En 2009, Irak fue el quinto mayor productor de petróleo del mundo y posee las quintas reservas petroleras comprobadas más grandes del mundo . Sólo una fracción de los yacimientos conocidos de Irak están en desarrollo, y el país puede ser uno de los pocos lugares donde las vastas reservas, comprobadas y desconocidas, apenas han sido explotadas. El sector energético de Irak se basa en gran medida en el petróleo, y aproximadamente el 94 por ciento de sus necesidades energéticas se satisfacen con petróleo. Además, los ingresos por exportación de petróleo crudo representaron más de dos tercios del PIB en 2009. El sector petrolero de Irak ha sufrido durante las últimas décadas sanciones y guerras, y su infraestructura petrolera necesita modernización e inversión. Al 30 de junio de 2010, Estados Unidos había asignado 2.050 millones de dólares al sector de petróleo y gas iraquí para iniciar esta modernización, pero puso fin a su participación directa a partir del primer trimestre de 2008. Según informes de varias agencias gubernamentales estadounidenses, instituciones multilaterales y otras organizaciones internacionales, los costos de reconstrucción de Irak a largo plazo podrían alcanzar los 100.000 millones de dólares estadounidenses o más. [2]
Durante el siglo XX, el Imperio Otomano otorgó una concesión a William Knox D'Arcy para explorar yacimientos petrolíferos en sus territorios que, tras la disolución del Imperio Otomano , se convirtieron en los países modernos de Turquía e Irak . Finalmente, D'Arcy y otros socios europeos fundaron la Compañía Turca de Petróleo (TPC) en 1912, que pasó a llamarse Compañía Iraquí de Petróleo en años posteriores. [4] [5] [6]
Después de la partición del Imperio Otomano , los británicos obtuvieron el control de Mosul en 1921. [4] En 1925, TPC obtuvo una concesión de 75 años para explorar petróleo a cambio de la promesa de que el gobierno iraquí recibiría una regalía por cada tonelada de petróleo extraída. Se localizó un pozo en Baba Gurgur , justo al norte de Kirkuk . La perforación comenzó y en las primeras horas del 14 de octubre de 1927 se encontró petróleo. El campo petrolífero en Kirkuk resultó ser extenso. [7]
El descubrimiento de petróleo en Kirkuk aceleró las negociaciones sobre la composición de la TPC, y el 31 de julio de 1928 los accionistas firmaron un acuerdo formal de asociación para incluir a la Near East Development Corporation (NEDC), un consorcio estadounidense de cinco grandes compañías petroleras estadounidenses que incluían a Standard Oil of New Jersey , Standard Oil Company of New York (Socony), Gulf Oil , Pan-American Petroleum and Transport Company y Atlantic Richfield Co. (En 1935, solo quedaban Standard Oil of New Jersey y Standard Oil of New York). [8] [9] El acuerdo se llamó Acuerdo de la Línea Roja por la "línea roja" dibujada alrededor de los antiguos límites del Imperio Otomano. [10] [11] El Acuerdo de la Línea Roja duró hasta 1948, cuando dos de los socios estadounidenses se liberaron. Durante ese período, IPC monopolizó la exploración petrolera dentro de la Línea Roja; excluyendo Arabia Saudita y Bahréin, donde ARAMCO (formada en 1944 mediante el cambio de nombre de la subsidiaria saudí de Standard Oil of California (Socal)) y Bahrain Petroleum Company (BAPCO) respectivamente tenían una posición de control. [10]
Después de que Muhammad Mossadegh nacionalizara la industria petrolera en Irán, IPC aceptó un acuerdo de "participación equitativa en los beneficios" en 1952. En lugar de un pago fijo de regalías, Irak recibiría el 12,5% del precio de venta de cada barril. [12] Sin embargo, el control de los activos petroleros de Irak por parte de empresas extranjeras era impopular y en 1958 Abd al-Karim Qasim derrocó a Faisal II de Irak . Después de tomar el control del gobierno iraquí, Qasim exigió mejores condiciones a IPC, pero decidió no nacionalizar los activos petroleros de Irak. [4]
En 1961, Irak aprobó la Ley Pública 80, por la que Irak expropió el 95% de las concesiones de IPC y se creó la Compañía Nacional de Petróleo de Irak , que recibió poderes para explotar los activos confiscados a IPC en virtud de la Ley 80. Este acuerdo continuó en 1970, cuando el gobierno exigió un mayor control sobre IPC y finalmente nacionalizó la empresa después de que fracasaran las negociaciones entre la compañía y el gobierno. En ese momento, el Partido Baaz estaba en el poder en Irak y Saddam Hussein era su gobernante de facto , aunque Ahmed Hassan al-Bakr no dimitió formalmente como presidente hasta 1979. [13] [14]
