes ven la energía renovable como una forma de evitar las elevadas tarifas que cobra el Estado. Asimismo, junto con el crecimiento de proyectos privados de energía renovable, hubo un descenso en la venta de energía a grandes abonados,50 especialmente en el sector industrial.51 En 2020, la venta de energía industrial bajó al 68 por ciento de la que se vendió en 2014, antes de la introducción de la energía renovable. Aunque en parte el motivo radica en el cierre de algunas fábricas por motivos económicos, la mayor parte de esa caída se debe al crecimiento de la autogeneración, especialmente de la generación renovable.52 Esta pérdida de ingresos repercutió de manera considerable en el sector público de energía.53 Anteriormente, estos grandes consumidores subsidiaban el funcionamiento de la red nacional y, por lo tanto, a los usuarios de energía más empobrecidos. Ahora ya no lo hacen. Se puede argumentar que el Estado sufrió pérdidas directas debido a la estrategia mal concebida y neoliberal que aplicó en el sector de energía renovable. De hecho, estos usuarios de energía más ricos reciben el apoyo del sistema de compensación. Al mismo tiempo, el uso que hacen de la infraestructura de la red nacional causa un desgaste adicional que no está cubierto por las tarifas que pagan.
Grandes instituciones y empresas del sector privado controlan ahora una parte considerable del sector de energía renovable en Jordania. Esto plantea preguntas esenciales. ¿Quiénes son los beneficiarios de la energía renovable y quiénes pueden acceder a ella? ¿La transición hacia las fuentes renovables y limpias responde a qué intereses y quiénes la controlan?
Quienes planifican el sector energético de Jordania no han tenido en cuenta la cuestión de la distribución justa de la energía renovable. A diferencia de la estrategia actual, que, como se ha visto, beneficia a grandes actores del sector privado y a individuos de altos ingresos, mediante políticas justas se dirigiría la energía hacia sectores vitales y económicamente vulnerables, como la agricultura y las pequeñas y medianas industrias, o se utilizaría la generación renovable para reducir el costo energético del Estado. Por ejemplo, políticas alternativas de energía renovable podrían haberse centrado en reemplazar los subsidios financieros para grupos de ingresos más bajos con generadores solares autónomos, protegiéndolos del aumento de las tarifas, o en implementar la generación de energía renovable en edificios e instalaciones del Estado, que son grandes consumidores de energía. En 2012, el Gobierno creó el Fondo de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Jordania (JREEEF) para abordar algunos de estos problemas. El objetivo del fondo era brindar financiamiento y asistencia técnica a distintos grupos sociales, incluidos los consumidores pequeños y medianos y aquellos en sectores productivos, con el fin de mejorar su acceso a la energía renovable y reducir su consumo de energía. Sin embargo, la producción del fondo fue moderada en comparación con las inversiones del sector privado o los subsidios a la electricidad existentes. Según el sitio web del fondo, los ahorros financieros de sus proyectos en todos los sectores ascendieron a 9,44 millones de dólares, mientras que se estima que los subsidios a la electricidad ascienden a 564 millones de dólares anuales.54
Garantizar el acceso justo a la energía renovable no significa necesariamente socavar la capacidad del sector privado para reducir sus costos mediante la autogeneración, ni abandonar la competencia del mercado. Sin embargo, sí requiere ciertos cambios fundamentales del régimen de energías renovables en Jordania para asegurar una distribución equitativa y dirigida de la energía renovable a usuarios de agua, industriales, comerciales, agrícolas y domésticos.
Es esencial la fijación de tarifas justas que reflejen los costos generados por proyectos privados de energía renovable al utilizar los sistemas nacionales de electricidad y red. Estas tarifas deben permitir la inversión en redes eléctricas para mejorar su confiabilidad y capacidad para absorber la electricidad autogenerada de manera útil. Si esto ocurriera, la autogeneración renovable permitiría al sistema estatal ofrecer a la población un acceso mejor y más económico a la energía. Además, es necesario implementar un sistema de facturación que descarte la medición neta, de modo que el sistema refleje el verdadero valor de la energía tomada de la red, en lugar del actual intercambio injusto por el cual el Estado pierde decenas de millones de dólares al comprar la electricidad autogenerada a tasas sumamente desfavorables. Este sistema de facturación neta debe fijarse de tal manera que beneficie a todas las partes. Por último, los grandes consumidores deben seguir apoyando de diversas formas la provisión de energía a los usuarios más empobrecidos. Estas pueden ser transferencias de efectivo directas o mediante un sistema que requiera que los proyectos de autogeneración produzcan más electricidad de la que necesitan, para que el excedente de energía renovable generada se suministre a la red.
