Marruecos está diseñando un marco energético transafricano visionario para suministrar a Europa, para 2030, electricidad renovable, hidrógeno verde y gas atlántico, pero los desafíos y riesgos siguen siendo importantes
Con más del 90% de energía importada, un carbón todavía dominante en la combinación eléctrica, una demanda de gas que superará los ocho mil millones de m³ para 2027 y casi 30 mil millones de dólares comprometidos en la “Oferta de Marruecos”, Marruecos está erigiendo una arquitectura energética transafricana de una magnitud sin precedentes, atada a un gasoducto de 6.900 km e interconexiones de 700 MW, cuyo equilibrio depende ahora de la materialización incierta del mercado del hidrógeno verde y del cumplimiento de un calendario de salida del carbón fijado para 2040
La nota “Morocco Radar N°9” que el círculo de reflexión Global Governance & Sovereignty Foundation-Konrad-Adenauer-Stiftung acaba de hacer pública examina la apuesta energética marroquí y las expectativas que genera entre los socios europeos
El documento señala que, en un panorama energético europeo sometido a “una reconfiguración brutal, caracterizada por la ruptura de los corredores históricos de hidrocarburos, la aceleración de la descarbonización de la demanda industrial y la santificación de las cadenas de suministro liberadas de las dependencias de los cuellos de botella”, Marruecos ha sabido convertir su “liminalidad geográfica, simultáneamente africana, árabe, atlántica y mediterránea”, combinada con la “continuidad institucional de la monarquía alauita y su capacidad de planificación a largo plazo”, en un “capital posicional
La invasión de Ucrania en febrero de 2022, que transformó la crisis del suministro de gas de la Unión en una reorientación estructural sostenible materializada por el plan REPowerEU, el mecanismo de ajuste al carbono en las fronteras (CBAM), la Directiva sobre energías renovables (RED III) y el Banco Europeo del Hidrógeno, ha, según el informe, “privilegiado colectivamente a los socios de suministro geográficamente cercanos y descarbonizados”. La decisión argelina de octubre de 2021 de no renovar el contrato de tránsito del gasoducto Magreb-Europa, que ha destetado brutalmente a Marruecos de sus suministros históricos, ha, paradójicamente, “liberado al Reino para reinventar esta misma infraestructura en sentido contrario” al importar, bajo la dirección de la Oficina Nacional de Hidrocarburos y Minas (ONHYM), gas natural licuado (GNL) regasificado en las terminales españolas. Más recientemente, el cierre del Estrecho de Hormuz tras las operaciones israelíes estadounidenses contra Irán ha “acechado la demanda europea de suministros a través del Atlántico, libres de cuellos de botella, y ha avivado el atractivo de los corredores que Marruecos había comenzado a construir
Ni productor de hidrocarburos con una renta extractiva, ni un Estado de tránsito con monopolio natural, Marruecos no ordena ninguna base de recursos comparables y apuesta, precisa la nota, en “un poder blando infraestructural que sirva simultáneamente a varios objetivos: integrar a Marruecos en las cadenas de suministro de la descarbonización europea, consolidar su papel de potencia regional convocante mediante gasoductos transfronterizos y corredores eléctricos, y anclar a nivel interno una estrategia monárquica de transformación estructural destinada a salir de la dependencia de las importaciones”. Esta inversión se realiza desde una situación de profunda vulnerabilidad: más del 90% de la energía primaria del país sigue siendo importada, el carbón produjo más del 60% de la electricidad marroquí en 2023, y la exposición del Tesoro a los choques de precios internacionales sigue intacta. El Reino no ha construido, subraya el texto, un dispositivo que “convierte los gasoductos, los cables, los electrolizadores y los puertos en instrumentos geopolíticos contemporáneos
Una estructura institucional y capitalista meticulosamente codificada
