La reciente decisión de Qatar de seguir adelante con planes audaces para la Cúpula Norte, su depósito de gas no asociado supergigante, junto con los acuerdos corolarios para asegurar una nueva capacidad masiva de gas natural licuado (GNL) en su principal mercado de exportación, China, ha impulsado a Irán a seguir adelante con sus propios planes de GNL, que llevan mucho tiempo estancados, según una alta figura de la industria del petróleo y el gas que trabaja en estrecha colaboración con el Ministerio de Petróleo de Irán. “Irán y Qatar comparten el mismo enorme yacimiento de gas [no asociado] [la cuenca de gas de 9.700 kilómetros cuadrados, 3.700 de los cuales son el South Pars de Irán, y el resto el North Dome de Qatar], por lo que cada parte siempre sospecha que las actividades de perforación de la otra afectarán a sus propios depósitos”, dijo.
“Ahora es un muy buen momento para que Irán siga adelante con su estrategia de GNL, ya que los precios relativamente bajos del gas significan que hay poco costo de oportunidad en la reconfiguración de los diversos sectores de su sector del gas, y para cuando esté en condiciones de ofrecer un negocio importante de GNL, los precios del gas deberían ser mucho más altos”, añadió. “Irán ha pensado durante mucho tiempo que hay una gran discrepancia entre su estatus de superpotencia mundial del gas y su posición en el mercado mundial del GNL”, dijo a Oil Price la semana pasada. “Dado lo mucho más difícil que será bajo las nuevas sanciones de EE.UU. para completar algunas de las opciones de exportación de gas por gasoducto, el énfasis ahora está en realizar finalmente una capacidad de GNL”, añadió. Siempre un defensor principal de que Irán desarrolle su condición de proveedor mundial clave de GNL, en las últimas semanas el Ministro de Petróleo, Bijan Zanganeh, ha presionado repetidamente sobre el tema en las reuniones de gabinete, subrayó.
De hecho, Irán ha estado tentadoramente cerca de hacer esto durante años. Antes de que la penúltima ronda de sanciones se intensificara en 2011/12 obligando a suspender el proyecto, el gigante químico alemán Linde Group había completado en un 60% una instalación emblemática de exportación de GNL de 3.300 millones de dólares de los EE.UU. cerca del puerto de Tombak que estaba previsto que produjera al menos 10,5 millones de toneladas anuales (mtpy) de GNL, con la expectativa de que tardaría menos de un año en terminarse. Después de que las sanciones se levantaran de nuevo en 2016, Irán concedió a Linde -cuyo proceso de licuefacción debían utilizar los dos primeros trenes de la instalación- un contrato de “edulcorante” cuando firmó el primer acuerdo de cooperación petroquímica entre Irán y Alemania; un contrato de diseño de ingeniería de primera línea para la unidad de olefinas de Kian Petrochemical.
Irán también había estado avanzando con planes para construir instalaciones flotantes de GNL, especialmente en y alrededor de Europa continental, con acuerdos de principio que se han logrado con la Eni de Italia y la Cepsa de España para tomar tanto el petróleo como el GNL cuando estuviera disponible en Irán. Planes similares se estaban discutiendo entre Irán y el proveedor estatal de gas de Grecia, Depa, para formar una nueva empresa que construiría y dirigiría una instalación flotante de almacenamiento y regasificación de GNL en Alexandroupolis, en el norte de Grecia. La expansión de la terminal de regasificación de Revythousa, cerca de Atenas, también se consideraba como un posible punto de entrada de gas iraní. Ambas instalaciones habrían estado conectadas a dos sistemas de tuberías internacionales: el gasoducto transadriático y los enlaces del interconector de gas Grecia-Bulgaria.
Además, antes de 2011/12, Irán estaba en negociaciones sobre varios proyectos de GNL con, entre otros: Total, Petronas, Repsol y Royal Dutch Shell. Cada uno de ellos ya tenía diferentes acuerdos con Irán como parte de su cuarto “Plan de Desarrollo Nacional de Cinco Años” (2005-2009) que tenía como objetivo producir 70 millones de toneladas anuales (mtpy) de GNL de los campos de gas South Pars, North Pars, Ferdosi y Golshan.
Sin embargo, con las más recientes sanciones estadounidenses en vigor desde el 5 de noviembre de 2018, ha habido un comprensible grado de cautela por parte de las empresas europeas para volver a comprometerse plenamente con Irán, a pesar de que la propia UE invoca el “Estatuto de Bloqueo” que hace ilegal el cumplimiento de las sanciones estadounidenses por parte de las empresas europeas. El director general de Linde, Aldo Belloni, destacó a principios del año pasado que la empresa tuvo que esperar para encontrar una manera de transferir el dinero fuera del país antes de proceder con sus planes de inversión en Irán. Lo mismo ocurre con los planes de una serie de complejos de mini-LNG que serán financiados y construidos por entidades de Corea del Sur.
