Rusia y Ucrania: dos dependencias. El gas y la paz en Europa

La Federación de Rusia, Ucrania y los dilemas del gas

Laszlo Palotas *

GazpromEste artículo busca factores de paz de gas en dos dependencias entrelazadas: (a) la de Ucrania de las importaciones desde Rusia; (b) la de Rusia del tránsito ucraniano para sus exportaciones a Europa. Ucrania tendría que reformar su sector de gas, reduciendo su consumo permanentemente, aún cuando lograra cambios en la formación de precios en los contratos firmados con Rusia en 2009.

Hay dos claros factores mitigadores de la vulnerabilidad europea a las interrupciones de suministros rusos por Ucrania: (a) desarrollo de la red de transporte de gas en la UE, integrando sus confines orientales; (b) realización de la primera línea de Corriente Norte. Además, hay una competencia entre tres proyectos: (a) Nabucco, (b) Corriente Sur, (c) Administración tripartita del corredor trans-ucraniano (una opción más inmediata). El desenlace balanceado de esta competencia serviría la paz de  gas.

Palabras clave: Poder de gasoducto, Renta de recurso, Precio netback europeo
Sumario: Dependencia de Ucrania del gas ruso, casi-trueque, negocio turcomano, cóctel de gas, Rusia impone netback europeo, crisis posterga reforma, Yanukovich gestiona rebajas; dependencia rusa del tránsito ucraniano, vulnerabilidad mitigada, competencia gas a gas en Europa, Corriente Norte, Corriente Sur, Nabucco, coadministración de la red ucraniana de tránsito.Russia and Ukrania: Two Dependences. Gas and  Peace in Europe

Abstract

This article explores gas peace factors in two interlocking dependences (a) Ukraine´s import dependence from Russia; (b) Russia´s dependence on transit through Ukraine for its exports to Europe. Ukraine would have to reform its gas sector, reducing their consumption permanently, even if it achieved pricing changes in contracts signed with Russia at the end of the 2009 gas war. There are two clear factors mitigating European vulnerability to interruptions of Russian supplies through Ukraine: (a) development of the gas transmission network in Europe integrating Eastern fringes (b) implementation of the first line of Nord Stream. In addition, there is a competition between three projects: (a) Nabucco, (b) South stream, (c) Ukranian-Russian-European joint administration of the Trans-Ukranian Corridor (a more immediate option). A balanced outcome of this competition would serve gas peace.

Keywords

Pipeline power, Resource rent, European netback price

  • Introducción

Las guerras ruso-ucranianas de gas fueron causadas en gran parte por dos dependencias entrelazadas: (a) la dependencia ucraniana de las importaciones de gas desde Rusia; (b) la dependencia de Rusia del tránsito ucraniano para sus exportaciones a Europa. Reducir esas dos dependencias, promovería la paz de gas (Pirani, 2010).
La dependencia ucraniana del gas ruso expresaba la herencia soviética de industria pesada y de servicios comunales estructurados sobre el uso intensivo del gas barato. También expresaba el poder (monopolio) de proveedor de Rusia, desde (o a través de) la cual venían todas las importaciones ucranianas.

Projet_Pipeline_South_stream_et_Nabucco La dependencia de Rusia del tránsito ucraniano expresaba el poder (virtual monopolio) de tránsito de Ucrania. También reflejaba la vulnerabilidad de Europa a las interrupciones de ese tránsito y la necesidad percibida por Rusia de tener en cuenta esa vulnerabilidad (restablecer suministros a Ucrania para salvaguardar exportaciones a Europa).

  • Dependencia de Ucrania del gas ruso

La dependencia ucraniana del gas ruso no se reducía, porque Ucrania – hasta la guerra de gas de 2009 – era capaz de negociar bajos precios con Rusia, aprovechando su poder de tránsito, por una parte, y compensando el grueso de sus importaciones baratas con servicios baratos de tránsito y almacenamiento, por la otra. Por tanto, Ucrania, hasta 2009/2010, no se vio en la necesidad apremiante de reformar las distorsionadas estructuras de su sector de gas: eliminar subsidios de tarifas internas, para frenar el consumo e incentivar la producción nacional; reemplazar el obsoleto acervo de capital, introducir tecnologías ahorradoras de energía; introducir normas de transparencia y anti-corrupción.

Los esquemas de precios, anteriores a 2009, eran: (a) casi-trueque (suministros rusos a cambio de servicios ucranianos de tránsito); (b) compras de gas turcomano (otra fuente de gas barato) adicionales al casi-trueque, utilizando intermediarios; (c) cóctel de dos fuentes: rusa (precio duro) y centro-asiática (precio blando); único intermediario; separación entre suministro y tránsito, pagos en efectivo; bajas tasas de tránsito y almacenamiento.

Esos esquemas generaban extensa corrupción transfronteriza, y desestimulaban cualquier reforma. Por tanto, en el sector ucraniano de gas persistía el despilfarro: tarifas subsidiadas, muy alta intensidad energética (alto consumo de energía en proporción al PIB y alta participación de la industria en el consumo de energía), alta participación del gas en la mezcla primaria y baja eficiencia en la utilización de energía (Westphal 2009, p. 14).

En la guerra de gas de 2009, Rusia impuso a Ucrania precio móvil de importación demasiado alto. Ucrania no liberalizó sus reguladas tarifas internas, para ajustarlas al “nivel europeo”, temiendo perjudicar  su industria pesada y su población, golpeadas por la severa recesión. Kiev se retractó de su promesa – hecha en el contexto de un programa crediticio del Fondo Monetario Internacional (FMI) para estabilizar su presupuesto – de subir las subsidiadas tarifas  para los hogares y las compañías regionales de calefacción, si bien eso era indispensable para reducir el déficit de Naftogaz, la compañía nacional de hidrocarburos.

NaftogazUcrania

Víctor Yanukovich, elegido presidente ucraniano en 2010, recalentó la idea de un Consorcio ucraniano-ruso-europeo para administrar el sistema de tránsito de gas (STG) (1).  Yanukovich buscaba rebajas del precio de importación para evitar un alza drástica de los precios internos. Aunque Ucrania lograra rebajas, tenía que reformar su sector de gas, reduciendo su consumo permanentemente. Finalmente, eso disminuiría su dependencia del gas ruso.

  • Casi-trueque y negocio turcomano

La industria soviética de gas se había desarrollado a partir de Ucrania: el foco de la extracción sólo se trasladó a Siberia Occidental desde fines de los 70. A fines de los 60, principios de los 70 – cuando la red soviética se extendió a los satélites del COMECON, y atravesó la Cortina de Hierro para llegar a Europa Occidental (a Alemania Occidental y de ahí a Francia y, aún antes, a Austria y de ahí a Italia) – Ucrania (soviética), gracias a su infraestructura preexistente, atrajo a su territorio los troncales que conectaron los campos siberianos con los países consumidores europeos (Victor y Makarova Victor, 2004).

Ukrainian_Naftogaz_pipelines_paid_for_by_European_companies

En la red soviética, los flujos enviados a Ucrania se repartieron directamente a los grandes usuarios industriales, distribuidores regionales y proveedores comunales. Cuando tras la disolución de la URSS a fines de 1991, Ucrania independiente tomó control de la parte de la red soviética que estaba en su territorio, los consumidores locales comenzaron a pagar por su gas a Kiev, o sea, a la compañía estatal ucraniana Ukrgazprom, y no a Moscú, o sea, a Gazprom, el mayor sucesor corporativo del ministerio soviético de gas (Guillet, 2007,  p. 7).
Ukrgazprom procuraba centralizar en sus manos las importaciones, pero no le pagaba a Gazprom por el gas recibido (aún cuando cobrara a los usuarios ucranianos). Kiev quería que Moscú satisficiera todas las necesidades ucranianas de importación, a cambio de los servicios ucranianos de transportar el gas ruso a Europa. Gazprom trató de obligar a Ukrgazprom a pagar, reteniendo de sus suministros para Ucrania la parte no compensada por servicios de tránsito. Las autoridades centrales de Ucrania respondieron desviando gas ruso destinado a Europa. Rusia redujo sus suministros para Ucrania tres veces entre 1992 y 1993, y en las tres ocasiones disminuyó la presión en los troncales conducentes a Europa. Gazprom – ante el pánico de sus clientes europeos – se apresuró a restablecer los flujos para Ucrania, para salvaguardar sus lucrativas exportaciones a Europa (Guillet, 2007, p. 7).

