Irán Revive multimillonario ‘kiosco’ de
petróleo y gas
El Cronista Comercial - julio de 2015
No publicitaron su presencia.
Pero en los días y las semanas previos a acuerdo nuclear celebrado el martes
entre Occidente e Irán, ha habido un flujo continuo de visitantes de algunos de
los grupos de energía más grandes del mundo a Teherán.
Según circula, hicieron más que
intercambiar tarjetas comerciales. En las palabras de un ejecutivo occidental
senior, pocos de los grandes jugadores de la industria pueden desconocer el
"kiosco" que representa Irán, que ahora se prepara para exhibir en la
vidriera un negocio multimillonario de proyectos de petróleo y gas.
Una serie de sanciones de Estados
Unidos y la UE, en vigor desde 2012, impidió negociaciones detalladas. Pero una
vez levantadas dichas sanciones, se llevarán a cabo serias conversaciones sobre
un regreso al país, encabezado por las empresas más importantes de Europa.
Para como Royal Dutch Shell, Eni
de Italia y Total de Francia, cuyos funcionarios, entre los de otras empresas,
se reunieron con sus colegas iraníes en Teherán, puede faltar meses para que
llegue ese día. Negociaciones con grupos de energía de Estados Unidos -ausentes
desde las nacionalizaciones que siguieron a la revolución islámica de 1979-
podrían incluso estar más lejos. Una compleja gama de restricciones deberá
volverse atrás en Estados Unidos.
Así y todo, para un Irán urgido de
fondos, desesperado por rehabilitar una industria nacional de petróleo y gas
abatida por la mala gestión, la corrupción y falta de inversión, ahora hay una
perspectiva real de un cambio de rumbo... y un enorme aumento de ingresos
provenientes de una producción y exportaciones mayores. Estados Unidos estima
que Teherán renunció a u$s 160.000 millones en ventas de petróleo en los
últimos tres años, cuando colapsaron las exportaciones a Europa y países
asiáticos como India buscaron suministros alternativos.
"Irán precisa imperiosamente
inversiones y tecnología", sostiene Daniel Yergin, autor de la historia
clásica sobre el petróleo, The Prize (El premio). Pero las charlas no serán
nada fáciles, ya que requerirán pragmatismo de los iraníes luego de una caída
del 50% en el precio del petróleo. "Lo que cambió es que las empresas ya
no van a la caza de barriles como lo hacían cuando los precios subían. Ahora lo
que en verdad se ve es un mercado de compradores, cuando se trata de acuerdos
de petróleo y gas", agrega.
"Teherán tendrá que dejar
atrás un siglo de relaciones turbulentas con la industria petrolera
internacional y concentrarse en ser comercial y competitiva. A las grandes
empresas les preocupan los costos y la rentabilidad."
Suponiendo que se levanten las
principales sanciones económicas a comienzos de 2016, Bijan Zanganeh, el
ministro de Petróleo de Irán, confía en poder aumentar rápidamente la
producción y las exportaciones a 1 millón de barriles por día. También se
considera posible la entrega de 40 millones de barriles de petróleo almacenados
en buques petroleros iraníes, lo que pesaría aún más sobre los precios.
Pero sus ojos están puestos en un
premio mayor. Quiere que la experiencia occidental reviva los viejos
yacimientos y la infraestructura quebradiza de Irán y le devuelva al país su
lugar de cuarto productor más grande después de Arabia Saudita, Estados Unidos
y Rusia. La meta es aumentar la producción 50% en solo cinco años, a 5 millones
de barriles por día.
Detrás de estas escenas, junto con
las negociaciones diplomáticas restantes, ya se está trabajando. Mehdi
Hosseini, asesor del ministerio de Petróleo de Irán, sostiene que Teherán está
concluyendo un nuevo estilo de contrato que espera que abra la puerta a
acuerdos con inversores extranjeros por un monto de hasta u$s 100.000 millones.
