Dado que no se ha producido ningún cambio real en las elecciones de la semana pasada en Irak -el clérigo radical Moqtada al-Sadr, fervientemente antiestadounidense, sigue siendo el líder de facto-, sus últimas ambiciones de producción de crudo deben considerarse como siempre se ha hecho: es decir, mirando a lo que teóricamente podría lograrse, y a lo que prácticamente es probable que ocurra. El objetivo anunciado la semana pasada -aunque ya se ha planteado varias veces en el último año (y antes, aunque con una laguna) es de 8 millones de barriles diarios (bpd) para finales de 2027, según el ministro de Petróleo del país (al menos por ahora), Ihsan Ismaael. Para alcanzar esta cifra en ese momento, añadió, se están llevando a cabo conversaciones entre varias compañías petroleras internacionales (IOC), entre ellas varias occidentales. Lo primero que hay que decir es que Irak es perfectamente capaz de producir 8 millones de bpd de crudo, o incluso su cifra original de 12 millones de bpd. Como destaqué en mi anterior libro sobre los mercados mundiales del petróleo, incluso más que Irán, Irak sigue siendo la mayor frontera petrolera relativamente subdesarrollada de Oriente Medio y, por tanto, del mundo. Oficialmente, según la EIA, posee una estimación muy conservadora de 145.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo (casi el 18% del total de Oriente Medio, alrededor del 9% del mundo y el quinto mayor del planeta). Extraoficialmente, es muy probable que tenga mucho más que eso. En octubre de 2010, el Ministerio del Petróleo de Irak aumentó su propia cifra de reservas probadas del país a 143.000 millones de barriles, casi un 25 por ciento más que los 115.000 millones de barriles anteriores, prácticamente donde nos encontramos ahora, y este aumento -a diferencia de los observados notablemente en Arabia Saudita en los últimos años- reflejaba absolutamente la realidad, aunque en el extremo inferior.
De hecho, al mismo tiempo que presentaba las cifras oficiales de reservas, el Ministerio del Petróleo afirmaba que los recursos no descubiertos de Irak ascendían en realidad a unos 215.000 millones de barriles. Esta era también una cifra a la que se había llegado en un estudio detallado realizado en 1997 por una respetada empresa de petróleo y gas, Petrolog. Pero incluso esta cifra no incluía las partes del norte de Irak en la región semiautónoma del Kurdistán. Esto significa, como destacó la AIE, que la mayoría de ellos se habían perforado durante un período anterior al inicio de la década de 1970, cuando los límites técnicos y el bajo precio del petróleo daban una definición más estricta de un pozo comercialmente exitoso que la que se daría ahora. En resumen, la AIE subrayó que el nivel de recursos recuperables en última instancia en todo Irak (incluida la región semiautónoma del Kurdistán) es de unos 246.000 millones de barriles (de crudo y líquidos de gas natural).
En la actualidad, la producción de crudo de Irak pasó de 2,4 millones de bpd en 2010 a unos 4,5 millones de bpd de media (sin contar las cuotas obligatorias de la OPEP+) en 2020, y su nivel real de capacidad de producción ha seguido rondando ese nivel, lo que le convierte en el segundo mayor productor de crudo de la OPEP. Esta tendencia hizo que muchos agentes del mercado creyeran que el tan cacareado objetivo de producción «realista» de Bagdad de 9 millones de bpd podría volver a ser alcanzable. Esto es a pesar de los comentarios en 2018 y 2019 del entonces jefe de la Organización Estatal de Comercialización de Petróleo de Irak (SOMO), Falah Alamri, de que el país había recortado temporalmente sus objetivos de producción de petróleo para finales de 2020, de 8,4-9,0 millones de bpd a 5,4-6,0 mbpd. Sin embargo, más tarde, en 2020, el entonces nuevo ministro de Petróleo de Irak, Ihsan Ismaael, declaró que el país tenía como objetivo una capacidad de producción de petróleo de 7 millones de bpd para 2025 y, para el mismo año, una capacidad de exportación de petróleo de hasta 6 millones de bpd (desde el nivel de 2020 de unos 3,8 millones de bpd).