En 1994, se estableció un esquema de casi-trueque que se mantuvo por un decenio: los rusos suministraban gas para consumo de Ucrania, y los ucranianos aseguraban el transporte del gas ruso a Europa. Sin embargo, en los 90, Ucrania completaba sus servicios de tránsito con servicios militares (estacionamiento de la Flota Rusa en la Crimea) dentro de opacos arreglos-paquete (Guillet, 2009; Westphal, 2009, p. 7).

A mediados de los 90, Gazprom inventó la manera de limitar el casi-trueque ruso-ucraniano (de reducir sus propios suministros a Ucrania a niveles equivalentes a los servicios ucranianos de tránsito), y seguir proporcionando precios blandos para los ucranianos. Gazprom: (a) estimuló a Turkmenistán a vender parte de su gas a Ucrania a precios blandos, lo que liberaba volúmenes de gas ruso para la venta en Europa a precios duros; (b) propició la inserción de firmas intermediarias “amigas” en el manejo de ese comercio turcomano-ucraniano (Pirani, Stern y Yafimava, 2009).
Los intermediarios necesitaban: (a) “palancas” con los altos gerentes de Gazprom para el transporte del gas turcomano hasta Ucrania; (b) “recurso administrativo” en el gobierno ucraniano, para que les concediera cupos de importación y les asignara usuarios con capacidad de pago. Los intermediarios encontraron cómplices en Ucrania, capaces de controlar el negocio de distribución, y vendieron el gas directamente a esos cómplices privados. Los mayores usuarios ucranianos competían por comprar directamente al intermediario, y revender el gas que les sobraba a otros usuarios. En Ucrania se desarrollaba una lucha intestina por las ganancias de ese opaco negocio entre grupos políticos conectados a oscuras firmas intermediarias. El esquema era “ideal” para enriquecer a individuos bien conectados en los tres países. Sus rentas ocultas desestimulaban cualquier reforma ucraniana (Pleines, 2000; Guillet, 2007).  (2)

  • Cóctel de gas

En la zona CEI, Gazprom originalmente cobraba precios (fijos anuales) calculados según el principio “costo-plus” (costo de producción más un margen de beneficio), y sólo realizaba renta de Ricardo: la diferencia entre sus costos de producción y los costos marginales para Rusia. (3) En el Occidente Europeo, Gazprom tenía contratos de largo plazo (CLPs), y (además de la renta de Ricardo) realizaba una gran renta de Hotelling: la diferencia entre el costo marginal de producción en Rusia y los altos precios, logrados en esos ricos mercados mediante el enfoque “valor de reemplazo” (Konoplyanik, 28/2/2008). (4)

En Occidente, los precios de exportación de Gazprom se calculaban con el método “netback”: de los precios en los mercados de destino se deducían los costos de transporte “hacia atrás” hasta los puntos dentro de Europa (a lo largo de la antigua Cortina de Hierro), donde la compañía rusa entregaba el gas a sus clientes. (5) En la CEI, originalmente, se utilizaba el cálculo “net forward” (“hacia delante”, de Rusia al país importador). Rusia (Estado propietario) compartía su renta de recurso con el país importador CEI (transfiriéndole la renta de Hotelling) como un remanente “subsidio imperial”, a cambio de concesiones de valor estratégico o geopolítico (Konoplyanik, 28/2/2008).

La Revolución Naranja de fines de 2004 cambió la orientación (de la estrategia) geopolítica de Ucrania. Rusia deseaba reintegrar a Ucrania en una unión aduanera. Ucrania trataba de integrarse a Occidente. Para Victor Yushchenko – Héroe de la Revolución Naranja, presidente ucraniano de 2005 a 2010 – la garantía de la independencia de Ucrania era su acceso a la OTAN y, luego, a la UE. Su visión sólo estaba compartida por una quinta parte de la población, y más de la mitad se oponía a ella, deseando que Ucrania fuera parte de Europa, pero sin romper con Rusia (Rahr, 2009; Trenin, 2009).

Victor Yushchenko

Victor Yushchenko

Desde 2004/2005, Gazprom insistía en un principio netback especial para sus ventas en la zona CEI. Este cálculo partía de los precios en los (ricos) mercados europeos al final de los gasoductos (Alemania, Francia, Italia): de esos precios (“frontera de Europa” en el interior de la UE) se deducían los costos de transporte “hacia atrás” hasta el (pobre) país importador-CEI (Energy Charter Secretariat, 2007). En esencia, Rusia cobraría el mismo nivel de precios a sus compradores-CEI que a sus compradores-UE, con ajuste a los costos de transporte. Sin embargo, desde ese precio (móvil) completo, Moscú otorgaría rebajas a los estados-CEI (similares a sus antiguos subsidios), a cambio de concesiones, como compartir con Gazprom el control de sus redes de transporte de gas.  (6)

En la batalla de gas de principios de 2006, Rusia utilizó su poder de proveedor frente a Ucrania, privándola tanto de sus propios suministros, como del gas turcomano que Gazprom adquirió. (7) Ucrania ejerció su poder de tránsito frente a Rusia, mermando los envíos contractuales de Gazprom a Europa. En consecuencia, Europa sufrió un daño colateral, causado por los desvíos ucranianos.

Si bien Rusia calculaba con esa posibilidad, tuvo en cuenta la vulnerabilidad europea. En tres días, Gazprom reanudó los suministros para Ucrania: antes de concluir contratos comerciales, pero probablemente después de que Kiev aceptara a RusUkrEnergo (RUE) como único intermediario. El resultado era un cóctel de gas dos fuentes: rusa (netback europeo CEI, ambas rentas para Rusia) y centro-asiática (costo-plus-plus; net forward, renta de Ricardo para los centro-asiáticos, Hotelling para Ucrania y los centro-asiáticos). Las tasas de tránsito (en efectivo) eran inferiores a las centro-europeas. En suma, Ucrania conservó su  relativamente bajo precio de importación (Konoplyanik, 7/3/2008). (8)

Gazprom tenía el 50% de RUE, pero en realidad lo dominaba: a) todo el negocio de la opaca firma, registrada en Suiza, dependía de Gazprom; b) la otra mitad de RUE no pertenecía a Naftogaz, sino a dos empresarios ucranianos, Dmitro Firtash (45%) e Ivan Fursin (5%).  Gazprom participaba en los beneficios de RUE, y también conquistó una fuerte posición en el mercado interno de Ucrania, a través de una empresa conjunta RUE-Naftogaz que dominaría las ventas para los usuarios industriales (Pirani, Stern y Yafimava, 2009).

RUE, creado en una cumbre ruso-ucraniana de 2004, fue diseñado por Yanukovich, entonces primer ministro. Yanukovich, Villano de la Revolución Naranja (que era una masiva protesta popular contra el fraude electoral organizado a su favor), perdió en segunda vuelta repetida ante Yushchenko. Sin embargo, RUE logró ingresar a Ucrania, y jugar un papel clave en los acuerdos de 2006, pues Firtash conquistó el favor de Yushchenko. La entrada de RUE fue precedida por una lucha intestina entre los clanes de Yanukovich (Donetsk), Yushchenko (Kiev) y Yulia Timoshenko (Dnipropetrovsk) por la redistribución del mercado ucraniano de gas (Socor, 22/1/2010; Guillet, 2007). (9)

Yanukovich-Timoshenko

Viktor Yanukovich- Yulia Timoshenko

En conclusión, RUE ayudaba a mantener: los bajos precios de gas para Ucrania; la competitividad de la industria pesada de Ucrania; las distorsionadas estructuras del sector ucraniano de gas; la corrupción y la pugnacidad política en Ucrania, distribuyendo rentas de sus esquemas opacos a clanes opuestos.