En febrero de 2007, durante la guerra de Irak , el gabinete iraquí aprobó un proyecto de ley que distribuiría los ingresos del petróleo entre las distintas regiones y provincias de Irak en función de la población, y que también daría a las compañías petroleras regionales la autoridad para celebrar acuerdos contractuales directamente con empresas extranjeras en relación con la exploración y el desarrollo de yacimientos petrolíferos. Los iraquíes siguieron divididos sobre las disposiciones que permitían a los gobiernos regionales celebrar contratos directamente con empresas extranjeras; aunque los árabes sunitas apoyaban firmemente esta medida a los kurdos, querían que el Ministerio del Petróleo mantuviera el poder de firmar contratos. Como compromiso, el proyecto de ley proponía la creación de un nuevo organismo llamado Consejo Federal del Petróleo y el Gas que podría, en algunas circunstancias, impedir la ejecución de contratos firmados por los gobiernos regionales. [15]
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Según el Oil and Gas Journal, las reservas petroleras probadas de Irak son de 115.000 millones de barriles, aunque estas estadísticas no han sido revisadas desde 2001 y se basan en gran medida en datos sísmicos bidimensionales de hace casi tres décadas. Los geólogos y consultores han estimado que el territorio relativamente inexplorado en los desiertos occidental y meridional puede contener entre 45.000 y 100.000 millones de barriles (bbls) adicionales de petróleo recuperable. El ministro iraquí del Petróleo, Hussain al-Shahristani, dijo que Irak está reevaluando su estimación de las reservas petroleras probadas y espera revisarlas al alza. Un desafío importante para el desarrollo del sector petrolero de Irak es que los recursos no están divididos de manera uniforme entre líneas sectarias y demográficas. La mayoría de los recursos de hidrocarburos conocidos se concentran en las áreas chiítas del sur y el norte étnicamente kurdo, y pocos recursos están bajo el control de la minoría sunita . La mayoría de las reservas conocidas de petróleo y gas en Irak forman un cinturón que corre a lo largo del borde oriental del país. Iraq tiene 9 yacimientos considerados supergigantes (con una capacidad de más de 5.000 millones de barriles), así como 22 yacimientos gigantes conocidos (con una capacidad de más de 1.000 millones de barriles). Según consultores independientes, el conjunto de yacimientos supergigantes del sureste de Iraq constituye la mayor concentración conocida de este tipo de yacimientos en el mundo y representa entre el 70 y el 80 por ciento de las reservas petroleras probadas del país. Se estima que el 20 por ciento de las reservas de petróleo se encuentran en el norte de Iraq, cerca de Kirkuk , Mosul y Khanaqin . El control de los derechos sobre las reservas es una fuente de controversia entre los kurdos étnicos y otros grupos de la zona. [16]
En 2009, la producción de petróleo crudo de Irak alcanzó un promedio de 2,4 millones de barriles por día (mbd), aproximadamente el mismo nivel que en 2008 y por debajo de su nivel de capacidad de producción anterior a la guerra de 2,8 millones de mbd. Después del final de la invasión estadounidense, la producción aumentó a un nivel alto, a pesar de que comenzó una nueva invasión del llamado ISIL . La producción en marzo de 2016 se situó en 4,55 millones de barriles por día. Este es un nuevo año pico histórico para Irak si las conversaciones de la OPEP sobre congelar o reducir la producción celebradas en abril de 2016 no conducen a una reducción. El antiguo pico fue 1979 con 171,6 millones de toneladas de petróleo en comparación con 136,9 millones de toneladas producidas en 2011 y 152,4 millones de toneladas en 2012. [17] El área de operación geográfica de la compañía abarca las siguientes gobernaciones: Kirkuk , Nínive , Erbil , Bagdad , Diyala y parte de Babil a Hilla y Wasit a Kut . El resto cae bajo la jurisdicción de la SOC y la MOC, y aunque es más pequeño en tamaño geográfico, incluye la mayoría de las reservas probadas. Los campos petrolíferos de MOC contienen aproximadamente 30 mil millones de barriles de reservas. Incluyen Amarah , Field , Huwaiza, Noor , Rifaee, Dijaila, Kumait y East Rafidain. [18]