Todas estas cifras se inscriben en los parámetros del informe patrocinado por el gobierno -la Estrategia Energética Nacional Integrada (INES), lanzada en 2013- que formuló los tres perfiles de producción de petróleo a futuro para Irak. El mejor escenario de la INES era que la capacidad de producción de crudo aumentara hasta los 13 millones de bpd (en ese punto en 2017), alcanzando un máximo en torno a ese nivel hasta 2023, para finalmente descender gradualmente hasta unos 10 millones de bpd durante un periodo prolongado a partir de entonces. El escenario medio de producción era que Irak alcanzara los 9 millones de bpd (en ese punto para 2020), y el peor escenario de la INES era que la producción alcanzara los 6 millones de bpd (en ese punto para 2020). Por consiguiente, el objetivo actual de 8 millones de bpd parece un escenario relativamente razonable.
Entonces, ¿por qué no va a ocurrir? Como se ha destacado repetidamente en OilPrice.com durante años, el país se enfrenta a dos problemas clave. El primero -subrayado inicialmente aquí- es el actual desacuerdo entre el gobierno semiautónomo del Kurdistán, en el norte, y el gobierno del resto del país, centrado en Bagdad, sobre cómo se reparten el petróleo del norte y los ingresos presupuestarios del sur. Baste decir en esta coyuntura que, a pesar de un acuerdo en 2014, no parece haberse encontrado todavía una solución viable. El segundo problema sigue siendo la corrupción endémica en todo el país, especialmente en el sector donde hay más dinero: el petróleo. Como destacó inicialmente aquí OilPrice.com, según una declaración realizada en 2015 por el entonces ministro de Petróleo -y posteriormente primer ministro de Irak- Adil Abdul Mahdi, Irak «perdió 14.448.146.000 dólares» desde principios de 2011 hasta finales de 2014 en concepto de pagos de «compensación» en efectivo a empresas petroleras internacionales y a otras entidades. La forma precisa en que se perdió una suma tan asombrosa es analizada en su totalidad por OilPrice.com aquí, pero en términos básicos, se relacionó con la forma en que se dedujeron las tasas de remuneración bruta, el impuesto sobre la renta y la parte del socio estatal y se contabilizó en la compensación pagada en relación con los niveles reducidos de producción de petróleo. Incluso sin la reciente resucitación de la Compañía Nacional de Petróleo de Irak -que los más cínicos podrían considerar esencialmente un mecanismo organizado de corrupción-, la magnitud del robo de dinero público que puede resultar de tales estructuras en Irak es alucinante.
Esto plantea un problema práctico muy específico -pero enorme- para la capacidad de Irak de lograr un aumento significativo de su producción de petróleo, y es la construcción, finalmente, del Proyecto de Suministro Común de Agua de Mar (CSSP). El CSSP consiste en tomar y tratar el agua de mar del Golfo Pérsico y transportarla por oleoductos a las instalaciones de producción de petróleo con el fin de mantener la presión en los depósitos de petróleo para optimizar la longevidad y la producción de los yacimientos. En un principio, se pretendía utilizarla para suministrar unos seis millones de bpd de agua a al menos cinco yacimientos del sur de Basora y a uno de la provincia de Maysan, y luego ampliarla para utilizarla en otros yacimientos. 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 cerca del dos por ciento de los caudales medios combinados de los ríos Tigris y Éufrates, o al seis por ciento de su caudal combinado durante la temporada baja. La única empresa que cuenta con todas las facetas necesarias para poner en marcha todo el CSSP de una manera plenamente operativa y sostenida -lo que sabe la propia empresa, lo sabe Irak, lo sabe China y lo sabe cualquiera que sepa lo que implica realmente el CSSP- es ExxonMobil. Sin embargo, tal y como están las cosas, ExxonMobil está fuera precisamente por las razones mencionadas anteriormente y reiteradas en su totalidad aquí.