  • Rusia impone netback europeo La crisis posterga la reforma

La guerra de gas de 2009 era un renovado conflicto de dos poderes de gasoducto (proveedor/tránsito). (10) Rusia esta vez  ignoró la vulnerabilidad europea, y no restableció sus flujos para Ucrania hasta que dos CLPs quedaran formalizados (CLP de suministro, 2009; CLP de tránsito, 2009). Ucrania rechazaba restablecer los flujos de tránsito sin un acuerdo técnico (en realidad, quería lograr contratos comerciales aceptables para ella). Sin embargo, al final, la presión (para reanudar el tránsito) se tornó irresistible para Ucrania, pues el sufrimiento en Europa estaba, últimamente, causado por la larga reversión del flujo en su red. (11)

Como resultado, Gazprom, en los CLPs concluidos en enero de 2009, impuso a Naftogaz  un precio netback europeo superior al nivel medio, entre otros términos desiguales.  (12) El precio – que partió de una base en un 10% superior a la media de importaciones de Alemania – se ajusta trimestralmente con la variación media de los precios bursátiles de una canasta de gasóleo y combustóleo en los 9 meses precedentes (Pirani, 2009, p. 23). (13)

Gazprom-Sakhalin-Khabarovsk-Vladivostok 5

La virtud de los CLPs era haber eliminado la formación política de precios, haciendo más previsible la relación comercial: el precio de gas se acoplaba por fórmula a los petroleros y, la tasa de tránsito, a ese precio móvil de gas y a la inflación europea, aunque el nivel de la tasa fuera relativamente baja. RUE quedó excluido del negocio ruso-ucraniano (otro factor anti-corrupción), pero Gazprom recibió la cuarta parte del mercado ucraniano de distribución a través de una subsidiaria ucraniana 100% de su propiedad (sólo ventas) (Westphal, 2009).  (14)

La crisis global impactó a Ucrania más duramente incluso que a Rusia por varias razones: (a) desproporcionado peso de las exportaciones de acero y de fertilizantes (afectadas por la caída de los precios mundiales) en la economía ucraniana; (b) muy severa escasez de crédito (banca ucraniana integrada a la multinacional; abultada deuda corporativa); (c) coincidencia de la recesión con el aumento de la cuenta rusa de gas en enero de 2009 (Pirani, 2009. p. 9).

En 2009, la abrupta caída de la producción industrial ucraniana produjo una larga ola de cierres y despidos. Los sectores intensivos en energía (acero, fertilizantes, cemento) estaban entre los más afectados. La industria ucraniana de fertilizantes no soportaba la competencia de productores rusos, que pagaban mucho menos por su gas. (15) El déficit de Naftogaz se exacerbó, pues los usuarios industriales redujeron su consumo sensiblemente, mientras las compañías regionales de calefacción y los hogares (con las tarifas más subsidiadas) alteraban poco su demanda (Pirani, 2009, pp. 10-12).

En general, Kiev no liberalizó sus reguladas tarifas internas, para ajustarlas al nuevo precio móvil de importación, temiendo perjudicar su industria pesada y su población, golpeadas por la severa recesión. El FMI ayudó a Ucrania a evitar una quiebra de Estado, y le permitió utilizar parte de sus desembolsos (de un préstamo stand by de 16.400 millones de dólares) para compras de gas. (16) El CLP de suministro de 2009 obligó a Naftogaz a pagar hasta el día 7 de cada mes por todo el gas recibido el mes anterior. En caso de retraso, Gazprom suspendería sus suministros, y Naftogaz tendría que pasar a prepago. Sin la aquiescencia del FMI, Naftogaz no hubiera podido pagar más de 6 mil millones de dólares por importaciones de gas en 2009 (Pirani, 2010).

Kiev, en el contexto del programa crediticio del FMI, anunció su intención de subir los subsidiados precios internos de gas (que era indispensable para estabilizar a Naftogaz). La negociación FMI-Ucrania fue vinculada con la negociación de una serie de préstamos, considerados por el Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo (EBRD), el Banco Europeo de Inversiones (EIB) y el Banco Mundial (BM), movilizados por la Comisión Europea para financiar la modernización del STG de Ucrania (Pirani, 2009, p. 35). (17)

Sin embargo, la recesión de 2008/2009, con campañas presidenciales, no era el momento para liberalizar tarifas en Ucrania. El “balance de clanes” no era el sistema político ideal para manejar crisis. A fines de 2009, el FMI congeló su programa de crédito a Ucrania hasta que el parlamento de Kiev aprobara un presupuesto para 2010 con recortes del gasto. Occidente – Estados Unidos (EU) y la UE-Alemania – estaba fatigado de financiar al Estado ucraniano, sin que los ucranianos asumieran mayor sacrificio (Pirani, 2009). (18)

  • Yanukovich gestiona rebajas

La elección de Yanukovich presidente ucraniano, en febrero de 2010, revirtió la política exterior ucraniana hacia una estrategia “bi-vector”: mantener buenas relaciones con la UE y Rusia, con énfasis en esa última (balancear intereses de Rusia y de Occidente, sacar provecho de ambos). En marzo, Yanukovich alcanzó a formar una coalición de gobierno dominada por su Partido de Regiones (terminando años de paralítica cohabitación conflictiva entre presidencia y gobierno en Ucrania). Para la reanudación de los desembolsos del FMI, Yanukovich tenía que tomar en cuenta sus requisitos de recortes presupuestales, y subir los precios internos de gas (Olszanski, 2010; Matuszak, 2010).

Además del grupo de Yanukovich (burócratas, representantes del distrito Lujansk), dos lobbies competidores tenían influencia en el Partido de Regiones y el Ejecutivo: el de Rinat Ajmetov y, en menor medida, el de Firtash. (a) Grupo de Ajmetov, propietario del gran holding SMC: región de Donetsk, industria metalúrgica y, en parte, sector energético; interés en penetrar mercados globales, compitiendo también con la economía rusa; concluir el acuerdo de libre comercio (ALC) profundo (asociación) con la UE; (b) Grupo de Firtash, copropietario de RUE: intereses en opaco comercio con gas ruso (recuperar posiciones) y en industria química (Olszanski, 2010).

SMC

En Ucrania (como en Rusia) había gran potencial para ahorrar gas mediante la introducción de tecnologías modernas. Tras la crisis, parte de la demanda de gas desaparecería, donde los cierres de plantas resultaran permanentes, por el cambio de la actividad económica durante la recuperación. Sin embargo, la recesión y la escasez de crédito reducirían los niveles de inversión, retardando el reemplazo del acervo de capital. Eso postergaría la introducción de  tecnologías ahorradoras de energía. Las medidas de eficiencia energética serían una carga financiera para grupos industriales que apoyaban a Yanukovich (Pirani, 2009, p. 12; Kulyk y Stewart, 2010).

En consecuencia, Yanukovich negociaba modificaciones en el CLP de enero de 2009 para rebajar el nivel de precio, ofreciendo concesiones de valor geopolítico para Rusia: (a) establecer un Consorcio tripartito para administrar el STG; (19) (b) prorrogar el acuerdo sobre el estacionamiento de la Flota Rusa en la Crimea más allá de 2017 (como garantía de la no adhesión de Ucrania a la OTAN); (c) adoptar un acta oficial sobre el estatus neutral (fuera de bloques) de Ucrania (Matuszak, 2010).