El período 2024-2025 fue el de la codificación de Marruecos de un edificio que hace cambiar al país de una gestión energética reactiva -contratos de emergencia de GNL, importaciones de electricidad de España- a un marco multiinstrumento que vincula el futuro energético del Reino con obligaciones nacionales e internacionales vinculantes. La nota enumera las piezas de esta arquitectura: la hoja de ruta del gas de mayo de 2024, la aprobación en marzo de 2025 de seis proyectos emblemáticos de hidrógeno verde en el sobre de la “Oferta de Marruecos”, el lanzamiento en diciembre de 2025 de los procedimientos de licitación para la unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) de Nador West Med – procedimiento ahora suspendido y en proceso de reevaluación – y la contribución determinada a nivel nacional revisada en octubre de 2025 que incluye un plazo condicional para la salida del carbón en 2040. La Oferta de Marruecos compromete, por sí sola, unos 30 mil millones de dólares a través de cinco consorcios que asocian a desarrolladores del Golfo (ACWA Power, TAQA), empresas de energía y fabricantes de equipos europeos (Acciona, Cepsa, Nordex, ENGIE, TotalEnergies), un grupo chino (UEG-China Three Gorges) y el capital nacional (Nareva). El documento ve en esta hibridación una ilustración de la capacidad marroquí para “reunir grupos de capital que ningún actor regional podría movilizar solo”, garantía de una reducción de la dependencia de un único proveedor de fondos propios
Esta codificación programática demuestra, según el informe, que “la influencia energética en el siglo XXI requiere no una simple dotación de recursos o una intención política, sino la capacidad burocrática de ofrecer vehículos de inversión normalizados a gran escala”. Los promotores del Golfo aportan su superficie de equilibrio y su experiencia en grandes activos renovables y de desalinización; los europeos proporcionan la tecnología y la experiencia en materia de certificación, indispensables bajo el régimen de CBAM y RED III; los chinos garantizan cadenas de suministro competitivas de electrolizadores. Marruecos, en posición de anclaje coordinador, puede así “construir sociedades de proyectos que movilicen varias de estas bolsas de capital de forma concomitante” y mejorar las posibilidades de alcanzar la decisión final de inversión en proyectos cuyos horizontes de rentabilidad -de quince a veinte años- superan lo que ningún inversor único puede soportar
Dedicación institucional sin precedentes
A este despliegue capitalista se suma un único anclaje industrial interior: el grupo OCP, principal exportador mundial de fosfato y uno de los mayores productores de fertilizantes, proporciona a Marruecos “lo que la mayoría de los aspirantes a exportadores de hidrógeno carecen: un consumidor industrial nacional masivo de amoníaco, sujeto a obligaciones creíbles de descarbonización en el marco del CBAM”. La plataforma de hidrógeno de Jorf, que tiene como objetivo 100 000 toneladas al año de amoníaco verde a partir de 2026, y la asociación OCP-ENGIE “convierten lo que de otro modo sería una apuesta especulativa de exportación en una señal de demanda industrial ya consolidada”. Este activo, señala el texto, “acelera la curva de aprendizaje y ofrece una accesibilidad de los fertilizantes para la agricultura africana difícilmente cuestionable
La estructura reglamentaria europea convierte los objetivos climáticos en dispositivos de compra. Entró en la fase definitiva en 2026, el CBAM “valora el carbono incorporado en las importaciones de cemento, acero, aluminio, fertilizantes, hidrógeno y electricidad, creando una demanda medible de producción marroquí certificada con bajo carbono”. La Directiva RED III impone acciones obligatorias de hidrógeno renovable en la industria y el transporte, mientras que el Banco Europeo del Hidrógeno, cuya segunda subasta atrajo 61 expedientes por 4.800 millones de euros de solicitudes de subvenciones frente a una dotación de 1.200 millones, “trae el puente de subvenciones que permite a las moléculas renovables importadas apoyar la competencia de la producción nacional durante la fase de reducción de costes”. Además, Marruecos ha establecido asociaciones bilaterales: Alemania lo ha designado como su principal socio africano para el hidrógeno, y el plan de acción neerlandés-marroquí firmado en Rotterdam en mayo de 2024 cubre las infraestructuras portuarias, la certificación y los corredores marítimos verdes. “Los imperativos europeos de descarbonización acabarán prevaleciendo sobre las prevenciones relacionadas con la dependencia de los proveedores no europeos”, predice el informe
A nivel eléctrico, la ventaja marroquí está arraigada en los fundamentos físicos. La irradiación solar directa en el sur del país se encuentra entre las más altas del mundo, aproximadamente un 20% más alta que el pico español y más del doble de la media británica, mientras que los grados de viento alcanzan los 8 a 11 metros por segundo en el corredor Tánger-Tetuán y de 7 a 8,5 m/s en la región de Dakhla-Tarfaya. Estos regímenes “comprimen el coste actualizado de la electricidad y, por tanto, el del hidrógeno electrolítico”. Conectado Sincrónicamente a la red española por dos cables submarinos de 700 MW, configuración única en el continente africano, Marruecos se beneficia de una “ventaja competitiva que ni las maniobras financieras ni los juegos políticos pueden fabricar RETROactivamente