Un informe de 2012 de la Agencia Internacional de Energía estimó que Irak podría aumentar su producción de 2,95 mbd en 2012 a 6,1 mbd en 2020, lo que incrementaría los ingresos petroleros del país a 5 billones de dólares entre 2012 y 2035, o alrededor de 200.000 millones de dólares al año. [4]
Iraq ha iniciado un ambicioso programa de desarrollo para desarrollar sus yacimientos petrolíferos y aumentar su producción. La aprobación de la propuesta de Ley de Hidrocarburos, que proporcionaría un marco jurídico para la inversión en el sector de los hidrocarburos, sigue siendo un objetivo principal de la política. A pesar de la ausencia de la Ley de Hidrocarburos , el Ministerio del Petróleo (Irak) firmó 12 contratos a largo plazo entre noviembre de 2008 y mayo de 2010 con compañías petroleras internacionales para desarrollar 14 yacimientos petrolíferos. En la primera fase, las compañías presentaron ofertas para desarrollar aún más 6 yacimientos petrolíferos gigantes que ya estaban produciendo con reservas de petróleo probadas de más de 43 mil millones de barriles. Los contratos de la segunda fase se firmaron para desarrollar yacimientos petrolíferos que ya estaban explorados pero no completamente desarrollados o que producían comercialmente. En conjunto, estos contratos cubren yacimientos petrolíferos con reservas probadas de más de 60 mil millones de barriles, o más de la mitad de las actuales reservas probadas de petróleo de Iraq. Como resultado de estos contratos, Irak espera aumentar su producción en 200.000 barriles diarios para finales de 2010 y aumentar su capacidad de producción en otros 400.000 barriles diarios para finales de 2011. Cuando estos yacimientos estén plenamente desarrollados, aumentarán la capacidad total de producción iraquí a casi 12 millones de barriles diarios, o 9,6 millones de barriles diarios por encima de los niveles de producción actuales. Los contratos establecen que Irak debe alcanzar este objetivo de producción para 2017.
El Iraq se enfrenta a muchos retos para cumplir este calendario. Uno de los más importantes es la falta de una salida para los aumentos significativos de la producción de petróleo crudo. Tanto la infraestructura iraquí de refinación como la de exportación están actualmente en problemas y necesitan ser modernizadas para procesar mucho más petróleo crudo. Las exportaciones de petróleo iraquíes están funcionando actualmente a casi plena capacidad en el sur, mientras que la capacidad de exportación en el norte se ha visto limitada por el sabotaje y necesitaría ser ampliada en cualquier caso para exportar volúmenes significativamente mayores. Los aumentos de producción de la escala prevista también requerirán aumentos sustanciales en la inyección de gas natural y/o agua para mantener la presión en los yacimientos de petróleo y aumentar la producción de petróleo.
Irak tiene gas asociado que podría utilizarse, pero actualmente se está quemando. Otra opción es utilizar agua para la reinyección, y actualmente se está utilizando agua disponible localmente en el sur de Irak. Sin embargo, el agua dulce es un producto básico importante en Oriente Medio, y es probable que haya que bombear grandes cantidades de agua de mar a través de tuberías que aún no se han construido. ExxonMobil ha coordinado los estudios iniciales de los planes de inyección de agua para muchos de los campos en desarrollo. Según sus cálculos, podrían ser necesarios entre 10 y 15 millones de barriles diarios de agua de mar para los planes de expansión de Irak, con un coste de más de 10.000 millones de dólares.
Además, la industria del petróleo y el gas de Irak es el mayor consumidor industrial de electricidad, con más del 10 por ciento de la demanda total. Un aumento a gran escala de la producción de petróleo también requeriría grandes aumentos en la generación de energía. Sin embargo, Irak ha tenido dificultades para satisfacer la demanda de energía, y la escasez es común en todo el país. Se necesitarían mejoras significativas en el sector eléctrico para suministrar energía adicional. Irak también planea firmar acuerdos de demarcación de yacimientos petrolíferos compartidos con Kuwait e Irán. Irak quisiera establecer comités conjuntos con sus vecinos sobre cómo compartir el petróleo.
