El poder global de la mayoría de los países de Medio Oriente sigue ligado a su producción de petróleo y gas, por lo que no sorprende que los gobiernos intenten maximizar la producción, inflarla o pronosticar que aumentará en algún momento futuro. Irak ha caído históricamente en la última de esas categorías, prometiendo repetidamente grandes aumentos de producción petrolera que nunca se materializaron. Arabia Saudita, el mayor productor de petróleo de Medio Oriente, ha tendido hacia la primera, citando en distintos momentos una "capacidad" de producción de 11, 12 o 13 millones de barriles por día (bpd). Ambos países son miembros de la OPEP, donde Irak ocupa el segundo lugar como productor del grupo, y los ingresos petroleros representan la gran mayoría de los ingresos fiscales y de exportación de Irak, razón por la cual los niveles de producción pesan tanto en las finanzas de Bagdad como en su posición geopolítica.

Los hechos para Irak son que su producción de crudo promedió 2,38 millones de bpd entre 1973 y 2026. Antes de que comenzara en febrero el bloqueo de la principal ruta de tránsito petrolero del mundo, Irak producía 4,14 millones de bpd. En cuanto a Arabia Saudita, según la Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA), el Reino nunca ha producido ni cerca de su supuesta capacidad durante un período sostenido que justifique esa descripción. Su producción de crudo promedió 8,29 millones de bpd entre 1973 y 2026. Antes del bloqueo del Estrecho de Ormuz, producía 10,1 millones de bpd.

Dicho esto, el reciente anuncio del nuevo primer ministro iraquí Ali al-Zaidi de que el país planea elevar la producción petrolera a entre 8 y 10 millones de barriles diarios en un plazo de seis años podría por fin resultar correcto por tres razones clave. Incluso podría permitir a Irak superar a Arabia Saudita como el mayor productor de petróleo de la región.

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Primero, Irak siempre ha tenido reservas petroleras suficientes para alcanzar ese nivel, si se gestionan adecuadamente. Según cifras de la EIA, Irak posee 145.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo estimadas de forma conservadora, casi el 18% del total de Medio Oriente y alrededor del 9% del mundial. Extraoficialmente, como se analiza en profundidad en mi último libro sobre los mercados petroleros globales, aproximadamente en la misma época en que se publicaron las cifras oficiales de reservas, el Ministerio de Petróleo de Irak afirmó que los recursos no descubiertos del país rondaban los 215.000 millones de barriles. Esa estimación coincidía con un estudio detallado de 1997 de la petrolera Petrolog, aunque no incluía partes del norte de Irak en la región semiautónoma del Kurdistán.

Como ha destacado la Agencia Internacional de Energía (AIE), la mayoría de estos yacimientos petroleros fueron perforados antes de los años setenta, cuando los límites técnicos y los bajos precios del petróleo definían de manera más estrecha qué constituía un pozo comercialmente exitoso que en épocas posteriores. En general, la AIE señaló que los recursos recuperables definitivos de todo Irak, incluido el Kurdistán, sumaban unos 246.000 millones de barriles de crudo y líquidos de gas natural.

Todas estas cifras encajan con los supuestos de la Estrategia Nacional Integrada de Energía (INES, por sus siglas en inglés), patrocinada por el gobierno y lanzada en 2013, que estableció tres escenarios de producción a futuro para Irak. El mejor escenario de la INES contemplaba que la capacidad de producción de crudo subiera a 13 millones de bpd para 2017, se mantuviera alrededor de ese nivel hasta 2023 y luego descendiera gradualmente a unos 10 millones de bpd durante un período prolongado. El escenario intermedio proyectaba que Irak alcanzara 9 millones de bpd para 2020, mientras que el peor escenario situaba la producción en 6 millones de bpd para 2020. Frente a ese trasfondo, la meta actual de 8 a 10 millones de bpd parece un escenario razonable, un recordatorio de que la historia productiva de Irak está plagada de metas ambiciosas incumplidas principalmente por inestabilidad política, falta de inversión e insuficiencias de infraestructura, y no por geología.