Las adicciones culpables
La válvula de gas no es menos axial. El gasoducto Atlántico africano (AAGP), de 6.900 kilómetros de largo, con un tamaño de 30 mil millones de metros cúbicos al año, de los cuales una quincena están destinados al mercado europeo, ha superado una serie de hitos desde 2022: memorándum tripartito Marruecos-Nigeria-CEDEAO, firmas de memorandos con las compañías nacionales de los Estados de la costa atlántica, finalización de los estudios de viabilidad e ingeniería minorista (FEED), a la espera de un acuerdo inminente intergubernamental. Su arquitectura por etapas, “explícitamente diseñada para evitar cualquier dependencia de una única decisión final de inversión”, permitirá a los primeros segmentos -Marruecos, Mauritania, Senegal- generar ingresos antes de la conexión nigeriana completa, esperada en 2031. El proyecto asocia a trece Estados, incluidos países sin salida al mar (Níger, Burkina Faso, Malí) y productores costeros (Nigeria, Senegal, Mauritania, Costa de Marfil), dentro de la misma autoridad de infraestructura copilotada por Rabat y Abuja y adomada por la CEDEAO. “En un momento en que otros ejecutivos regionales se han fracturado y la propia CEDEAO ha perdido tres Estados miembros, Marruecos se posiciona como una potencia convocadora en torno a un proyecto tangible”, observa el texto, añadiendo que la ausencia de renta petrolera “reduce las sospechas de ambiciones hegemónicas que a veces empañan las iniciativas energéticas de los Estados ricos en hidrocarburos”. El gasoducto se califica de “proyecto de ingeniería disfrazado de instrumento diplomático”, cuyo escalonamiento pluridecenal amplifica la incrustación del reino en la planificación de la seguridad europea
Las debilidades del calendario del carbón, la cadena de gas expuesta y la incertidumbre comercial del mercado de las moléculas verdes
Sin embargo, el informe ordena cuatro series de advertencias. La primera se refiere al ritmo real de la salida del carbón. Marruecos se convirtió en octubre de 2025 en uno de los pocos países dependientes del carbón en tener una fecha de retirada -2040 en su trayectoria condicional, o finales de la década de 2040 sin condiciones- después de unirse a la Powering Past Coal Alliance en 2023 y congelar la construcción de nuevas centrales. Sin embargo, el contrato de compra de electricidad de la central de Jorf Lasfar (1 360 MW) se ha prorrogado hasta 2044, es decir, diecisiete años más allá del vencimiento inicial de 2027, y las unidades de Safi, Jerada y Mohammedia se mantienen como capacidad de reserva. Cada mes de retraso en la puesta en marcha de la terminal FSRU de Nador, de las nuevas centrales de ciclo combinado de gas (CCGT) o de los dispositivos de almacenamiento por baterías prolongan mecánicamente el uso del carbón más allá de la trayectoria declarada, y exponen a las exportaciones industriales marroquíes a la fijación de precios del carbono incorporado bajo el régimen del CBAM”, advierte la nota. El margen entre el plazo condicional de 2040 y la cláusula de salvaguardia de finales de la década de 2040 “se mide en fechas de puesta en servicio y no en compromisos políticos
La cadena de importación de gas es el segundo motivo de vigilancia. La licitación para el FSRU de Nador West Med ha sido suspendida por el Ministerio de Energía mientras revisa los parámetros técnicos y comerciales. El gasoducto de conexión a la antigua línea Maghreb-Europe y su extensión hacia Mohammedia y Kénitra todavía se encuentran en la etapa de trabajos preparatorios. Mientras tanto, la proyección de la demanda interna de gas se ha elevado a unos 8 mil millones de metros cúbicos en 2027, frente a los 1.000 millones actuales, lo que supone una multiplicación de más de siete en tres años. A la espera de la entrada en servicio de una terminal nacional, el GNL sigue transitando por las plantas de regasificación españolas, y luego por el gasoducto Maghreb-Europe operado en modo inverso, “un dispositivo viable pero costoso, que expone la curva de costes de producción eléctrica interna a la volatilidad del mercado al contado del GNL”. El informe advierte que “hasta la puesta en servicio de la terminal de Nador, la cadena de importación marroquí sigue siendo un eslabón singularmente expuesto, cuya fragilidad podría alterar mecánicamente el calendario de sustitución del carbón
