Irak finalmente está avanzando con los planes para desarrollar sus recursos de gas asociados y no asociados en los próximos dos o tres años, de acuerdo con una declaración de la semana pasada de su Viceministro de Petróleo, Hamed Younis. En total, dijo, el Ministerio de Petróleo está buscando proyectos para desarrollar 1.2 billones de pies cúbicos estándar por día (scf/d) de gas asociado de los 2.7 billones de scf/d producidos como complemento a la excavación petrolera. También está buscando desarrollar un número de campos de gas independientes, comenzando con la producción combinada estimada de 700 millones de scf/d de Akkas y Mansouriyah.
Hay tres muy buenas razones por las que debería hacerlo, pero, dada su historia en el logro de objetivos en esta área, si logrará algo en absoluto es un punto discutible. La primera razón es política, en la medida en que necesita tener alguna evidencia para mostrar a los EE.UU. que tiene la intención de reducir su dependencia de Irán para las importaciones de electricidad y gas en algún momento en el futuro. Como se ha destacado en Oil Price, este acuerdo a largo plazo entre los dos países ha sido una fuente de intensa irritación para los EE.UU. Washington dejó muy claro en abril que a menos que Irak mostrara a los EE.UU. alguna evidencia convincente de que tenía la intención de reducir sus importaciones de electricidad y gas iraní, entonces no habría más exenciones para Irak después de que expirara la de 30 días hecha en abril.
Al mismo tiempo, se añadirían a las listas negras correspondientes más nombres de Irak, relacionados con las perennes actividades de eliminación de las sanciones que han marcado la relación entre ambos países desde que se introdujeron las sanciones originales. Además, se recortaría la financiación y el apoyo a la seguridad y las perspectivas del proyecto de infraestructura petrolera absolutamente vital -el proyecto de abastecimiento común de agua de mar- se verían gravemente dañadas, sin posibilidad de que la ExxonMobil volviera a ella. Este anuncio de nuevos proyectos de gas de Irak forma parte del conjunto de garantías que Bagdad dio a Washington a este respecto.
La segunda razón por la que Irak debería poner en práctica estos planes de gas es financiera, ya que no desarrollar sus yacimientos de gas no asociados es como dejar dinero en el suelo. Aunque Irak no tiene reservas de gas en la misma escala que su vecino Irán (con su súper gigante recurso South Pars no asociado) tiene casi 135 trillones de pies cúbicos de gas, el 12º más grande del mundo según la EIA, con cerca de tres cuartos de este asociado. Claramente, los precios mundiales del gas son actualmente bajos, pero no siempre será así y llevará al menos el mismo tiempo desarrollar los campos de gas que el precio mundial del gas tarda en recuperarse.
Por la misma razón, tiene sentido dejar de quemar el gas asociado con el desarrollo de los yacimientos petrolíferos, ya que esto es similar a quemar el dinero, lo que Irak no puede permitirse. El mes pasado, el comité económico parlamentario de Irak sugirió que las compañías petroleras internacionales (IOCs) sean pagadas con petróleo crudo en vez de con dinero en efectivo o equivalentes de efectivo como medio para reducir el gasto estatal a corto plazo. También propuso retrasar los pagos de la deuda externa, introducir recortes salariales del 60 por ciento para varios empleados del sector estatal, y reducir todos los gastos no esenciales.
A pesar de bombear al menos 4,65 millones de barriles diarios de petróleo en febrero -por encima de su cuota de 4,46 millones de barriles diarios de la OPEP– y de exportar alrededor de 3,4 millones de barriles diarios de crudo ese mes, y casi lo mismo en marzo, los ingresos de Irak relacionados con el petróleo habían disminuido casi un 50% en ese momento. Esto concuerda con el colapso de los precios del petróleo y el hecho de que cerca del 90 por ciento de los ingresos del gobierno de Irak todavía provienen del petróleo, de ahí las peticiones a los CIO. Lo que es peor aún es que persisten los perennes desacuerdos entre Bagdad y Erbil sobre el acuerdo alcanzado en 2014 para que Irak envíe los desembolsos del presupuesto a la región semiautónoma del Kurdistán a cambio de los suministros de petróleo enviados por ella a la Organización Estatal de Comercialización del Petróleo de Irak (SOMO).
Este enderezamiento financiero plantea un grave peligro para Bagdad muy pronto, ya que el nuevo Primer Ministro, Mustafa al-Kadhimi, necesitará 12 billones de dólares intelectuales (10.000 millones de dólares de los EE.UU.) solo para pagar los salarios de los próximos dos meses de más de cuatro millones de empleados, jubilados, beneficiarios estatales y el socorro alimentario para las familias de bajos ingresos, que en conjunto constituyen la mayoría de los hogares de Irak. En los círculos del gobierno iraquí se cree que el incumplimiento de cualquiera de estas obligaciones podría dar lugar al tipo de protestas generalizadas que se produjeron a finales del año pasado.