Según el Oil and Gas Journal, las reservas probadas de gas natural de Irak son de 112 billones de pies cúbicos (Tcf), las décimas más grandes del mundo. Se estima que el 70 por ciento de ellas se encuentran en la gobernación de Basora, en el sur de Irak. Las reservas iraquíes probables se han estimado en 275-300 Tcf, y varias IOC y entidades independientes están trabajando actualmente para actualizar con precisión las cifras de reservas de hidrocarburos. Dos tercios de los recursos de gas natural de Irak están asociados a yacimientos petrolíferos, incluidos Kirkuk, así como el sur de Nahr Bin Umar, Majnoon, Halfaya, Nassiriya , los campos de Rumaila, West Al-Qurnah y Zubair . Un poco menos del 20 por ciento de las reservas de gas conocidas no son asociadas; alrededor del 10 por ciento es gas de domo salino. La mayoría de las reservas no asociadas se concentran en varios yacimientos del Norte, incluidos: Ajil, Bai Hassan, Jambur, Chemchemal, Kor Mor, Khashem al-Ahmar y Khashem al-Ahmar.
Notas: 1. Las participaciones en los yacimientos se expresan como porcentaje del total. El Estado iraquí conserva una participación del 25% en todos los yacimientos para los que se han adjudicado contratos de servicios.
Al norte: Irak tiene un importante oleoducto de exportación de petróleo crudo, el oleoducto Kirkuk-Ceyhan , que transporta petróleo desde el norte de Irak hasta el puerto turco de Ceyhan . Este oleoducto ha sido objeto de repetidas interrupciones durante esta década, lo que ha limitado las exportaciones de los yacimientos del norte. Irak firmó un acuerdo con Turquía para extender la operación del oleoducto de 1,6 millones de bbl/d, así como para mejorar su capacidad en 1 millón de bbl/d. Para que este oleoducto alcance su capacidad de diseño, Irak necesitaría recibir petróleo del sur a través del Oleoducto Estratégico, que fue diseñado para permitir que los flujos de petróleo crudo del sur de Irak se dirigieran al norte a través de Turquía, y viceversa. Irak ha propuesto construir una nueva línea estratégica desde Basora hasta la ciudad norteña de Kirkuk , con la línea compuesta por dos oleoductos de petróleo crudo adicionales. Al oeste: el oleoducto Kirkuk-Baniyas (inaugurado en 1952) ha sido cerrado y la parte iraquí se ha reportado inutilizable desde la guerra de 2003 en Irak. Se llevaron a cabo conversaciones entre funcionarios del gobierno iraquí y sirio para reabrir el oleoducto. Tenía una capacidad de diseño de 300.000 bbl/d, además de la capacidad de las tuberías existentes de 12 y 16 pulgadas del oleoducto Kirkuk-Haifa , que hizo un bucle. La empresa rusa Stroytransgaz aceptó una oferta para reparar el oleoducto en diciembre de 2007, pero no se hizo ningún seguimiento. Irak y Siria han discutido la construcción de varios oleoductos nuevos, incluido un oleoducto de 1,5 millones de bbl/d que transporta petróleo crudo pesado y un oleoducto de 1,25 millones de bbl/d para transportar crudos ligeros. Al sur: el oleoducto iraquí de 1,65 millones de bbl/d a Arabia Saudita (IPSA) ha estado cerrado desde 1991 después de la Guerra del Golfo Pérsico. No hay planes para reabrir esta línea. Irak también ha mantenido conversaciones para construir un oleoducto de crudo desde Haditha hasta el puerto jordano de Aqaba .
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La terminal petrolera de Basora, en el golfo Pérsico, tiene una capacidad efectiva para cargar 1,3 millones de bbl/d y dar soporte a los buques de carga de gran tonelaje . En febrero de 2009, la South Oil Company encargó a Foster Wheeler la realización del diseño de ingeniería básica para rehabilitar y ampliar la capacidad de la terminal mediante la construcción de cuatro sistemas de amarre de un solo punto con una capacidad de 800.000 bbl/d cada uno. Según el ex ministro del petróleo Issam al-Chalabi, se tardaría al menos hasta 2013 en completar el proyecto si se encuentra financiación. Hay cinco puertos más pequeños en el golfo Pérsico, todos ellos funcionando por debajo de su capacidad máxima, incluida la terminal de Khor al-Amaya.
Se utilizan rutas terrestres para exportar cantidades limitadas de crudo desde pequeños yacimientos fronterizos con Siria. Además, Irak ha reanudado el envío de petróleo a la refinería de Zarqa en Jordania mediante camiones cisterna a un ritmo de 10.000 barriles diarios.