En resumen, cualquier sistema que respalde la producción de energía renovable debe garantizar la justicia y el acceso a energía suficiente para todos y todas.
En 2019 el Gobierno anunció que dejaría de otorgar licencias para proyectos de energía renovable mayores a un MW. Esto se presentó como una suspensión temporal mientras el Gobierno estudiaba la capacidad de la red eléctrica.55 Sin embargo, incluso antes de que se tomara esta decisión, había señales claras de que el compromiso del Gobierno con los proyectos nuevos de energía renovable se debilitaba y de que también tenía dificultades para satisfacer la demanda de licencias solares particulares por parte de los consumidores. La aprobación de proyectos nuevos sufría retrasos y estaba condicionada a la reducción de la capacidad de generación. Asimismo, se impusieron requisitos técnicos onerosos que aumentaron los costos.
Si se analiza la evolución histórica del volumen de inversiones en energía renovable en Jordania se revela el nivel de crecimiento del sector y hasta qué punto se vio afectado por las decisiones del Gobierno. Entre 2012 y 2020 se invirtieron alrededor de 3090 millones de dólares en energía renovable. La inversión alcanzó su punto máximo en 2016, con un promedio anual de 955 millones de dólares,56 y alrededor del 75 por ciento de esa inversión provino de fuentes extranjeras.57 El período entre 2015 y 2018, que coincide con la segunda fase de contratación directa para proyectos de energía renovable, fue un punto culminante de crecimiento. El hecho más significativo en este período fue la concesión a gran escala de proyectos de medición neta y de transmisión de energía. Esto generó un auge en la energía renovable y el sector fue visto como un ámbito prometedor para la inversión. Sin embargo, el crecimiento se desaceleró abruptamente con la decisión de 2019 de suspender la aprobación del proceso de licitación de la tercera fase y dejar de otorgar concesiones a proyectos que excedieran un MW. La situación empeoró con la decisión de suspender las plantas de transmisión de energía los viernes y sábados durante la pandemia de COVID-19. Las inversiones cayeron drásticamente en 2020, a apenas 16,8 millones de dólares. Esta caída fue una amenaza no solo para el sector de la energía renovable en su conjunto, sino también específicamente para la fuerza laboral local.
No obstante, se produjo un cambio luego de que el Gobierno de Bisher al Khasawneh asumiera el poder en octubre de 2020, y el sector de la energía renovable volvió a crecer. En 2021 el valor de las inversiones alcanzó 307 millones de dólares. Además, en 2022 el Gobierno decidió volver a otorgar concesiones a proyectos de energía renovable mayores a un MW, aunque con una reglamentación estricta.58
Si bien es positivo que el sector vuelva a crecer, cabe señalar que no hubo cambios radicales de los sistemas de facturación y tarifas, ni reformas de las políticas. Se impuso una tarifa moderada (equivalente a 2,8 dólares por kWh de energía renovable) únicamente en el sector doméstico (específicamente, para quienes poseen sistemas de energía renovable), pasando por alto otros sectores, tales como bancos, hospitales privados, fábricas y empresas de telecomunicaciones, para los cuales también hace falta una modificación de la estructura tarifaria. En consecuencia, los problemas que han plagado al sector hasta el momento podrían expandirse en el futuro.
Los principales medios de comunicación de Jordania ofrecen una imagen optimista de la rápida transición del país hacia la energía renovable, pero esta narrativa pasa por alto los considerables obstáculos que aún soporta el sistema eléctrico, como la incapacidad de la red de electricidad de absorber más energía. Este problema se debe a que la gran rapidez en el crecimiento de nuevas fuentes de energía no fue acompañada de un crecimiento equivalente en infraestructura y el desarrollo de la red eléctrica.