La tercera razón por la que Irak debería aplicar estos planes relativos al gas es estratégica a más largo plazo, ya que quemar gas y no desarrollar recursos de gas no asociados significa que las preciosas reservas de petróleo de Irak tienen que utilizarse en su lugar para generar energía doméstica. Esto significa que el petróleo utilizado para la generación de energía no puede monetizarse a través de la exportación (incluso ahora a una tasa mucho más alta que el costo promedio de levantamiento de 1 a 2 dólares por barril) para impulsar las arcas estatales casi vacías de Irak ni puede utilizarse para ayudar a Irak a alcanzar su objetivo de producción de petróleo crudo, previsto desde hace tiempo, de 7 millones de barriles por día (tenía que haberse alcanzado para 2022).
En la actualidad, Irak está clasificado como uno de los tres peores infractores del mundo por la quema de gas asociado, después de Rusia, que quemó alrededor de 16.000 millones de metros cúbicos el año pasado. Esto no solo le cuesta a la economía miles de millones de dólares en ingresos perdidos y contribuye a los frecuentes apagones en Irak, particularmente durante los meses de verano, sino que tampoco está en el espíritu de la iniciativa de las Naciones Unidas y el Banco Mundial “Cero Quemas Rutinarias” que apunta a terminar con este tipo de quema rutinaria para 2030, a la que Irak se unió en 2017.
Aparte del desarrollo gradual de los campos de gas no asociados de Irak de los 400 millones de scf/d Akkas y 300 millones de scf/d Mansouriyah en primera instancia, cubiertos en detalle por Oil Price, Younis destacó que el foco inicial de los esfuerzos para capturar el gas asociado recaería en Nasiriyah (200 millones scf/d), Halfaya (300 millones scf/d) y Ratawi (400 millones scf/d), mientras que los restantes 300 millones scf/d (del total de 1.200 millones scf/d) provendrían de otros campos.
Aunque no proporcionó más detalles destacados, este único anuncio se remonta a un acuerdo de principio en 2018 entre Bagdad y el gigante estadounidense de la prestación de servicios petroleros Baker Hughes para aprovechar 200 millones de fcd de los campos petrolíferos de Nassiriya y Gharraf (y otros campos petrolíferos al norte de Basora), y a acuerdos adjuntos realizados más o menos al mismo tiempo. Estos, de acuerdo con una fuente de la industria del petróleo y el gas que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irak, serán el modelo general que el Ministerio de Petróleo intentará seguir.
La primera etapa implicaría la solución modular avanzada de procesamiento de gas que se está desplegando en el Complejo Integrado de Gas Natural en Nassiriya para deshidratar y comprimir el gas de antorcha para generar más de 100 millones de scf/d de gas. La segunda etapa implicaría la ampliación de la planta de Nassiriya para convertirla en una instalación completa de gas natural líquido que recuperaría 200 millones de scf/d de gas seco, gas licuado y condensado. Toda esta producción se destinaría al sector de la generación de energía nacional, y Baker Hughes declaró en ese momento que el tratamiento del gas quemado de los dos yacimientos permitiría el suministro de 400 megavatios de energía a la red iraquí.
Aproximadamente al mismo tiempo que se anunciaba el acuerdo de Baker Hughes en 2018, el entonces Ministro de Petróleo, Jabbar Al-Luaibi, dijo que estaba en proceso de negociar un acuerdo similar de captura de gas para el yacimiento estatal de Nahr Bin Umar con Orion Gas Processors, con sede en Houston. Además, la Compañía Petrolera del Sur de Irak declaró que como parte del mismo plan comenzaría los planes de construcción de instalaciones de procesamiento de gas en los campos de Missan y Halfaya que tendrían una capacidad combinada de 600 millones de scf/d de gas cuando se completaran. El plan entonces era que esto se incrementara con la construcción de instalaciones de procesamiento de gas en los campos de West Qurna, Majnoon, y Badra, con respectivas capacidades totales de 1.650 millones de scf/d, 725 millones de scf/d, y 85 millones de scf/d.
El plan en esa etapa, según el Ministerio del Petróleo, era que Irak dejara de quemar todo el gas de sus yacimientos petrolíferos del sur para finales de 2021, y que para entonces parte de esa capacidad de gas también se hubiera liberado para la exportación. “Cuando la producción de petróleo alcance los siete millones de barriles por día en los próximos años, Irak tendrá un excedente de unos cuatro mil millones de pies cúbicos [de gas] que se liberarán para la exportación”, había especificado el Ministerio de Petróleo.