Podría haber para repartir hasta
50 proyectos, con acuerdos que cubran exploración, el desarrollo de yacimientos
terrestres y mar adentro y el suministro de nueva tecnología. Probablemente
incluyan los enormes yacimientos de gas de South y North Pars, que juntos
comprenden casi 350 toneladas de pies cúbicos de reservas no desarrolladas, y
yacimientos petroleros importantes como Ahvaz, Gachsaran, Marun y Aghajari, que
se estima que originalmente contuvieron 200.000 millones de barriles de
petróleo crudo y han producido durante décadas. También podría haber
cooperación, en materia de petroquímicos y gas natural licuado.
En particular, los conocedores de
la industria afirman que Teherán quiere traer una petrolera extranjera para
ayudar en la construcción de una planta de GNL para manejar el gas proveniente
del yacimiento South Pars, parte de una reserva que Irán comparte con Qatar.
Los rumores de posibles socios incluyen a Shell, que ha sido pionera en
tecnología de conversión de gas a líquidos y será el proveedor de GNL más
grande del sector privado luego de su propuesta de £ 55.000 millones para
adquirir BG Group.
"Qatar aventaja a Irán por lejos",
sostiene Hosseini. "Esta injusticia se debe a las sanciones. Nuestro gas
se produce en pozos qataríes en vez de iraníes. Esto hiere los sentimientos
nacionales".
El llamado de Irán a inversores
extranjeros es claro. Según Wood Mackenzie, una consultora, el país es el
tercer tenedor de petróleo y gas más grande del mundo, con más de 250.000
millones de barriles de petróleo equivalente en reservas restantes.
Digamos que, a diferencia del
Ártico sin explorar, sus recursos se han mapeado y sus costos de producción son
bajos. Su estabilidad política en comparación con Irak, asolado por el
conflicto con el Estado Islámico de Irak y el Levante, es un atractivo extra.
Por cierto, con la lucha de los grupos de energía por realizar grandes
descubrimientos, Wood Mackenzie dice que Irán ofrece una oportunidad
"dorada" de empresas petroleras integradas y gigantes nacionales.
"Aún debemos revisar los
detalles", afirma Patrick Pouyanné, CEO de Total. "[Pero] Total tiene
vasta experiencia en Irán y está dispuesta a regresar cuando las sanciones se
levanten y si las condiciones son interesantes".
Zanganeh redactará los términos
del compromiso de Teherán -una serie de condiciones conocidas como el
"Contrato de petróleo de Irán" y anunciadas como más beneficiosas que
acuerdos pasados- más adelante este año. El gran interrogante es si los
contratos serán suficientemente atractivos.
Si bien no ofrecerá contratos de
producción compartida -que son los que la mayoría de los inversores extranjeros
prefiere-, Teherán mejorará las condiciones de sus contratos de
"recompra" o de servicios que generan amplio rechazo. Fereidun
Fesharaki, de la consultora Facts Global Energy, sostiene que van a parecerse
más a contratos de producción compartida, donde las empresas extranjeras ganan
el derecho a la producción y las reservas, y el riesgo es compartido.
Los nuevos contratos permitirán a
las empresas extranjeras establecer joint ventures con la empresa estatal iraní
NIOC (National Iranian Oil Company) o una de sus filiales. Se espera que tengan
una vigencia mayor, unos 20 a 30 años. La remuneración será más flexible. En
lugar de un canon fijo, las tasas de rendimiento se basarían en una escala
móvil y serían proporcionales a los riesgos que rodean el desarrollo. Los pagos
podrían estar atados a los precios del petróleo. Se cree que los gastos de
capital no tendrán tope.
Fundamentalmente, las empresas
también podrán registrar el valor de las reservas en sus balances. Pero, según
Elham Hassanzadeh de la consultora Energy Pioneers, esto estará sujeto a
"condiciones estrictas". La ley iraní prohíbe la propiedad extranjera
de las reservas y Hosseini afirma: "Si el registro de reservas se
interpreta como una transferencia de propiedad a las petroleras
internacionales, nosotros [Irán] no vamos a dejar que eso suceda".