Sin embargo, Yanukovich desechó la opción de una adhesión ucraniana a la unión aduanera Rusia-Bielorrusia-Kazajistán (que valdría una rebaja de un 20-30% del precio de gas, eximiendo a Gazprom del arancel rusa de exportación). Tal adhesión entrabaría la conclusión del ALC con la UE. Las demás concesiones también serían difíciles de implementar en la práctica. (20) Gazprom (que había gastado mucho esfuerzo en amarrar sus precios para Ucrania al nivel europeo) lucharía para mantenerlos en ese nivel. (21)

  • Dependencia rusa del tránsito ucraniano

Esa dependencia se reduciría, contribuyendo a la paz de gas, si: (a) se mitigara la vulnerabilidad de Europa a las interrupciones de la ruta ucraniana (como estaba sucediendo en varios aspectos); (b) se realizaran gasoductos-bypass entre Rusia y Europa (sin suscitar demasiados temores geopolíticos respecto a redirección de flujos); (c) se realizara la proyectada administración ucraniano-ruso-europea del STG ucraniano (de forma balanceada).

  • Vulnerabilidad mitigada

Tras la guerra de gas de 2009, en la cual Rusia ignoró la vulnerabilidad de Europa, los suministros para Ucrania continuaban bajo riesgo de suspensión mensual. La UE (aunque dejara de ver en Ucrania una infortunada víctima de los dictados rusos) siguió responsabilizando a Rusia: finalmente, los contratos eran con Gazprom. Para muchos europeos, el mensaje de la crisis era sencillo: la seguridad energética de Europa estaba en la protección del cierre de la llave desde Rusia. Esa conclusión reforzó el curso de la UE (Comisión, Parlamento) hacia normas comunes de energía, posición común frente a Rusia, fuentes alternativas de gas, fuentes renovables, eficiencia energética, rutas de tránsito por fuera de Rusia (Trenin, 2009).

nabucco-south-stream

La UE apoyó financieramente los esfuerzos de los países de Europa Centro- y Suroriental, más afectados por la crisis de 2009, para mitigar el impacto de futuras interrupciones de suministros. A corto plazo: mejorar la reversibilidad de gasoductos conectadores y ampliar depósitos subterráneos de gas (DSG). A mediano plazo: construir interconectadores. Eso permitiría a los nuevos miembros de la UE (muy dependientes del gas ruso recibido a través de Ucrania) multiplicar los puntos de entrada de sus redes de transporte, y diversificar sus fuentes de abastecimiento (Pirani, 2009, p. 41). (23)

Un plan mitigador era NETS (New European Transmission System): construir una red diversificada (con interconectadores Norte-Sur) entre: (a) terminales (receptores) de gas licuado (GNL) proyectados en Polonia (Báltico), Croacia (Adriático) y Rumania o Bulgaria (Mar Negro); (b) Nabucco. (24) NETS desarrollaría las condiciones físicas para la competencia gas a gas en la UE, integrando sus confines orientales (Bocian, 2010).(25)

En 2009, la UE adoptó su Tercera Directiva de gas que (como las anteriores en 1998 y 2003) se centraba en dos condiciones importantes para desarrollar un mercado competitivo: (a) separar las redes de transporte de gas de las actividades de distribución y ventas (suministro) de las compañías de gas (“desagregación”); (b) establecer una regulación independiente de los operadores de redes de transporte (Noël, 2008).

Los operadores – legal y funcionalmente desagregados de las compañías verticalmente integradas (CVI) – están encargados de asegurar el acceso no discriminatorio de terceros a las redes de transporte (ANDTR). La Tercera Directiva extendió los requisitos de desagregación – además de las CVIs estructuradas desde el suministro, como E.ON-Ruhrgas, GDF o ENI – también a las CVIs de terceros países, estructuradas desde la producción, como Gazprom (Directiva, 2009).

El ANTDR era clave para aflojar el control de las CVIs sobre los mercados en el Continente Europeo, donde la mayor parte de los gasoductos de transporte estaba reservada para suministros bajo sus CLPs, sin dejar espacio para nuevos entrantes. La Comisión presionaba las CVIs a ceder  capacidades en sus gasoductos al ANDTR. Gracias al ANDTR, implantado en 2006, la competencia “gas a gas” se desenvolvió también en el (aún segmentado) mercado alemán. En 2009, E.ON-Ruhrgas ya estaba promoviendo el desarrollo de un trading hub alemán (Lohmann, 2009). (26)

  • Competencia gas a gas en Europa


La crisis global de 2008/2009 redujo la demanda sensiblemente en los tres mercados de Gazprom (Rusia, Europa, CEI). En 2009, la compañía rusa tuvo que reducir su producción en el 16% (una merma récord). Sus exportaciones cayeron en el 11% (Aslund, 2010). (27)

La demanda en Europa crecería poco hasta 2015, y las importaciones europeas también aumentarían poco (en función directa del declive de la producción en el Mar del Norte). (28) El menor consumo europeo coincidió con: (a) un auge de la producción de GNL; (29) (b) la saturación del mercado norteamericano de gas no convencional. (30) La caída de la demanda anticipada de GNL en EU, hizo aumentar su oferta en Europa, desviando los buques desde Qatar hacia el Viejo Continente (Paszyc, 2009; World Energy Outlook, 2009).

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la oferta en Europa excedía la demanda, y los proveedores comenzaban a competir para vender su gas (donde antes los consumidores competían por comprar un recurso escaso). La sobreoferta podría ser duradera, pues Europa seguiría siendo el mercado más atractivo para GNL. La demanda de gas podría disminuir aún más, si los miembros de la UE cumplieran las directivas relativas a la eficiencia energética y al desarrollo de fuentes renovables. (31) En cierta medida, las tecnologías no convencionales podrían extenderse a Europa (World Energy Outlook, 2009).

Cuando Gazprom finalmente logró imponer a Ucrania un CLP de suministro, sus contratos similares con sus mayores clientes europeos ya estaban bajo presión. Esas CVIs redirigieron parte de sus compras a los trading hubs, incumpliendo sus compromisos “take or pay”, pues los precios-hub (que reflejaban la sobreoferta de GNL) eran mucho más bajos que los precios-CLP (acoplados a los petroleros). (32)

Además, los compradores europeos diversificaron hacia los productores holandeses y noruegos que, desde mediados de 2009, flexibilizaron sus CLPs, permitiendo orientar el precio de cierto porcentaje del gas contratado a los precios-hub. Finalmente, en febrero de 2010, Gazprom también cedió a la presión de sus mayores clientes (E.ON-Ruhrgas, GDF, ENI), y aceptó acoplar el precio de algo más del 10% de los volúmenes contratados en sus respectivos CLPs a la variación de los precios-hub (Loskot-Strachota, 2010).

Esas modificaciones en las fórmulas de precio implicaban una merma en la renta de Hotelling para Rusia, mientras los precios-hub en Europa estaban por debajo de los petroleros. Tras esa concesión de Gazprom para sus clientes europeos, era lógico que Naftogaz  también demandara insertar un ingrediente netback orientado a los precios-hub en la fórmula de su CLP con Gazprom.

En conclusión, las posiciones de Gazprom en Europa se erosionaban por la lenta recuperación de la demanda y su moderado crecimiento por mucho tiempo; la competencia de fuentes alternativas de gas; los reducidos precios y su desacople de los petroleros. Para Gazprom (que trataba de salvar su participación en el mercado europeo, reducida en un 1%) otra interrupción en sus suministros a Europa sería un desastre (Pirani, 2009, p. 7; Aslund, 2010; Loskot-Strachota, 2010). (33)

  • Corriente Norte

A diferencia de la UE “como tal”, los gobiernos de Alemania e Italia, junto con sus grandes compañías (clientes de Gazprom), vieron en los dos conflictos de gas, ante todo, una manifestación del riesgo de tránsito por Ucrania. Por tanto, apoyaron a Corriente Norte (Pirani, 2009). (34)

Corriente Norte mejoraría la seguridad del tránsito del gas ruso a Alemania y a Europa Centro-Occidental, en general. El principal inconveniente era, que deterioraría la seguridad de abastecimiento de países de tránsito como Bielorrusia y Polonia, y no disminuiría el aislamiento de los Bálticos (que también quedaron fuera). (35)

A pesar de las expectativas de menor demanda, Corriente Norte no sufrió retrasos, y la  primera línea (capacidad anual de 27.500 millones de m3) se realizaría entre abril de 2010 y octubre de 2011 casi seguramente, gracias al firme compromiso político-financiero del gobierno alemán. (36)

Gazprom – con la realización de Corriente Norte – obtendría: (a) acceso directo para proveer a Europa Occidental con su gas; (b) control (minoritario, conjunto con sus socios) sobre la red conexa a Corriente Norte en Alemania, reserva de la mayoría de esas capacidades para su gas (pues la Tercera Directiva eximió los nuevos gasoductos de los requisitos de desagregación y  ANDTR por largo tiempo). Eso podría alargar la vida de su resquebrajado sistema de CLPs.

