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LOS HIDROCARBUROS IRAQUÍES A PARTIR DE LOS HECHOS DE 2003

Isabel Stanganelli*

Imagen de David Peterson en Pixabay

Iraq, sancionada por décadas, poseía en 2003 reservas de petróleo probadas de 112 mil millones de barriles, 5º lugar mundial luego de Venezuela, Arabia Saudí, Canadá e Irán. Según la Dirección de Información Energética de Estados Unidos, hasta un 90% del territorio iraquí permanecía sin explorar debido a sanciones económicas y guerras desde 1980.

Iraq se mantuvo como miembro de la OPEP entre 1991 y 2003 pero debido a los embargos no podía volver a las cuotas de la Organización en tanto sus exportaciones permanecieran debajo de los niveles de 1991, por lo que en 2003 le resultaba imperioso el levantamiento de las medidas y recuperar su aporte en la OPEP.

Con anterioridad a la Guerra del Golfo de 1991, la producción era de 3,1 a 3,5 millones de barriles por día (b/d) y se estimaba que podría llegar en 2010 a 6 millones y a 7 millones en 2020.

En mayo de 1997 el Director General de Planificación Petrolera de Iraq estableció que debía recomenzar la actividad en los pozos, atraer capitales extranjeros para el desarrollo de nuevos yacimientos y activar la actividad en el desierto occidental. Un mes después el gobierno abrió rondas de licitaciones y unas 60 empresas extranjeras demostraron interés en participar. El resultado de las licitaciones llevadas a cabo en ese año otorgó yacimientos y áreas de exploración a diversas compañías entre las cuales no ingresaron petroleras estadounidenses.

Obviamente, una vez aseguradas las áreas, las compañías ganadoras se mantuvieron sin realizar inversiones pues el país estaba limitado en sus exportaciones por el programa de la ONU “Petróleo por Alimentos”. A fines de 2002 Saddam Hussein exigió a aquellas compañías que habían ganado las licitaciones que comenzaran a operar o perderían sus franquicias.

Los Estados Unidos y el Reino Unido negaron que el petróleo fuera la motivación para la nueva guerra, aunque el cuidado de los pozos al momento de la invasión resultó evidente. En marzo de 2004 el nuevo gobierno de Iraq estaba dispuesto a revisar los acuerdos firmados en 1997 con la rusa Lukoil —principalmente el yacimiento West Qurna— y con la francesa Total —principalmente el yacimiento Majnoon—, inactivas.

Puede observarse en el siguiente mapa la situación de las compañías petroleras como consecuencia de las licitaciones previas a 2003 de exploración y explotación de hidrocarburos:

Mapa elaborado por la autora.

 

2003. Principales pozos productores, millones de barriles y compañías involucradas 

Majnoon (TotalFinaElf –Francia-)

20.000

West Qurna (Lukoil, Zarubezhneft, Tatneft, Mashinoimport, Rosneft –rusas- y una Cía. Iraquí)

15.000

East Bagdad (Empresas rusas)

11.000

Kirkuk (Zarubezhneft y Tatneft –rusas-)

10.000

Rumaila (Zarubezhneft, Mashinoimport, Rosneft –rusas- y CNCP –China-)

10.000

Nahr bin Umar ( Zarubezhneft, Rosneft–rusas-, Slavneft –Belarús-Rusia- y TotalFinaElf –Francia-)

6.000

Halfaya (BHP -Australia-, CNCP –China-, Corea del Sur y AGIP -Italia-)

5.000

Bay Assan (Zarubezhneft y Tatneft –rusas-)

2.000

Buzurgan

2.000

Khabbaz

2.000

Nasiriya (ENI –Italia-, Repsol –España-)

2.000

Khurmala (Turkish Petroleum Intl. Co.)

2.000

Abu Ghirab

1.500

Ratawi (Petronas –Malasia-, CanOxy –Canadá- y Crescent -EAU-)

1.500

Suba (Rusia, India, Argelia e Indonesia)

700

Al Ahdab (CNCP –China- y Norimco)

S/D

Az Zubayr (Zarubezhneft)

S/D

Como complemento de la infraestructura, en 1975 se construyó el oleoducto Estratégico —o Norte-Sur—, de doble vía, que le permitía transportar crudo del norte hacia el golfo Pérsico (Mina al-Bakr) o del sur a través de Turquía a Ceyhan, en el mar Mediterráneo Oriental. Este trazado respondía al volátil entorno de Medio Oriente y permitía exportar hacia el norte en caso de conflictos en el golfo Pérsico o hacia el sur si la situación no permitía el uso del ducto al Mediterráneo oriental. De todos los ductos, este era el único que tenía permitida la exportación durante la etapa de “petróleo por alimentos”.

