El acuerdo de cuatro proyectos por valor de 27.000 millones de dólares acordado el año pasado entre el gigante energético francés TotalEnergies y el Ministerio del Petróleo iraquí entrará en su “fase de ejecución” este trimestre, según declaró la semana pasada el Ministerio. El primero de estos proyectos que impulsará TotalEnergies -y que es crucial para que Irak pueda alcanzar sus objetivos de producción de crudo a largo plazo de 7 millones de barriles diarios (bpd), y luego incluso 9 millones de bpd y quizás 12 millones de bpd -como analizo en profundidad en mi nuevo libro sobre los mercados mundiales del petróleo- será la finalización del Proyecto de Suministro Común de Agua de Mar (CSSP). El proyecto, que supondrá una inversión inicial de 3.000 millones de dólares en su primera fase, consiste en tomar y tratar el agua de mar del Golfo Pérsico y transportarla por oleoductos a las instalaciones de producción de petróleo para mantener la presión en los depósitos de petróleo y optimizar la longevidad y la producción de los yacimientos. El plan de la CSSP, largamente retrasado, es que se utilice inicialmente para suministrar unos 6 millones de bpd de agua a al menos cinco campos del sur de Basora y uno de la provincia de Maysan, y que luego se amplíe para su uso en otros campos.
A grandes rasgos, el premio para TotalEnergies por estar en el centro de este proyecto es excepcional. Oficialmente, Irak posee unas reservas probadas de petróleo de 145.000 millones de barriles (el 17% del total de Oriente Medio, alrededor del 8% del mundo y el quinto país del planeta), según datos de la Administración de Información Energética (EIA). Extraoficialmente, es probable que las cifras sean mucho mayores. El Ministerio de Petróleo iraquí ha declarado que los recursos no descubiertos del país ascienden a unos 215.000 millones de barriles, cifra a la que también llegó un estudio detallado realizado en 1997 por la respetada empresa de petróleo y gas Petrolog. Sin embargo, los dos yacimientos más antiguos de Kirkuk y Rumaila -el primero comenzó a producir en la década de 1920 y el segundo en la de 1950, y ambos han producido alrededor del 80% de la producción acumulada de petróleo de Irak- requieren una importante inyección de agua. La presión del yacimiento de la primera se redujo significativamente después de la producción de sólo alrededor del 5 por ciento del petróleo en el lugar (OIP). Rumaila, por su parte, había producido más del 25 por ciento de su OIP antes de que fuera necesaria la inyección de agua porque su principal formación de yacimiento (al menos su parte sur) conecta con un acuífero natural muy grande que ha ayudado a expulsar el petróleo del yacimiento.
Aunque las necesidades de agua de la mayoría de los yacimientos petrolíferos de Irak se sitúan entre estos dos casos, la necesidad de inyección de agua sostenida y de gran volumen del CSSP para mantener la presión en los pozos envejecidos es la más elevada en el sur de Irak. Para alcanzar y mantener los futuros objetivos de producción de crudo de Irak durante un periodo significativo, el país necesitará una inyección total de agua equivalente a alrededor del 2% de los caudales medios combinados de los ríos Tigris y Éufrates, o el 6% de su caudal combinado durante la temporada baja, según proyecciones anteriores de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Aunque las extracciones a estos niveles puedan parecer manejables, estas fuentes de agua tendrán que seguir satisfaciendo también otros sectores de uso final mucho más amplios, como la agricultura.
