24 petroleras se disputan el crudo iraquí

La carrera por el petróleo iraquí comenzó tan pronto como terminó la guerra del Golfo en febrero de 1991. Debido a que el embargo dejó fuera de juego a las empresas estadounidenses, fueron las compañías europeas las que se plantaron ante el régimen de Sadam Husein para negociar acuerdos de prospección y exploración petrolera. El levantamiento del embargo era cuestión de tiempo y había que tomar posiciones. Hoy, con la amenaza de una guerra encabezada por Estados Unidos, todo el trabajo que durante ocho años hicieron compañías como la franco-belga TotalFina o la rusa Lukoil puede caer en saco roto.

La pugna es enorme. Hay por lo menos 24 petroleras que han demostrado interés por entrar en el negocio del crudo iraquí. En ese nutrido grupo de compañías, las hay con presencia histórica en Irak (BP, TotalFina, Shell), las que han estado trabajando su entrada con el actual régimen de Bagdad (todas las petroleras rusas), las que no estaban pero esperan estar de la mano de un nuevo gobierno amigo que surja tras la guerra (todas las estadounidenses) y las que aspiran a pillar algo (la italiana Eni, la turca TPAO, Repsol YPF, Bow Canada, la australiana BHP, PetroVietnam, entre otras).

Se necesitarán dos años y una inversión de 3.000 millones para modernizar el sector

La producción anual de Repsol YPF en África y Oriente Próximo apenas llega a 68.000 barriles

Entrar en Irak costará mucho y pasará un tiempo antes de que las petroleras obtengan beneficios de estas inversiones. Recientemente, Issam al-Chalabi, el que fuera ministro iraquí del petróleo entre 1987 y 1990, comentó en su intervención en un foro petrolero en Houston (EE UU) que "el mundo no puede esperar un boom instantáneo de la industria petrolera iraquí y que se necesitarán muchas inversiones antes de que el país vuelva a producir 3,5 millones de barriles diarios, su nivel en agosto de 1990", es decir, el previo a la guerra del Golfo.

Al-Chalabi ha calculado que costará al menos dos años y una inversión de unos 3.000 millones de dólares (expertos de Deutsche Bank creen que se necesitarán como mínimo 1.500 millones) recuperar ese nivel de producción. "Desde mi punto de vista", explicó Al-Chalabi en su intervención, "Irak puede llegar, como mucho, a producir seis millones de barriles diarios para 2010 y, más adelante, esa extracción sí puede llegar a ocho millones".

A los que asistieron a esa conferencia en Tejas se les informó, entre otras cosas, de que de los 526 bloques petroleros descubiertos, delimitados y probados en Irak, sólo 125 han sido desarrollados, lo que supone sólo el 20% de los yacimientos identificados. Esto da una idea del ínfimo desarrollo de las reservas petroleras iraquíes, las segundas más grandes del mundo. El petróleo iraquí es, además, de calidad media y media alta, y su extracción es de bajo coste. Extraer cada barril cuesta poco más de un dólar de media, y esos mismos 159 litros se cotizan a más de 20 dólares en el mercado.

El hecho de que haga falta mucho dinero para entrar fuerte en Irak reduce significativamente el número de compañías que se llevarán la parte del león del negocio del crudo iraquí. No obstante, queda mucho donde morder en Irak. Un informe de Deutsche Bank estima que hay proyectos petroleros con gran potencial que no han sido explorados -ese 80% de la capacidad no utilizada de la que hablaba Al-Chalabi- por valor de 38.000 millones de dólares y de los que se pueden extraer 4,7 millones de barriles diarios.

"En la historia del mundo petrolero", explica una fuente del sector petrolero español con muchos años en el negocio, "ha habido tres cartas cruciales para ganar un mercado: el poder político, la capacidad financiera y la tecnología. Por eso, en Irak la mejor tajada será para BP, Shell, TotalFina... España, o sus petroleras, nunca jugaron con esas cartas, ni siquiera ahora. Y, probablemente porque nunca lo tuvieron, son los franceses los que extraen el crudo de Guinea Ecuatorial y no los españoles", explica.