En este último contexto, a finales de 2018, el Ministro de Tierras, Infraestructura y Transporte de Corea del Sur, Kim Hyun-mee, acordó los detalles de su cooperación en materia de GNL con Zangeneh, que incluía la línea de crédito inicial de 8.000 millones de euros del Exim Bank a Irán y otros 2.300 millones de euros de otras dos empresas surcoreanas. Antes de la retirada de los EE.UU. del acuerdo nuclear en mayo de 2018, la intención había sido que la Compañía Nacional de Gas de Irán (NIGC), utilizando la tecnología y el know-how de Corea del Sur, construyera un gran número de mini complejos de GNL. La capacidad de producción de éstas oscilaría entre 2.000 y 500.000 toneladas de GNL por año, en comparación con la capacidad típica de una planta en gran escala de entre 2,5 y 7,5 millones de toneladas por año.
Estas instalaciones más pequeñas se benefician particularmente por ser relativamente rápidas de poner en marcha y localizables en casi cualquier lugar, incluso en campos de gas muy remotos. Esta idea fue expresada de nuevo a finales del año pasado por Talin Mansourian, el director de inversiones de la Compañía Nacional de Petróleo de Irán (NIOC), quien dijo que Irán estaba buscando construir seis pequeñas unidades de GNL con una producción total de 500.000 toneladas al año.
Recientemente, sin embargo, ha surgido otra opción, que involucra a Rusia. “Exactamente la misma razón se encuentra detrás de la determinación de [el presidente de Rusia, Vladimir] Putin para llevar la posición de Rusia en el mercado mundial de GNL en línea con su condición de superpotencia mundial de gas como es el caso de Irán”, dijo una fuente de alto nivel de la industria del petróleo y el gas en Moscú a Oil Price. En el caso de Rusia, esta determinación, y la masiva financiación estatal, ha dado lugar al éxito continuo del proyecto de GNL de Yamal, dirigido por el productor de gas número dos de Rusia (después de la empresa estatal Gazprom), Novatek.
Significativamente también, esto ha visto a Rusia aislarse operacionalmente de los efectos de cualquiera de sus propias sanciones impuestas por EE.UU., nativizando gran parte de la tecnología y maquinaria involucrada en el proyecto de GNL de Yamal. El proceso “Cascada del Ártico”, basado en un proceso de licuefacción en dos etapas que aprovecha la temperatura ambiente más fría del clima del Ártico para maximizar la eficiencia energética durante el proceso de licuefacción, es la primera tecnología de licuefacción patentada que utiliza equipos producidos solo por fabricantes rusos. “Rusia es perfectamente capaz de suministrar a Irán toda la maquinaria, la tecnología, la experiencia y el dinero que necesita para que su propio sector de GNL pase a la siguiente fase”, dijo la fuente iraní.
Esto se basaría en la firma en 2018, justo después de la reimposición de sanciones de EE.UU. a Irán, de dos memorandos de entendimiento entre el NIOC y el gigante estatal ruso del gas, Gazprom. Esto se produjo después de amplias discusiones entre Zanganeh y altos funcionarios de Gazprom, incluyendo a su presidente y CEO, Alexey Miller. Gazprom – que ya suministra casi un tercio de todo el gas de Europa – llevó a un acuerdo con el NIOC de una doble estrategia de desarrollo del sector del GNL. La primera parte implicaba una hoja de ruta de cooperación en materia de gas entre las dos empresas, y la segunda la construcción de instalaciones de GNL iraníes en asociación con el Fondo de Pensiones de la Industria Petrolera de Irán.
Inicialmente, esto permitiría a Gazprom, en efecto, tomar el relevo de Linde en el actual complejo de GNL, que está completo en un 60%, y más tarde ser parte integrante de la construcción de los mini-complejos de GNL, con Gazprom recibiendo el pago por su trabajo de la venta de gas tanto de este complejo como de parte de la producción de los campos que le suministran gas. De hecho, en el momento del anuncio del acuerdo, Zanganeh declaró: “El reembolso de los fondos para el desarrollo de estos proyectos se hará mediante la venta del gas producido y porque… Gazprom es una empresa con experiencia, considerará la exportación de gas ya sea mediante el lanzamiento de gasoductos o la construcción de plantas para producir gas natural licuado”.
Además de asegurar el desarrollo continuo del emblemático yacimiento de gas natural no asociado de la supergigante South Pars, la responsabilidad de maximizar el potencial de alimentación de gas de los complejos de GNL de Irán consiste en poner en línea la nueva producción de los yacimientos de gas relativamente poco desarrollados. Típico del tipo de propuesta de desarrollo en el que se centra Irán que Teherán considera como posible candidato para una participación más directa de Rusia es el Halegan, descubierto en 2005. Para empezar, se encuentra en una ubicación ideal: en la provincia de Fars, en el sur de Irán, a 73 kilómetros al norte del centro de los petreles de Assaluyeh, a 25 kilómetros al sur del yacimiento de gas de Sefid Baghoun, y en la vecindad de los yacimientos de gas de Sefid Zakhour y Dey, al norte.
Según las estimaciones actuales, el emplazamiento de Halegan posee al menos 355.000 millones de metros cúbicos (bcm) de reservas de gas, de los cuales alrededor del 72% se consideran recuperables. Sobre la base de los primeros estudios nacionales, el desarrollo del yacimiento permitiría una producción sostenible de unos 50 mcm/d de gas a lo largo de un período de 20 años, lo que contribuiría a un valor total estimado del yacimiento de unos 85.000 millones de dólares.