El segundo de los proyectos es también un asunto de gran importancia y urgente necesidad: recoger y refinar el gas natural asociado que actualmente se quema en los cinco yacimientos petrolíferos del sur de Irak, Qurna Occidental 2, Majnoon, Tuba, Luhais y Artawi. TotalEnergies aportará 2.000 millones de dólares en la primera fase del proyecto para la construcción de la planta de procesamiento para ello, y los comentarios iniciales del Ministerio de Petróleo de Irak del año pasado destacaban que se espera que la planta produzca 300 millones de pies cúbicos de gas al día (mcf/d) y el doble tras la segunda fase de desarrollo. El Ministro de Petróleo iraquí, Ihsan Abdul Jabbar, declaró el año pasado que el gas producido en este segundo proyecto de TotalEnergies en el sur ayudará a Irak a reducir sus importaciones de gas de Irán, ya que el gas de producción nacional es también más barato que el iraní. Dicho esto, Irak ha prometido siempre una reducción de las importaciones de gas y electricidad de Irán -generalmente en el período previo a la visita anual a Washington para pedir dinero- y luego no ha hecho nada para cumplir las promesas. De hecho, en 2020, justo antes de la visita del primer ministro Mustafa al-Kadhimi a Washington para recaudar fondos, éste dijo a los funcionarios del gobierno estadounidense que reduciría la dependencia energética de su país de Irán, pero un mes después de recibir nuevos fondos de Washington, Irak firmó un contrato de dos años -el acuerdo más largo hasta ese momento- para la importación de gas y electricidad de Irán.
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Sin embargo, hay otras razones por las que Irak podría llevar a cabo este último acuerdo para reducir el volumen de su gas natural presente en los yacimientos petrolíferos que simplemente quema. Capturar y procesar este gas, como se pretende con el proyecto de TotalEnergies, significa que se reducirían los costes de la energía consumida internamente en Irak. Según las cifras del Ministerio de Petróleo de Irak del año pasado -y aunque el precio absoluto ha cambiado ligeramente, el diferencial es el mismo, y es correcto- el coste del gas importado de Irán era de unos 8 dólares por millón de unidades térmicas británicas (Btus), mientras que el coste del gas procedente del proyecto de TotalEnergies sería 1,50 dólares por millón de Btu más barato. Además, es posible que Irak pueda o quiera exportar parte de este gas -sobre todo teniendo en cuenta los elevados precios actuales del gas-, lo que además contribuiría a aliviar la severidad de la escasez de efectivo a la que se enfrenta el Primer Ministro Mustafa al-Kadhimi desde que asumió el cargo. Además, Irak tiene la obligación de adherirse en 2017 a la iniciativa “Zero Routine Flaring” de las Naciones Unidas y el Banco Mundial, cuyo objetivo es poner fin a este tipo de combustión rutinaria de gas para 2030; actualmente, el país sigue siendo uno de los peores infractores de la combustión de gas asociado en el mundo, después de Rusia.
TotalEnergies ya tiene experiencia de trabajo en todo Irak, ya que posee una participación del 22,5% en el yacimiento petrolífero de Halfaya, en la provincia de Missan, en el sur, y una participación del 18% en el bloque de exploración de Sarsang, en la región semiautónoma del Kurdistán, en el norte. Esto le da la experiencia operativa muy específica de trabajar sobre el terreno en Irak para impulsar el proyecto de captura y procesamiento de gas asociado y también le permite aumentar concomitantemente la producción de crudo del campo petrolífero de Artawi, que es el tercero de los cuatro proyectos con los que se ha comprometido. Según comentarios del Ministerio de Petróleo iraquí, TotalEnergies contribuirá a aumentar la producción del yacimiento de Artawi hasta 210.000 bpd de crudo, frente a los aproximadamente 85.000 bpd actuales.
Capturar el gas asociado en lugar de quemarlo también permitirá a Irak reactivar el proyecto petroquímico de Nebras, también paralizado desde hace tiempo, con Royal Dutch Shell, que, si siguiera adelante de forma lineal y correcta, podría completarse en cinco años y generaría unos beneficios estimados de hasta 100.000 millones de dólares para Irak en los 35 años de duración del contrato inicial. Este enfoque teóricamente más ecológico de sus recursos energéticos se observa también en el último de los cuatro proyectos que llevará a cabo la empresa francesa, que será la construcción y explotación de una planta de energía solar de 1.000 megavatios.