Como nuevos mercados, Gazprom contaba abastecer a través de Corriente Norte a Dinamarca, Holanda y Gran Bretaña: productores del Mar del Norte que, debido al declive de su producción, estaban convirtiéndose en importadores netos. La primera línea báltica se alimentaría del campo Yuzhno-Russkoye en Siberia Occidental, explotado por Gazprom y sus socios alemanes en Nord Stream AG (Paszyc, 2010). (37)

Gazprom-ElAsselPerimeter-Algeria

En cambio, la segunda línea – que se completaría para fines de 2012 – no tenía fuente clara de recursos. El yacimiento gigante Shtokman (en el Mar Barents) no la sería, pues no se decidió iniciar su desarrollo, y su explotación se postergó hasta 2016, contingente de las condiciones de mercado. (38) A corto plazo, tampoco era probable que campos de la Península Yamal surtieran sustanciales volúmenes para Corriente Norte (Paszyc, 2010). (39)

Sin embargo, Gazprom – mientras sus tres mercados siguieran languideciendo – tendría suficiente gas para atender sus obligaciones. A más largo plazo, sus problemas de producción futura (declive de producción en sus viejos campos de Siberia Occidental, insuficiente inversión en el desarrollo de nuevos campos gigantes) podrían reaparecer. Pero Gazprom podría conservar su potencial exportador – sin desarrollar forzosamente sus inasequibles yacimientos árticos – si dejara a los productores independientes (incluyendo las petroleras) aumentar su producción. (40) Por otra parte, una recuperación del consumo tras la crisis en Rusia (como en Ucrania) podría ser frenada por la liberalización de precios y la introducción de tecnologías ahorradoras de energía (Paszyc, 2010).

Por todo eso, si entre la segunda línea de Corriente Norte y las rutas ya existentes (a través de Ucrania y Bielorrusia-Polonia) quedaran significativas capacidades ociosas, eso obedecería no tanto a una insuficiente oferta de Gazprom, sino a la menor demanda en Europa y a la relativamente baja competitividad del gas ruso (a pesar del modesto ingrediente de indexación-hub) (Paszyc, 2010).

El gas (adicional) para la primera línea de Corriente Norte ya estaba casi completamente contratado. En cambio, la segunda línea (con capacidad de otros 27.500 millones de m3 anuales) podría nutrirse de volúmenes actualmente transportados por Bielorrusia-Polonia (Yamal-Europa, 31 mil millones de m3) o, en menor medida, por el STG ucraniano (120 mil millones de m3). Para esa última opción habría que construir unos conectadores entre troncales en territorio ruso (Paszyc, 2010).

Sin embargo, considerando la vulnerabilidad de Europa en general, bastaría completar la primera línea báltica para que el impacto de una repetida interrupción de la ruta ucraniana sobre los consumidores europeos se redujera sustancialmente, teniendo en cuenta las medidas  mitigadoras. Eso debilitaría seriamente el poder de tránsito de Ucrania (aunque la mayor parte de las exportaciones rusas a Europa siguiera transitando por Ucrania incluso si ambas líneas se completaran) (Pirani, 2009).

  • Corriente Sur y Nabucco

Corriente Sur (como Corriente Norte) serviría a Gazprom para diversificar y acortar sus rutas  de tránsito entre Rusia y el interior de Europa, y compartir el control de nuevos gasoductos en la UE. (41) Corriente Sur estaba aún en fase formal de preparación. Su construcción, en última instancia, dependería de la medida en que, después de Corriente Norte, la diversificación de rutas siguiera siendo una prioridad para Gazprom y sus mayores clientes europeos (Pirani, 2009, p. 36). (42)

Nabucco-gas-2

Corriente Sur – aunque su capacidad proyectada fuera inflada a 63 mil millones de m3 anuales – no surtiría nuevos mercados, ni tenía fuentes asignadas de recursos. Por las mismas razones, referidas en el caso de Corriente Norte (capacidades ociosas, debido a menor demanda en Europa en general y, por el gas ruso, en particular) era imaginable que Corriente Sur transportara volúmenes redirigidos desde el STG ucraniano (Paszyc, 2010).

También era posible que Corriente Sur transportara gas centro-asiático, siendo el más reciente proyecto de Gazprom para bloquear Nabucco, cuyos socios competían con él tanto por las reservas de la región del Mar Caspio, como por los emergentes mercados energéticos del Sudeste Europeo. Sin embargo, mientras Rusia y Europa peleaban por el transporte del gas centro-asiático a la UE, China e Irán se llevaron el grueso de las exportaciones turcomanas, construyendo sendos gasoductos, inaugurados a fines de 2009 y a principios de 2010 (Barysch, 2010; Jarosiewicz, 2010).

Hipotéticamente: Corriente Sur permitiría drenar hasta la mitad del STG ucraniano. La capacidad conjunta de Corriente Sur y de la segunda línea de Corriente Norte  permitiría redirigir hasta las tres cuartas partes del gas enviado por el STG ucraniano, o todo el gas enviado por Bielorrusia. Las dos Corrientes, en combinación con las rutas ya existentes, podrían conformar una red de capacidades ociosas que permitiría a Gazprom variar volúmenes y direcciones de sus exportaciones e, incluso, cortar selectivamente sus suministros a varios países de la UE, sin disminuir los flujos enviados a los demás receptores (Paszyc, 2010; Gonchar, Martynyuk y Chubyk, 2009, p. 66).

En conclusión, esas rutas adicionales afectarían a Ucrania, Bielorrusia, Polonia, Eslovaquia y la República Checa. Esos países perderían parte de sus tasas de tránsito. Su poder  de tránsito se debilitaría frente a Rusia que podría presionarlos selectivamente (Paszyc, 2010).

  • Coadministración del STG ucraniano

Desde la disolución de la URSS, Gazprom se esforzaba por adquirir el STG ucraniano. En los 90, promovió su privatización, a cambio de condonar deudas ucranianas. En 2002, se firmó un memorando ruso-ucraniano-alemán sobre un Consorcio para administrar el STG. Pero Kiev temía que Gazprom – con la aquiescencia de Ruhrgas – obtuviera control mayoritario. La Revolución Naranja bloqueó completamente el esquema tripartita “con hoja de parra alemana” (Socor, 15/1/2009).

En 2007 (después de que Gazprom conquistara participación creciente en el operador bielorruso), Vladimir Putin propuso “unificar” el STG ucraniano con la red rusa en una entidad común, a cambio de “acceso” ucraniano a proyectos de extracción en Rusia. (43) Como reacción, el parlamento de Kiev (con casi unanimidad) aprobó una ley que prohibió toda forma de alteración o restricción de los derechos de propiedad del STG. Por tanto, el STG quedó estrechamente asociado a la soberanía ucraniana. Sin embargo, Putin – en plena guerra de gas de 2009 – replanteó la idea de un Consorcio ruso-ucraniano-europeo que arrendaría al STG (Socor, 15/1/2009ª). (44)

Tras la crisis, la Comisión Europea organizó la (ya mencionada) alianza de IFIs para financiar la modernización del STG ucraniano, independientemente de Gazprom. La Declaración de Bruselas tenía la motivación geopolítica de acercar a Ucrania hacia Occidente y alejarla de Rusia. A cambio de los préstamos, el gobierno ucraniano (Timoshenko) prometió: (a) independencia legal y organizacional del operador del STG ucraniano (Ukrtransgaz de las demás subsidiarias de Naftogaz), su sostenibilidad financiera garantizada (beneficios de ingresos de transporte y almacenamiento); (b) tasas de acceso al STG que reflejaran reales costos, su aplicación no discriminatoria por el operador; (c) autorización para las compañías europeas a adquirir gas incluso en la frontera ruso-ucraniana. Este plan bilateral UE-Ucrania sólo incentivó a Rusia (al proveedor último) aún más a esquivar Ucrania (Pirani, 2009; Joint Declaration, 2009; Wilson, 2010, p. 4). (45)

El Consorcio propuesto por Yanukovich para administrar el STG ucraniano correspondería a en su estrategia bi-vector Rusia-UE. La concesión geopolítica a Rusia (la limitación de la soberanía ucraniana) no sería exagerada, pues las participaciones de Gazprom y de los europeos estarían balanceadas, y la propiedad última del STG quedaría con el Estado ucraniano.

