El petróleo de Irán aún espera la llegada de inversiones y tecnología

El presidente de Irán, Hasan Rohaní, inauguró la semana pasada un proyecto de desarrollo de varios yacimientos petrolíferos al suroeste del país, cerca de la frontera con Irak. Con una inversión de cerca de 7.000 millones de dólares (unos 6.500 millones de euros), un consorcio de empresas locales y chinas ha logrado que la producción de esa zona pase de 50.000 barriles diarios a 300.000 barriles en los últimos tres años. Sin embargo, el resultado está por debajo de las previsiones, algo que los analistas atribuyen a que la tecnología china no está a la altura de las necesidades iraníes. El caso ha puesto de relieve los retos a los que se enfrenta el Gobierno iraní para alcanzar sus objetivos energéticos.

“Necesitamos de 18.000 a 20.000 millones de dólares de inversión para poder alcanzar una producción de un millón de barriles diarios”, declaró el ministro de Petróleo, Bijan Zanganeh, durante la ceremonia de inauguración de los proyectos petrolíferos. El ministro se refería al potencial de la región petrolera situada al oeste del río Karún, que incluye los importantes yacimientos de Azadegán Norte, Yadavarán y Yarán Norte (compartidos con el vecino Irak).

Pero la inversión no es el único problema. Tal como señaló el propio presidente, lograr el objetivo del millón de barriles “requiere inversión y tecnología”. Irán lleva décadas privado de tecnología a causa de las sanciones de EE UU, cuyas empresas lideran las técnicas de extracción petrolífera. A partir de 2010, cuando se intensificaron las sanciones internacionales por el programa nuclear iraní, no sólo bajó la producción, sino que cayeron drásticamente las exportaciones (de 2,5 millones de barriles diarios a 1 millón), lo que también afectó al mantenimiento de las instalaciones.

De ahí, las enormes expectativas ante la firma del acuerdo nuclear con las grandes potencias hace un año y el siguiente levantamiento de las sanciones el pasado enero. “Muchos decían que Irán tardaría años en recuperar su cuota y extraer la misma cantidad que antes, pero en unos meses conseguimos producir la misma cantidad que antes”, recordó Rohaní.

Su Gobierno también se ha sentido ganador de la reunión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) del pasado 30 de noviembre en Viena. En ella, el cártel se comprometió a reducir su producción en 1,2 millones de barriles al día, pero permitió a Teherán aumentar la producción hasta 3,797 millones de barriles diarios, mientras que su rival regional, Arabia Saudí, aceptó un recorte de 500.000 barriles, un 4,5% de su producción total.

No es suficiente. A pesar de los esfuerzos realizados Irán aún no ha alcanzado su potencial de cuatro millones de barriles diarios. Los últimos datos indican que el pasado octubre se situó justo por encima de 3,8 millones. Además, cada vez es más difícil hacerlo porque muchos de sus pozos han llegado a la madurez y la producción empieza a declinar. De ahí que busque ayuda exterior.

Con ese objetivo, el Gobierno elaboró un nuevo modelo de contrato que resultara atractivo para las empresas extranjeras. La propuesta provocó muchas protestas internas y se topó con los obstáculos internacionales, ya que siguen vigentes las sanciones norteamericanas en materia de derechos humanos y terrorismo. Todo ello ha frenado los planes oficiales.

Aun así, Irán ha logrado firmar a principios de este mes un memorando para el desarrollo del yacimiento South Pars con la participación de la compañía francesa Total, la china CNPC y la iraní Petropars, por valor de 800 millones de dólares. Si este preacuerdo se traduce en un contrato, será el primer paso firme de la industria de hidrocarburos iraní hacia una nueva época de colaboración internacional tras el acuerdo nuclear.

El nuevo modelo de contrato propuesto por Irán permite a las empresas extranjeras participar no sólo en la exploración, sino también en la producción, aunque deberán contar con un socio local. Con el modelo anterior, conocido como buy-back, una vez que desarrollaban un yacimiento gasístico o petrolífero, debían ceder la producción a una empresa local. Otra ventaja comparativa ahora es el plazo de los acuerdos, ya que ofrecen hasta 20 años en lugar de los siete del modelo anterior, un plazo que las compañías consideraban insuficiente para rentabilizar sus inversiones.

“Irán busca a través de este tipo de contrato garantizar la transferencia de tecnología a las empresas locales y capacitarlas incluso para participar en licitaciones internacionales”, explica a EL PAÍS una experta del Ministerio de Petróleo que pide el anonimato. La misma fuente indica que “no hay ningún inconveniente para que participen compañías norteamericanas, aunque de momento están quedándose atrás debido a las sanciones unilaterales de EE UU”.

El objetivo, según la experta, consiste en “garantizar la producción a largo plazo”. Para Teherán resulta una prioridad desarrollar los yacimientos comunes, como los citados con Irak, o el de South Pars, que comparte con Qatar, ya que si no lo hace, el beneficio se lo llevan sus vecinos.

“Tenemos que aumentar el coeficiente de recuperación y esto no es una alternativa sino una obligación (…). El nuevo modelo de contrato es una versión perfeccionada de los contratos buy-back que permite ese objetivo y por eso insistimos en ponerlos en marcha", declaró Zanganeh para explicar su disposición a colaborar con socios extranjeros. Sólo mejorar un 1% ese coeficiente permitiría extraer 8.000 millones de barriles más, lo que a los precios actuales equivaldrá a 400.000 millones de dólares. Según las estimaciones, Irán cuenta con unas reservas de 160.000 millones de barriles de petróleo y 34 billones de metros cúbicos de gas.