Toda solución propuesta a la crisis energética jordana debe ser realista y de implementación factible. Al mismo tiempo, las fuerzas populares, civiles y sindicales deben abogar por políticas nacionales que tengan a la soberanía energética como prioridad principal. A pesar de las inevitables consecuencias de los contratos injustos celebrados por administraciones jordanas anteriores, es posible (y necesario) comenzar a construir gradualmente las capacidades del sector para alcanzar su independencia. Para lograrlo, el sector debe seguir expandiéndose localmente, lo que reducirá tanto los costos de producción de energía como la necesidad de proyectos grandes financiados por el sector privado y la inversión extranjera. NEPCO se beneficiaría financieramente y también se reduciría su necesidad de fondos internacionales. Sin embargo, esto solo será posible con más fuentes de energía renovable y con un marco que trate a estas fuentes como bienes públicos y no como productos comerciales.
El primer paso de esta trayectoria es el desarrollo de una estrategia nacional para reforzar la capacidad de energía renovable de Jordania. La siguiente prioridad debería ser el desarrollo de sistemas descentralizados de autogeneración a pequeña escala para individuos y pequeñas instituciones, que puedan satisfacer sus necesidades de manera equitativa y directa, al mismo tiempo que reducen la carga de la red nacional. Esto mejorará la vida de la gente al reducir su costo de energía, y a la vez alivia la carga de los subsidios para el Estado. Estos sistemas descentralizados son un medio clave para alcanzar el desarrollo y pueden implementarse y fortalecerse con eficacia en lo nacional. Esto puede ayudar a reducir el papel de las empresas grandes en el sector energético de Jordania. Sin embargo, la buena instrumentación de estos sistemas requiere una actuación importante de los fondos públicos y las instituciones financieras, como la han desempeñado en el pasado el Banco de Desarrollo de Ciudades y Pueblos, la Corporación de Crédito Agrícola, el Proyecto de Electrificación Rural y el Fondo de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Jordania. Tales instituciones podrían actuar como las mayores financiadoras de sistemas de energías renovables y podrían aliarse con sectores de ingeniería y comercio, así como con expertos locales, para establecer sistemas y proyectos nuevos.
El sector energético de Jordania ha sufrido en el pasado debido a la dependencia de fuentes (locales e importadas) en exceso de sus necesidades, a menudo a precios inasequibles, lo que elevó el costo de la energía y causó pérdidas al sector energético público. Esto podría remediarse mediante una estrategia integral que estimule la demanda de electricidad en sectores clave donde sería socialmente beneficioso, incluyendo la electrificación de las actividades de los ministerios públicos. Por ejemplo, el transporte (público y privado), que consume aproximadamente un 49 por ciento de las importaciones de energía primaria de Jordania,59 podría ser electrificado. Este y otros cambios similares reducirían la factura energética del Estado, optimizarían el uso de los recursos locales y estimularían el tan necesario crecimiento económico.
Otra área de utilidad para la capacidad de generación existente en Jordania es la desalinización del agua de mar. Al alimentar las plantas desalinizadoras, la electricidad podría utilizarse para remediar la escasez de agua en el país. En este sentido cabe señalar el reciente tratado entre Jordania e Israel, patrocinado por Emiratos Árabes Unidos,60 por el cual Jordania comprará cada año 200 millones de metros cúbicos de agua desalinizada a Israel, a cambio de electricidad producida por una planta jordana de energía solar de 200 MW. Esto hace que Jordania dependa peligrosamente de Israel, especialmente por su dependencia ya mencionada del gas israelí (véase el capítulo de Manal Shqair en este libro). Resulta esencial presionar al Estado para que cancele este convenio y abogar por una sinergia interna entre los sectores de la energía y el agua, la que incluye el uso de tecnología moderna de energía renovable para la desalinización del agua y la reestructuración de las redes hídricas para un menor desperdicio de energía y agua. Esto realzaría el papel de la energía limpia en Jordania y contemplaría sus necesidades de agua en el futuro.
Finalmente, la creación de un mercado energético común árabe y regional sigue siendo un proyecto importante y aún no realizado en la región. Esto contribuiría a resolver las crisis energéticas no solo en Jordania, sino en toda la región. Fortalecer los proyectos actuales de interconexión eléctrica con Egipto, Palestina e Iraq, y establecer nuevos y mayores proyectos para conectar la región, mejoraría la estabilidad de los sistemas de energía en Jordania y en el extranjero. Además, ese paso reduciría los problemas técnicos que enfrenta el sector y aumentaría la capacidad de las redes de energía renovable. Ello implicaría un gran beneficio económico, ya que aprovecharía todas las capacidades de generación contratadas y permitiría la venta mutuamente beneficiosa de energía a países vecinos, como el Líbano, que padecen una grave escasez de energía.
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