Según Gnedina y Emerson (2009), un Consorcio que recibiera el STG ucraniano en concesión por 25-50 años, podría atraer suficiente inversión a su modernización. Ucrania se aseguraría el continuado tránsito de adecuados volúmenes de gas por su territorio, y se liberaría de la pesadilla de Corriente Sur. Ucrania – dando participaciones a compañías europeas y a Gazprom – aseguraría sus oportunidades de integración a la UE, sin alienar a Rusia.

Gazprom, como socio del Consorcio, obtendría sustancial control sobre el STG ucraniano: menor que quería y compartido con un socio fuerte, pero mayor que jamás ha logrado en Ucrania. El Consorcio protegería el gas ruso de los desvíos ucranianos, y daría un mecanismo para remediar incumplimiento. Rusia lograría la participación directa de la UE en el control del tránsito por Ucrania. Gazprom podría posponer Corriente Sur (y Corriente Norte-II) (Gnedina y Emerson, 2009).

Nabucco-gas3

Para la UE, el Consorcio aseguraría el ininterrumpido tránsito del gas ruso. La UE tendría un esquema para l cooperación triangular con Ucrania y Rusia a la vez. Por el otro lado, la UE seguiría dependiendo de los suministros rusos a través de Ucrania. Sin embargo, la vulnerabilidad de Europa ya sería mucho menor (Gnedina y Emerson, 2009).

Al mismo tiempo, esos cambios en curso (Corriente Norte-I, medidas mitigadoras, fuentes alternativas de gas, trading hubs más líquidos, ANDTR) restaban importancia al control tripartito del STG. El interés alemán por participar en un Consorcio ya no era como antes (Sherr, 2010). (46) Finalmente, implementar el Consorcio no era fácil en Ucrania: enmendar la Ley de 2007;  oposición interna (Timoshenko); vínculo del STG a la soberanía nacional. Además, numerosos empresarios ucranianos en el sector energético no querían que “socios” rusos ejercieran un grado crítico de control sobre ese sector. Este conflicto de intereses dificultaba el acuerdo sobre los detalles del Consorcio, y podría demorar la modernización del STG (Kulyk y Stewart, 2010).

  • Conclusiones
  • Dependencia ucraniana del gas ruso

Antes de la guerra de gas de 2009, la dependencia ucraniana del gas ruso no se reducía, pues Ucrania era capaz de negociar bajos precios con Rusia (a) aprovechando su poder de tránsito; (b) compensando el grueso de sus importaciones baratas con servicios baratos de tránsito y almacenamiento.

En la crisis de 2009, Rusia impuso a Ucrania un nivel netback europeo superior al  medio en un CLP para 11 años. La acrecentada cuenta de importación presionaba a Ucrania para reformar su sector de gas: suprimir subsidios de tarifas internas, tomar medidas  de transparencia, y mejorar la eficiencia energética. Ucrania pospuso esas medidas por la crisis económica, que redujo temporalmente su consumo industrial de gas, y afectó su población.

Yanukovich (presidente elegido en 2010) buscaba rebajas del precio de gas (un interés común del lobby de gas y del lobby metalúrgico que le financiaban), a cambio de la compartir con Gazprom la administración del STG ucraniano y otras concesiones de valor geopolítico para Rusia.

Aún cuando Ucrania lograra modificar la formación de  precios en los CLPs de 2009  (bajar el precio móvil a un netback de la media alemana de importación, incluyendo en la fórmula también un ingrediente netback, orientado a los precios-hub; corregir la fórmula de la tasa de tránsito), tendría que reformar su sector de gas, reduciendo su consumo permanentemente. Finalmente, eso disminuiría su dependencia del gas ruso, contribuyendo a la paz de gas.

  • Dependencia rusa del tránsito ucraniano

Se dibujaban dos claras tendencias de paz de gas: (a) la paulatina mitigación de la vulnerabilidad de Europa (sus confines orientales) a las interrupciones de suministro de gas ruso por Ucrania, por varias razones: disponibilidad de GNL y otras fuentes alternativas de gas; construcción de  DSG, interconectadores y terminales GNL; progresos en la liberalización de mercados europeos (desagregación, ANDTR, desarrollo de trading hubs); (b) la realización de la primera línea de Corriente Norte a fines de 2011. Los dos factores juntos debilitarán sustancialmente el poder de tránsito de Ucrania (Pirani, 2009).

Por lo demás, había una competencia entre tres proyectos de gasoducto: (a) Nabucco que transportaría gas caspio-centro-asiático a Europa por fuera de Rusia y por fuera de Ucrania; (b) Corriente Sur – destinado a bloquear Nabucco – quedó bajo sospecha de servir para una redirección de volúmenes desde el STG ucraniano: (c) administración del STG ucraniano por un Consorcio ucraniano-ruso-europeo (como opción más inmediata). Un desenlace más o menos balanceado de esa triple competencia serviría mejor a la paz de gas.

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NOTAS
* Laszlo Palotas Ph.D, Instituto de Estudios Políticos, Universidad Autónoma de Bucaramanga, Colombia. Marzo de 2010

(1) En realidad, el sistema de transito de gas es parte integral del sistema de transporte de gas (también STG) de Ucrania, y difícil de separar de él físicamente.

(2) En 1999, el Estado ucraniano trató de reducir el espacio de intermediarios e importadores privados en el mercado interno. Ukrgazprom quedó absorbido por una compañía nacional de hidrocarburos, Naftogaz Ukraíni, que se encargaba del casi-trueque ruso-ucraniano y del abastecimiento de los clientes públicos, comunales y domésticos de Ucrania a tarifas subsidiadas, utilizando también la producción nacional (Ucrania produce unos 20 mil millones de m3 anuales). Sin embargo, comerciantes ucranianos lograban comprar gas destinado a los hogares, y revenderlo a plantas metalúrgicas. El gas resultó para Ucrania, como la cocaína para Colombia: fuente de corrupción para toda una generación de políticos (Pleines, 2000; Valásek, 2009).

(3) CEI: Comunidad de Estados Independientes: países post-soviéticos sin los Bálticos (con Ucrania).

(4) El enfoque del “valor de reemplazo” se centraba en alcanzar precios casi tan altos como aquellos que los consumidores de esos mercados de destino habrían pagado por combustibles alternativos (como gasóleo o combustóleo) que el gas reemplazaba. Para lograr esa renta, se necesitaba competencia entre los consumidores por un recurso limitado (sin disponibilidad de fuentes alternativas de gas) (Energy Charter Secretariat, 2007, p. 46).

(5) Los clientes europeos de Gazprom (ministerio soviético de gas) eran compañías dominantes en sus mercados nacionales. Por eso eran capaces de celebrar CLPs para importar grandes volúmenes de gas por 2-3 décadas, bajo una estructura contractual rígida (cláusulas “take or pay” de compras garantizadas), diseñada a apoyar masivas inversiones en infraestructura (Noël, 2008).