Los restantes eran el oleoducto de Kirkuk a la terminal siria Banias con un ramal a El Líbano y dos paralelos a Turquía. Otro conectaba con la red de Arabia Saudí y permitía exportaciones a través del golfo Pérsico y el mar Rojo. Existía un oleoducto a Jordania–Zarqa con una longitud de 300 Kms. y se planeaba ampliarlo con un costo de 120 millones de dólares. Este plan era de gran interés de Stroitransgaz (rusa, habilitada en el Bloque 4) e Indian Oil.

En 2003, ya depuesto el régimen de Saddam Hussein, surgió la posibilidad de otra ruta desde Mosul hasta el puerto de Haifa en Israel septentrional que eliminaría a Rusia como abastecedor de petróleo a Israel. El proyecto del oleoducto a Aqaba —favorito durante la administración Reagan—, que pasaría por Jordania, fue postergado debido a la falta de fondos para su construcción, pero dado que era parte de la “reconstrucción” iraquí, la corporación estadounidense Bechtel revivió este proyecto.

Como consecuencia de la mencionada Guerra del Golfo de 1991, el creciente deterioro de los yacimientos, la falta de repuestos y las vetustas técnicas de recuperación del combustible, producirían una declinación irreversible en la producción si no eran actualizadas rápidamente. A principios de 2002 producían petróleo 24 sobre 73 yacimientos iraquíes.

A pesar de las sanciones, Estados Unidos era el principal mercado para el petróleo iraquí (70%). Sus importaciones —a través de terceros— oscilaban entre 700.000 y un millón b/d de petróleo iraquí, con ExxonMobil, Chevron, Citgo, BP, Maratón, Coastal, Valero, Koch y Premcor como los mayores importadores, generalmente encubiertos[1].

El retorno de los inspectores debería haber permitido en julio de 2002 el levantamiento total de las sanciones. Pero los inspectores no pudieron terminar su trabajo y debieron refugiarse en Chipre la noche previa al inicio de la invasión, sin encontrarse —ni entonces ni después—, rastros de las armas de destrucción masiva en Iraq, principal argumento para justificar la Guerra del Golfo 2003.

Tras la invasión, el gobierno de Estados Unidos quiso abrir la industria a los inversores internacionales y a las multinacionales, pero los trabajadores petroleros se opusieron a ello sosteniendo que la riqueza petrolera de Iraq pertenecía a su pueblo y era el único recurso que podría pagar el enorme costo de reconstruir su país después de décadas de guerra.

En 2013 este era el nuevo “mapa” petrolero:

El fin de la ocupación militar de Estados Unidos no significó que los iraquíes tuvieran pleno control de su petróleo. Algunas de las compañías petroleras más grandes de Occidente, como ExxonMobil, BP y Shell, permanecieron en el nuevo mapa iraquí.

A principios de 2012 BP ya se encontraba en el supergigantesco campo petrolífero Rumaila y Royal Dutch Shell junto con Petronas en el supergigantesco campo de Majnún. También se encuentran CNPC (China) en Rumaila, ExxonMobil con Royal Dutch Shell en Qurna Occidental y se adjudicó a la italiana Eni S.p.A., junto con California’s Occidental Petroleum (Oxy) y Korea Gas Corp. el yacimiento Zubair.

El gobierno de Iraq reportó a la OPEP que en febrero de 2021, produjeron 3,87 millones de b/d barriles de petróleo por día (no los 7 millones previstos en 1990) y podría llegar en 2030 casi a 6 millones b/d según las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE)[2].

La economía de Iraq depende en 99% de la exportación de hidrocarburos.

En las actuales circunstancias, la posibilidad de una retirada de las compañías petroleras occidentales de Iraq parece remota aunque continúa la resistencia a la presencia de los occidentales. La mayor parte del petróleo iraquí se exporta a través de las terminales del sur, que representan más del 95% de los ingresos estatales. Mercados principales: Rusia, Francia, Suiza y China, que en marzo 2020 logró un nuevo contrato de gas en el campo petrolero de Majnoon, a pesar de la fuerte presencia de Estados Unidos en el país: una de las prioridades de China es proporcionar oportunidades de empleo para los iraquíes en el proyecto, así como la transferencia de tecnología moderna al país de Oriente Medio.

 

Referencias

[1] Hosenball, Mark. “Saddam Oily Deals. Were Americans profiting fron Oil-for Food scams?” Newsweek, 25/01/2005, http://msnbc.msn.com/id/6831548/site/newsweek/

[2] “Producción petrolera de Irak desciende 14% en febrero 2021”. Petroguía (Venezuela), 12/03/2021, http://www.petroguia.com/pet/noticias/petr%C3%B3leo/producci%C3%B3n-petrolera-de-irak-desciende-14-en-febrero-2021

ENCANTADOR LIBRE MERCADO: TRUMP Y CARTEL OPEP+

Álvaro Ríos (El Deber, Santa Cruz de la Sierra)

Los que creemos en que el mercado es el que debe fijar los precios de los productos y servicios, podemos una vez más rasgarnos las vestiduras con lo recientemente acontecido en el mercado global de petróleo.