"Recuerdo que, cuando una misión del sector petrolero europeo fue a Kuwait para lograr algún contrato en la reconstrucción del negocio, el ingeniero de Repsol fue ignorado por sus pares anglo-holandeses, por ejemplo", cuenta la misma fuente. "No, en Irak no habrá una reinversión de la historia. Repsol YPF no tiene el dinero para entrar en un gran proyecto, sólo puede optar a algo más marginal en Irak", concluye.

Las petroleras españolas tienen muy poca presencia en la zona de Oriente Próximo y ninguna en Irak. Repsol YPF tiene intereses en Irán y Dubai, y sólo en el emirato produce crudo. También los tiene un poco más lejos: Egipto, Libia y Argelia. En Asia Central, Repsol participa en proyectos aún no productivos en Kazajistán. Cepsa controla yacimientos en Argelia, aunque su accionista mayoritario, TotalFinaElf, sí está en la pugna por el crudo iraquí. Es una de las empresas que, junto a la rusa Lukoil y la china CNCP, han logrado ya un acuerdo con el régimen de Husein.

El interés de las petroleras españolas por el crudo árabe es relativamente reciente si se tiene en cuenta, por ejemplo, que TotalFinaElf opera en Omán y Qatar desde finales de los años treinta, y en Irán desde 1954. "Repsol YPF no tuvo tamaño para competir con grandes petroleras como las francesas Shell, o incluso Eni, hasta que compró la argentina YPF en 1999", según otro experto del sector. "Al año siguiente de la adquisición de YPF, una empresa que aportó al grupo producción de crudo, el precio del barril se disparó a los niveles más altos en 18 años. Fue entonces cuando Repsol YPF retomó sus planes de expansión en Oriente Próximo. La petrolera había intentado sin éxito entrar en Irak unos años antes de la mano del Gobierno de Aznar", añade.

En 2000, tanto para Repsol YPF como para Cepsa, la oportunidad estaba clara en el norte de África, en Libia y Argelia. En la visita que Aznar realizó a Argel en ese año, los representantes de ambas petroleras participaron como invitados especiales en todas las reuniones. El gas es abundante en Argelia y, aunque el crudo de este país está entre los de mejor calidad del mundo, no supone tanta cantidad para una petrolera que pretende estar en el top ten del sector.

Hay que ir al Golfo Pérsico. "Si queremos seguir creciendo, debemos estar allí", dijo entonces una fuente de Repsol YPF. "Si una empresa petrolera quiere formar parte de la liga mayor del sector en la próxima década, tiene que estar presente de algún modo en el Golfo Pérsico. Es allí donde está el 75% de las reservas petroleras del mundo", enfatizó hace dos años.

Hoy, esta expresión en considerada por muchos analistas del sector como un "deseo" más que una realidad. Repsol YPF no ha tenido logros significativos en sus intentos por aumentar su presencia en Oriente Próximo. La producción de crudo diaria en todas las operaciones de la zona (incluyendo el norte de África) apenas alcanzó 68.000 barriles en 2001, de un total de 645.000. Además, sólo se produce en Argelia, Libia y Dubai. El bloque en Irán, donde Repsol YPF participa con el 33% que le fue transferido por la austriaca OMV, están en fase de exploración, como el de Kazajistán.

La mayor parte de la producción de petróleo de Repsol YPF procede de Argentina, de donde extrae unos 445.000 barriles diarios de crudo, y la crisis argentina, sin duda, truncó cualquier plan de expansión de Repsol YPF. Ahora, después de reconducir la situación, la petrolera ha comenzado a pensar en invertir más dinero durante 2003, pero en mercados donde ya tiene algo de donde sujetarse, como el de Brasil.