(6) Según Konoplyanik (7/3/2008), el casi-trueque suministro/tránsito ruso-ucraniano (con precios y tasas nominales, sólo para contabilizar la compensación) también implicaba un remanente subsidio imperial por parte de Rusia, pues el precio nominal del gas ruso para Ucrania se calculaba según el enfoque costo-plus: Rusia realizaba una renta de Ricardo, pero Ucrania se quedaba con parte de la renta de Hotelling. Esta renta era la diferencia entre el costo marginal para Rusia y un netback desde la “frontera de Europa” hasta la ruso-ucraniana; la baja tasa nominal de tránsito, con la cual Ucrania se contentaba, no compensaría completamente esa diferencia.

(7) Rusia aprovechó su poder de tránsito frente a Turkmenistán para impedir la implementación de un contrato turcomano-ucraniano.

(8) (a) Gazprom (Gazexport) compraba casi todo el gas exportable de los productores centro-asiáticos en sus fronteras externas, donde revendía la mayoría a RUE. El intermediario transportaba el gas centro-asiático (por la red de Gazprom) hasta la frontera ruso-ucraniana, donde también compraba gas ruso a Gazexport. RUE suministraba todas las importaciones de Ucrania. (b) Suministro y tránsito quedaron contractualmente separados, con pagos en efectivo. Eso hizo posible el siguiente cóctel: una tercera parte de gas ruso (menos que antes, pero mucho más caro) y dos terceras partes de gas centro-asiático (más que antes y un poco más caro). RUE revendía una parte del cóctel en el vecindario europeo de Ucrania a precios europeos. (c) El precio de exportación para Ucrania era la media ponderada de las dos fuentes. Gas ruso: netback desde “frontera de Europa” (deduciendo costos de transporte) hacia atrás  (hasta la frontera ruso-ucraniana); renta de Ricardo y Hotelling para Rusia. Gas centro-asiático: costo-plus-plus (costo-plus, más un margen adicional para los centro-asiáticos para disuadirlos de contratos con otros compradores); net forward desde fronteras centro-asiáticas (añadiendo costos de transporte) hacia adelante (hasta la frontera ruso-ucraniana); renta de Ricardo para los centro-asiáticos, renta de Hotelling compartida entre Ucrania y los centro-asiáticos. (d) Las tasas de tránsito percibidas por Ucrania quedaban por debajo de las centro-europeas y fijas a mediano plazo: ahorro para Rusia, pérdida para Ucrania. (e) En la frontera ruso-ucraniana, RUE vendió la mayor parte de su cóctel de gas a UkrGazEnergo (UGE), una empresa ucraniana de distribución que compartía con Naftogaz. UGE ingresó ese gas a Ucrania, pagando el arancel. Luego, vendió una parte a Naftogaz (para sus subsidiarias de subsidiados servicios comunales) y, otra parte, a precios más altos, a usuarios industriales. (f) RUE almacenaba la parte que le quedaba (sin hacer aduana) en depósitos de gas en el Occidente de Ucrania, para revenderla en Polonia y Hungría. Las tasas de almacenamiento pagadas por RUE eran una fracción de las habituales en otras partes (Pirani, Stern y Yafimava, 2009; Konoplyanik, 7/3/2008; Deák, 2009).

(9) Como primera ministra, Timoshenko hizo investigar a RUE por supuestos vínculos a Semion Mogilevich, Padrino de la Mafia Roja, antes de ser destituida por Yushchenko en septiembre de 2005. Timoshenko tuvo lazos con un anterior intermediario, Itera, y la anterior gerencia de Gazprom, cuando era viceprimera ministra entre 1999 y 2001. Timoshenko había hecho una fortuna dirigiendo una firma importadora de gas entre 1995 y 1997 (Guillet, 2007; Gereben, 2009; Deák, 2009).

(10)  La guerra de gas de 2009 era sin precedentes por varias razones: (a) el recorte directo de flujos para Europa, decidido por Rusia; (b) la reversión del flujo predominante en la red ucraniana; (c) la larga y total interrupción del tránsito a Europa (13 días); (d) el sufrimiento humano en el Sudeste Europeo. Naftogaz revirtió el flujo predominante en su red para abastecer el Oriente industrial desde los depósitos contiguos a la frontera occidental. Era la manera de resistir sin ningún flujo de gas ruso.

(11) El contexto político era un intento del Kremlin de aprovechar el factor gas para fortalecer la posición de la “pragmática” primera ministra ucraniana, a expensas del “pro-occidental” presidente. Pero, en el último momento, Yushchenko logró frustrar la combinación de Timoshenko con Putin, y fue elevando la puesta hasta que afectó las relaciones de Rusia con la UE (Trenin, 2009, p. 7). Probablemente, las pequeñas tomas ucranianas de los primeros días fueron percibidas por Rusia como provocaciones de otro aliado de Estados Unidos dentro del área de sus “privilegiados intereses” incluso después de la guerra de Georgia. La reducción rusa del gas de tránsito condujo al paro completo de los flujos, de forma hasta la fecha polémica. Ucrania, con la reversión del flujo, ejerció su poder de tránsito.

(12) Otras “desigualdades” de los CLPs de 2009 eran: pagos mensuales, con riesgo de suspensión de suministros por retraso; cláusula irreal de compras garantizadas “take or pay” (ya enmendado para 2010); falta de cláusula de transporte garantizado “ship or pay”. (Pirani, 2009; Westphal, 2009).

(13) En 2009, Gazprom dio a Naftogaz una rebaja del 20% del precio (móvil) de su gas, a cambio de una baja tasa fija de tránsito.

(14) Para Gazprom, duramente afectado por la crisis global de 2008/2009, era urgente maximizar sus precios a Ucrania, pues había concedido precios tipo netback europeo a los centro-asiáticos, con efecto desde 2009. Moscú hizo eso: para comprar lealtad política tras la guerra de Georgia; para quitar incentivos de precio a los proyectos europeos del “Corredor Sur” (Nabucco, Corriente Blanca, Trans-Caspio) destinados a transportar gas caspio-centro-asiático a Europa por fuera de Rusia y de Ucrania. Gazprom también quería compensar la merma ya iniciada de sus ventas en Europa: por la deprimida demanda y una sobreoferta de gas licuado (Westphal, 2009).

(15) En el primer trimestre de 2009, Gazprom cobró a Naftogaz 360 dólares por mil m3, conforme al CLP de suministro. Naftogaz, a su vez, cobró a los productores ucranianos un precio regulado de 247 dólares, mientras el precio interno de Rusia equivalió a unos 90-110 dólares. En el tercer trimestre de 2009, cuando el precio-CLP de Gazprom para Ucrania tocó fondo (198 dólares), Kiev rebajó el precio regulado para los productores ucranianos a 205 dólares (lo que no salvó la industria ucraniana de fertilizantes). En el primer trimestre de 2010, el precio volvió a 305 dólares (como efecto retardado del repunte de los precios petroleros y del fin de la rebaja rusa del 20% otorgada en 2009) (Pirani, 2009, p. 13; Korduban, 2010).

(16) En 2009, el FMI avaló al gobierno ucraniano que, a su vez, avaló a Naftogaz. El FMI trató al déficit operacional de Naftogaz  como parte del déficit fiscal de Ucrania. El Banco Nacional transfería dinero de las reservas a las cuentas de Naftogaz, para que pagara puntualmente a Gazprom. El FMI compitió con fondos estatales rusos y chinos por prestar a Ucrania (Pirani, 2010; Rahr, 2010).

(17) A mediados de 2009, esas tres instituciones financieras internacionales (IFIs) anunciaron posibles préstamos por 1.700 millones de dólares, de los cuales 900 millones se utilizarían para modernizar el STG ucraniano, 500 millones para mitigar el impacto social de las alzas de tarifas, y 300 millones para compras ucranianas de gas ruso. El gobierno de Kiev se comprometió (en una Declaración Conjunta firmada, en marzo de 2009, por Timoshenko, comisarios europeos y directivos de dichas IFIs) a adoptar normas comunitarias de transporte de gas (que requerirían la renegociación del CLP de tránsito Gazprom-Naftogaz) (Pirani, 2009; Joint Declaration, 2009).