Las estimaciones de la capacidad nominal de refinación iraquí varían desde los 637.500 barriles diarios según el Oil and Gas Journal hasta los 790.000 barriles diarios según el Inspector General Especial para la Reconstrucción Iraquí. Las refinerías iraquíes tienen una infraestructura anticuada y sólo la mitad funcionan a tasas de utilización del 50 por ciento o más. A pesar de las mejoras de los últimos años, el sector no ha podido satisfacer la demanda interna de unos 600.000 barriles diarios, y las refinerías producen demasiado fueloil pesado y no suficientes otros productos refinados. Como resultado, Irak depende de las importaciones para el 30 por ciento de su gasolina y el 17 por ciento de su GLP. Para aliviar la escasez de productos, el plan estratégico de 10 años de Irak para 2008-2017 fijó el objetivo de aumentar la capacidad de refinación a 1,5 millones de barriles diarios, y está buscando inversiones por 20.000 millones de dólares para alcanzar este objetivo. Irak tiene planes para construir cuatro nuevas refinerías, así como planes para ampliar las refinerías existentes de Daura y Basora.
La producción iraquí de gas natural aumentó de 81 mil millones de pies cúbicos en 2003 a 522 mil millones de pies cúbicos en 2008. Una parte se utiliza como combustible para la generación de energía y otra se reinyecta para mejorar la recuperación de petróleo. Más del 40 por ciento de la producción en 2008 se quemó debido a la falta de infraestructura suficiente para utilizarla para el consumo y la exportación, aunque Royal Dutch Shell estimó que las pérdidas por quema fueron incluso mayores, 1 mil millones de pies cúbicos por día. Como resultado, las cinco plantas de procesamiento de gas natural de Irak , que pueden procesar más de 773 mil millones de pies cúbicos por año, permanecen en su mayoría inactivas. Para reducir la quema, Irak ha estado trabajando en un acuerdo con Royal Dutch Shell para implementar un proyecto de 25 años para capturar el gas quemado y proporcionarlo para uso doméstico. El gabinete de Irak dio la aprobación preliminar para el acuerdo de $ 17 mil millones que cubre el desarrollo de 25-30 Tcf de reservas de gas natural asociadas en la provincia de Basora a través de una nueva empresa conjunta, Basra Gas Company. El acuerdo, que originalmente debía cubrir toda la Gobernación de Basora , ha sido modificado para incluir únicamente el gas asociado de los proyectos de la Fase I de Rumaila, Zubair y West Qurna. La implementación de este acuerdo es necesaria para que los nuevos proyectos de desarrollo petrolero puedan seguir adelante.
Iraq ha planeado una ronda de licitación upstream a finales de 2010 para tres yacimientos de gas natural no asociado con reservas combinadas de más de 7,5 billones de pies cúbicos. Esta será la tercera ronda de licitación de hidrocarburos que lleva a cabo Iraq, tras dos rondas anteriores que se celebraron para desarrollar los yacimientos petrolíferos del país. Se invitará a todas las empresas que se hayan precalificado para presentar ofertas en las dos rondas anteriores. Iraq se ha comprometido a comprar el 100 por ciento del gas.
Los planes para exportar gas natural siguen siendo controvertidos debido a la cantidad de capacidad de generación de electricidad ociosa y subóptimamente utilizada en Irak, en gran medida como resultado de la falta de materia prima de gas adecuada. Antes de la Guerra del Golfo de 1990-1991 , Irak exportaba gas natural a Kuwait. El gas provenía de Rumaila a través de un gasoducto de 105 millas (169 km) con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos (11 millones de metros cúbicos) por día hasta el centro de procesamiento central de Kuwait en Kuwait . En 2007, el Ministerio del Petróleo anunció un acuerdo para financiar un estudio de viabilidad sobre la reactivación del gasoducto suspendido. Irak ha puesto el ojo en las rutas de exportación del norte, como el gasoducto Nabucco propuesto a través de Turquía hasta Europa, y en julio de 2009 el Primer Ministro Nouri al-Maliki sugirió que Irak podría estar exportando 530 Bcf por año a Europa para 2015. Una segunda opción es el proyecto del Gasoducto Árabe (AGP). El gasoducto AGP propuesto transportaría gas desde el yacimiento iraquí de Akkas hasta Siria y luego al Líbano y la frontera turca en algún momento de 2010, y luego a Europa. Otras propuestas incluyen la construcción de instalaciones de exportación de GNL en la región de Basora.
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