Hassanzadeh agrega que las
compañías petroleras internacionales indagaron los detalles y la respuesta fue
positiva. Pero mientras un ejecutivo europeo niega cualquier participación,
otro se muestra escéptico. Hassanzadeh considera que las tarifas planas pagadas
bajo los viejos contratos de servicios -que duraron de seis a doce años- fueron
"pésimas" y cree que será difícil llegar a un acuerdo con
funcionarios iraníes, conocidos como negociadores difíciles. "Las empresas
van a estar activas, pero no estoy seguro de que veamos una explosión inmediata
en los contratos."
Un observador petrolero
occidental de Teherán, que dice haber visto elementos de los contratos, también
cuestiona los beneficios. Los términos propuestos guardan escasa similitud con
la producción compartida, sostiene. El capital, la inversión y la producción no
serían compartidos, como así tampoco el riesgo de financiación.
Por otra parte, sigue habiendo incertidumbres
políticas y jurídicas. El acuerdo nuclear podría desbaratarse con rapidez y
podrían volver a imponerse sanciones si Irán violara los términos del acuerdo.
Los ejecutivos del petróleo serán
cautos, también, respecto de los pedidos de que trabajen con proveedores
locales sospechosos de vínculos con la Guardia Revolucionaria de Irán, que en
el pasado se benefició de adjudicaciones de contratos enormes. El hecho de que
la NIOC haya sido designada por Estados Unidos como una filial de la Guardia
podría dañar la reputación de cualquier empresa que realice negocios con esta.
Las empresas que sí invierten
también enfrentan la amenaza de acciones legales por parte de individuos con
demandas contra Irán fundadas en su apoyo al terrorismo. Marcos Dubowitz, de la
Fundación para la Defensa de las Democracias, un grupo de expertos con sede en Washington,
sostiene que en tribunales estadounidenses se concedieron indemnizaciones por
alrededor de u$s 18.000 millones a demandantes contra Irán. Podrían hacerse
esfuerzos para que las empresas con operaciones en dicho país cumpliesen con
dichas indemnizaciones.
Tampoco se deben subestimar las dificultades
técnicas. Las sanciones se cobraron un alto precio en relación a la producción.
La capacidad de producción de crudo se retrajo de 3,6 millones de barriles
diarios, registrados en 2011, a alrededor de 2,8 millones de barriles diarios.
La producción de gas natural se desaceleró a 5,7 miles de millones de pies
cúbicos en 2013. "Muchos pozos se cerraron. Algunos quizá estén tan
dañados que haya que tener otros nuevos", afirma Hosseini. Per Magnus
Nysveen, de la consultora Rystad Energy afirma: "No quiero ser demasiado
pesimista. Hay potencial para una gran cantidad de producción y exportaciones
de condensado [aceite ultraligero]. Sin embargo, con la producción de crudo,
soy más escéptico..."
Nysveen señala los campos Marun,
Ahvaz, Gachsaran y Aghajari, donde las tasas de recuperación están en el mínimo
del 25%, lo cual exige realizar grandes gastos. Proyectos como Sur Azadegan y
extensiones a South Pars -donde Teherán experimentó descontentos con sus socios
chinos- también sufrieron problemas. "Para estimular estos yacimientos, se
requiere mucha actividad industrial, como perforación e inyección de agua y
gas", añade.
Incluso si se acuerdan proyectos
en meses, su implementación efectiva tardará años, y los analistas sostienen
que la inversión necesaria podría llegar tranquilamente a u$s 200.000 millones.
Wood Mackenzie ve un aumento de la producción de crudo a 3,4 millones de
barriles diarios en 2020, menos de la meta de Teherán, pero agrega que la
producción podría llegar a 4,4 millones de barriles diarios en una década, si
se cuenta con la suficiente inversión extranjera. El gas tiene un
"enorme" potencial a largo plazo.
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