(18) La última gota en el vaso del FMI era la aprobación de una ley para aumentar el salario mínimo y las pensiones. La mayor frustración del FMI era que Timoshenko se retractara de subir los precios de gas para los hogares.
Los socios (con un tercio cada parte) serían: Ukrtransgaz (operador del STG, subsidiaria de Naftogaz);  Gazprom (proveedor); compañías europeas (compradores). Gazprom y los europeos garantizarían el tránsito de 100 mil millones de m3 anuales por el STG ucraniano (Grib, 9/2/2010).

(19) El estatus neutral (renuncia formal a la adhesión a bloques de seguridad) no cambiaría gran cosa, si Ucrania siguiera cooperando con la OTAN en el alto nivel actual. La permanencia de la Flota Rusa en Sebastopol requeriría una enmienda constitucional. El Consorcio tripartito requeriría autorización del parlamento, y encontraría fuerte resistencia de la oposición (para la cual perder el control del STG socavaría la seguridad energética de Ucrania) (Matuszak, 2010).

(20) Regresar a la rebaja para Ucrania (además de las concesiones para Bielorrusia y los subsidiados precios internos de Rusia) colmaría las pérdidas de Gazprom. A falta de acuerdo, el equipo de Yanukovich amenazaba de reanudar las (re)exportaciones ucranianas al vecindario centro-europeo, y de importar gas licuado qatarí o argelino (Pirani, 2010; Korduban, 2010).

(21) Gasoductos de transporte de doble sentido entre vecinos.

(23) En todo momento de la crisis había suficientes volúmenes de gas disponibles dentro de la UE, pero esos no llegaron, o sólo con grandes demoras, a los países afectados del Sureste (Geden, 2009).

(24) Gasoducto proyectado entre Turquía y Austria, vía Bulgaria, Rumanía, Hungría, en parte, como prolongación del conducto ya existente entre Bakú, Tiflis y Erzurum.

(25) En una cumbre a principios de 2010, Austria, Bosnia, Bulgaria, Croacia, Hungría, Rumania, Serbia y Eslovenia abogaron por desplazar los puntos de entrega (contractuales de Gazprom) del interior de la UE a sus fronteras externas (Socor, 3/3/2010).

(26) Trading hub: punto virtual de comercio a corto plazo, asociado a una cabecera de mercado.

(27) Gazprom – que en mayo de 2008 (cuando Dmitri Medvedev cambió la presidencia de su consejo directivo por la de Rusia) había sido la tercera compañía más valiosa por capitalización bursátil – cerró 2009 en el lugar 37 de ese ranking (Kefferpütz, 2009).

(28) Según pronósticos rusos, la coyuntura mejoraría sustancialmente entre 2020-2030, optimismo no compartido por la Agencia Internacional de Energía (Paszyc, 2010; World Energy Outlook, 2009).

(29) La participación del GNL en el comercio internacional de gas ascendió al 29% (Paszyc, 2010).

(30) Eso obedeció a una ruptura tecnológica que hizo rentable la extracción de gas atrapado en formaciones rocosas como esquisto.

(31) Las metas de la UE respecto al cambio climático complicaban aún más el cuadro para Gazprom. Algunos países necesitarían más gas para liberarse del más sucio carbón, o para complementar renovables. Sin embargo, si la UE alcanzara sus metas de aumentar la eficiencia energética (en el 20 % para 2020), y de incrementar la proporción de  renovables (al 20%), el peso del gas en la mezcla de energía se reduciría (Barysch, 2010).

(32) En la actualidad, no se trataba de que las fuentes alternativas desplazaran al gas ruso (de gasoducto) de sus tradicionales mercados (europeos). Pero a medida que los trading hubs ganaran en liquidez y profundidad – y las ventas de GNL crecieran en Europa – aumentaría la presión para que los precios-CLP se orientaran más a los precios de mercado de gas, y menos a los petroleros. En los próximos 2-3 años, el Continente Europeo (dominado por gasoductos) vería una transición hacia el desacople petrolero en los CLPs y la indexación de precios en uno o varios trading hubs (Pirani, 2009, p. 15; Stern, 2009, p. 8).

(33) La casi-ausencia de Gazprom del mercado durante la guerra de gas le costó unos 1.500 millones de dólares en ventas no realizadas.

(34) Gasoducto báltico para conectar a Rusia directamente con Alemania.

(35) El problema polaco se remediaría con la reversibilidad del gasoducto Yamal-Europa (Rusia-Bielorrusia-Polonia-Alemania) entre Polonia y Alemania, una obra no muy costosa.

(36) A fines de 2009, Suecia, Finlandia y Dinamarca (tras dos años de exámenes ecológicos y de seguridad) autorizaron la colocación de tubos en sus zonas económicas del Mar Báltico. En febrero de 2010, se expidió un último permiso técnico (finlandés). En marzo, Nord Stream AG y sus socios (Gazprom, BASF-Wintershall, E.ON-Ruhrgas, Gasunie) firmaron la financiación de la primera fase con 26 bancos, gracias a las garantías de agencias estatales de crédito externo de Alemania e Italia (Pirani, 2009, p. 35; Nord Stream, 2010).

(37) Gazprom posee más de la mitad tanto de Nord Stream AG, como de la firma de Yuzhno-Russkoye.

(38) Shtokman habría debido producir gas de gasoducto para Europa desde 2013, y GNL para EU desde 2014. Sin embargo, el mega-proyecto ártico quedó comercialmente inviable por la falta de demanda para un gas tan caro tanto en Europa, como en EU (Socor, 9/2/2010).

(39) El inicio de la explotación de Bovanenkovo, el primer campo a producir en Yamal, se aplazó hasta el tercer trimestre de 2012. Para 2015, la producción aumentaría hasta 15 mil millones de m3 anuales. Para 2030, se proyectaba producir 140 mil millones de m3 (Paszyc, 2010).

(40) Para eso, habría que transferir el control de la red a un regulador nacional, que crearía ANDTR y subastaría los campos menores que de Gazprom no desarrollaba (Aslund, 2010).

(41) Corriente Sur se prolongaría desde el Sur de Rusia, por el fondo del Mar Negro, directamente hasta Bulgaria (miembro de la UE) y, desde ahí: a) por los Balcanes hacia Europa Central y el Norte de Italia; b) por Grecia y el Mar Jónico, al Sur de Italia.

(42) Rusia estaba concluyendo acuerdos con los estados a lo largo de la ruta y Gazprom con los operadores nacionales para realizar los distintos tramos (Paszyc, 2010).

(43) Entonces Putin era presidente ruso y Yanukovich primer ministro ucraniano.

(44) Por la Ley de 2007 (iniciada por Timoshenko en oposición) quedó vedado: cualquier arreglo relativo a la venta del STG (y de los demás activos de Naftogaz), a su transferencia, fusión, concesión, arriendo, colateralización, ingreso en empresa conjunta, administración conjunta o fiduciaria, hipoteca, o cualquier cambio en su control. Se descartó también que la compañía estatal ucraniana pudiera ser declarado en quiebra: última garantía contra una adquisición rusa de sus activos por concepto de deuda (Socor 15/1/2009).

(45) La Declaración fue percibida en Moscú como un complot de la Comisión Europea y Kiev para excluir a Gazprom de cualquier control sobre el STG ucraniano, y desplazar la “frontera de gas” desde sus puntos de entrega dentro de la UE, hacia el borde oriental de Ucrania. Putin calificó el documento como “no profesional” y “sin sentido” (Baev, 2009).

(46) litigación, la  Comisión comprometió a E.ON-Ruhrgas a descongestionar gradualmente sus antiguos gasoductos de transporte que recibían gas ruso vía Ucrania (E.ON, 2010).

Ariadna Tucma Revista Latinoamericana. 5. Marzo 2010-Febrero 2011

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