La tercera incertidumbre, y la más estructurante, afecta a la viabilidad económica del hidrógeno verde, una molécula sobre la que se basa una parte significativa del edificio marroquí. La Agencia Internacional de la Energía ha revisado a la baja sus previsiones de demanda para 2030, se han cancelado grandes proyectos, como HyGreen Teesside de BP, y los inversores como Masdar están redirigiendo su capital hacia activos relacionados con la inteligencia artificial. “La demanda de hidrógeno se materializa más tarde, en menor volumen o a precios inferiores a los que suponen los parámetros económicos actuales de los proyectos”, advierte el documento. Si solo una fracción de los seis proyectos de la Oferta Marruecos alcanza la decisión final de inversión, “se habrán incurrido en los costes irrecuperables de la reserva de terrenos, las infraestructuras y el montaje institucional”. Marruecos ocupa entonces un intermedio desfavorable: “demasiado ambicioso para los electricistas prudentes, demasiado orientado a la exportación para las estrategias europeas que ahora favorecen la producción doméstica, demasiado caro para los compradores sensibles a los precios”. El consenso en sí mismo se desmorona: “la premisa de que el hidrógeno verde ocupará una parte sustancial del sistema energético descarbonizado es una hipótesis, no una certeza”, martilla la nota, destacando que la electrificación directa está ganando terreno en el transporte ligero, la calefacción y la logística corta, mientras que el e-metanol, el e-amoníaco, el biometano y las baterías de almacenamiento compiten con el hidrógeno en los mismos nichos del transporte marítimo, la aviación y la industria pesada
Ante este mercado aún inmaduro, la nota recomienda a Marruecos “invertir en la reasignación de infraestructuras, en un diseño contractual por etapas y en acuerdos de compra a largo plazo que preserven la opción estratégica, en lugar de confiar en contratos de corta duración que vuelvan a exponer al Reino a la volatilidad cíclica”. En otras palabras, “evitar que la apuesta del hidrógeno desvíe los dos pilares que no dependen de él” -el pilar eléctrico renovable, apoyado en el consumo interno y las interconexiones con España, y el pilar del gas de la AAGP- “y que la infraestructura construida por anticipación siga siendo capaz de acoger otros vectores, amoníaco, metanol o simple electricidad, si la molécula finalmente elegida fuera diferente de la que se planea hoy
El cuarto riesgo es de naturaleza geopolítica. La credibilidad adquirida por el corredor atlántico anima a los competidores a “reanimar las rutas alternativas que la dinámica marroquí ha hecho inoperantes”. El proyecto de gasoducto transhariano (TSGP) entre Nigeria y Argelia es, sobre el papel, un competidor directo de la AAGP. Pero el texto señala que el TSGP, concebido en 2002, formalizado en 2009 y reactivado periódicamente desde 2022, aún no ha completado su FEED, ni ha obtenido compromisos firmes sobre el gas anterior o la decisión final de inversión. Los obstáculos son estructurales: el trazado terrestre atraviesa unos 1000 kilómetros de territorio nigeriano en regiones donde la persistente degradación de la seguridad ya ha perturbado otras infraestructuras energéticas, y la financiación de un gasoducto que atraviesa jurisdicciones expuestas a regímenes de sanciones internacionales “es, en las condiciones actuales de los mercados de capitales, una propuesta sustancialmente más difícil que en el momento de su concepción inicial”. La nota añade que la terminal argelina está culminando con clientes europeos cuyas estrategias de importación tienden ahora a ampliar las fuentes. “La trayectoria del TSGP ilustra por qué la competencia anunciada y la competencia entregada no son la misma variable”, concluye el informe, que clasifica a la AAGP entre las prioridades a corto plazo (categoría A), mientras que el gasoducto transhariano sigue siendo una oportunidad a medio plazo (categoría B), con volúmenes significativos pero con un horizonte de realización más lejano
En total, la nota pinta el retrato de un Reino que ha sabido construir un dispositivo energético de una coherencia inigualable en el continente africano, pero cuya base más distintiva, la apuesta del hidrógeno verde, se basa en fundamentos de mercado todavía en gran medida hipotéticos. El edificio está firmemente atado a dos pilares que obedecen a su propia lógica comercial, la electricidad renovable acoplada a la red ibérica y el corredor de gas atlántico; el reto de la próxima década será evitar que un mercado del hidrógeno aún incierto, por segunda vez, debilite su equilibrio
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