Lo que explicaremos es precisamente la injerencia con una mirada crítica de algo que seguiremos pregonando. Es mucho más beneficioso que el mercado (oferta y demanda con todas sus distorsiones) en competencia, fije los precios de los productos y servicios, a que lo hagan a dedo, políticos de turno. La mayoría de las veces en concomitancia con los que se favorecen de los precios fijados o impuestos.

Una cosa es regulación de costos para establecer precio o tarifas de servicios públicos donde hay monopolios naturales, donde no hay competencia. También los monopolios de facto de dominancia de mercado por uno, dos, o más agentes debe romperse para generar competencia. Esa es tarea de los gobiernos. Los pactos de precios entre agentes de mercado son una violación al mercado que debe castigarse y censurarse. Exactamente esto último es lo que acontecido con la famosa OPEP+ y por supuesto con la injerencia del presidente Trump. Analicemos.

Durante 2018 a 2019 los precios del petróleo se establecían entre 60 y 70 $us/Bbl otorgando tranquilidad y por supuesto ganancias a los países productores y a empresas productoras del vital elemento que aun mueve a la economía y al transporte mundial.

La producción global durante esos dos años promediaba 100 Millones de Barriles por Día (MMBPD). Empero, al finalizar el 2019 se da la erupción del Covid 19 en China y la alerta comienza a afectar la demanda. La producción de petróleo sin embargo se mantiene en 100 MMBPD, pero los precios comienzan a declinar. Los precios WTI y Brent en enero eran ya de 57.6 y 63.6 $us /Bbl y en febrero caen a 50.6 y 55.7 $us /Bbl respectivamente.

Con este escenario, el 5 de marzo se da una reunión de dos días de la OPEP y de sus aliados, denominados OPEP+, entre ellos Rusia con el objetivo de tratar de establecer cuotas de reducción de producción y subir precios. El 6 de marzo el Barril de petróleo se cayó otro 10% tras el fracaso de las conversaciones y donde Rusia se niega a reducir producción.

El 9 de marzo Arabia Saudita desata la guerra de precios ante Rusia por su negativa a reducir producción y, por supuesto, los precios se desploman llegando en marzo en promedio a 30.5 dólares el WTI y a 31.8 el Brent. A finales de marzo los precios ya estaban por debajo los 25 $us/Bbl a niveles de 2002.

Adivine adivinador ante este escenario de precios por debajo los 30 $us /Bbl ninguno de los frackers de shale en USA podía seguir frackeando la roca, porque resultaba antieconómico (punto de equilibrio) y no había como pagar deudas en un sector además muy endeudado.

Así aparecen unos tuits del presidente Trump el 2 de abril que hace que los precios repunten casi un 25%. En ellos anuncia que existían esperanzas sobre un acuerdo entre Moscú y Riad para recorte de producción. El 3 de abril los precios ganan otro 10%, impulsados por optimismo sobre final de la guerra de precios entre Rusia/OPEP+. Con palo y zanahoria de por medio el poderoso presidente de USA comienza su accionar.

El 9 de abril tras una reunión de la OPEP+ por videoconferencia se da lugar a un acuerdo histórico para reducir la producción en 10 MMBPD que, por supuesto, no es suficiente por la sobreoferta y la demanda super contraída por el virus. El 20 abril, un día inédito para el mercado petrolero los precios se caen a negativo 35 $us /Bbl para los futuros de mayo por falta de almacenamiento. La demanda en abril se cae a 79 MMBPD es decir una caída global del 21%.

Bueno, gracias a los recortes de los países OPEP+ y por las presiones de USA y sus socios, los precios han comenzado a trepar llegando este junio a los 40.0 $us /Bbl. Lo interesante de todo esto es que es la primera vez en muchas décadas en que vemos al gobierno americano afanado en subir los precios del petróleo porque siempre ha ocurrido todo lo contrario.

Ahora está de por medio una industria pujante del shale a la cual hay que proteger. La producción de petróleo de los frackers en USA había llegado a 13 MMBPD y ahora ha comenzado a declinar por el accionar de las empresas a 11 MMBPD. Ya hemos dicho que ni los más eficientes frackers en los más prolijos sweetpots son rentables por debajo de 30 $us /Bbl.

Bueno como en USA el gobierno no puede imponer a hacer bajar la producción a las empresas petroleras (creemos que puede ser considerado hasta ilegal), pues el palo y zanahoria funcionó con la OPEP+. Cómo han cambiado los tiempos y los intereses. Los precios bajos de los combustibles que beneficiaban a sus ciudadanos cuando las importaciones eran dantescas ya no son lo primordiales para el gobierno norteamericano.

 

Tomado de El Deber, Santa Cruz de la Sierra, https://eldeber.com.bo/188708_encantador-libre-mercado-trump-y-cartel-opep?%3F