Segundo, hacia el final del mandato del ex primer ministro iraquí Mohammed Shia al-Sudani, y continuando bajo Ali al-Zaidi, Bagdad ha retomado la senda de atender las exigencias de EE. UU. de reducir las prácticas generalizadas de corrupción que expulsaron a las empresas occidentales del país en los últimos años. Transparencia Internacional (TI), en su Índice de Percepción de la Corrupción, había descrito durante años a Irak como un país "entre los peores en indicadores de corrupción y gobernanza, con riesgos de corrupción agravados por la falta de experiencia en la administración pública, la débil capacidad de absorber la afluencia de dinero de ayuda, los problemas sectarios y la falta de voluntad política para los esfuerzos anticorrupción".

TI añadió: "Desfalcos masivos, fraudes en compras públicas, lavado de dinero, contrabando de petróleo y sobornos burocráticos generalizados han llevado al país al fondo de las clasificaciones internacionales de corrupción, han alimentado la violencia política y han obstaculizado la construcción efectiva del Estado y la prestación de servicios". Concluyó: "La interferencia política en los organismos anticorrupción y la politización de los temas de corrupción, la debilidad de la sociedad civil, la inseguridad, la falta de recursos y las disposiciones legales incompletas limitan severamente la capacidad del gobierno para frenar eficazmente la corrupción desbordada".

La salida de las empresas occidentales que contaban con la combinación ideal de personal experimentado, tecnología avanzada y equipo moderno para perforar pozos de manera eficiente y construir la infraestructura necesaria para un crecimiento significativo de la producción fue desastrosa para Irak. Sin embargo, a medida que la corrupción ha disminuido en términos generales en los tratos de Occidente con Irak, y dado que Washington ha impuesto nuevas sanciones a Bagdad por ayudar a Irán a lo largo de los años, varias de esas empresas clave han regresado.

Tercero, y lo más importante desde la perspectiva tanto del desarrollo de campos petroleros y gasíferos como de la construcción de infraestructura clave, está el megaproyecto de cuatro componentes por 27.000 millones de dólares de la supermayor francesa TotalEnergies, finalmente ratificado en 2023. Una parte del proyecto aumentará considerablemente la cantidad de gas capturado durante la perforación petrolera, conocido como gas asociado. Eso reducirá la cantidad de petróleo que Irak debe quemar para la generación eléctrica interna, liberando más crudo para la exportación, mientras parte de los ingresos puede reinvertirse en el desarrollo de campos.

Otra parte elevará la producción del campo petrolero Ratawi de aproximadamente 60.000 bpd a 120.000 bpd en la fase inicial, con una meta final de desarrollo de 210.000 bpd. También se espera que ello muestre a Irak cómo lograr una tasa de recuperación mucho más alta en sus demás campos. El último elemento clave es la estabilización y posterior aumento de la presión en los mayores campos petroleros de Irak mediante el tratamiento y redireccionamiento de agua de mar hacia esos sitios a través del Proyecto Común de Suministro de Agua de Mar (CSSP, por sus siglas en inglés), como se detalla en mi último libro.

Dado estos factores, las probabilidades de que Irak alcance su última meta de producción de 8 a 10 millones de bpd parecen haber aumentado significativamente. Un cálculo aproximado basado únicamente en los campos gigantes y sus metas individuales originales de meseta máxima en sus Contratos de Servicio Técnico indica alrededor de 11,5 millones de bpd de producción petrolera. Ese total incluye Rumaila con 2,1 millones de bpd, West Qurna 2 con 1,8 millones de bpd, West Qurna 1 con 1,6 millones de bpd, Majnoon con 1,8 millones de bpd, Zubair con 1,2 millones de bpd, Kirkuk (Domas Federales) con 1 millón de bpd, y Halfaya, East Baghdad, Garraf y Badra combinados con 2 millones de bpd.

Esas metas de meseta máxima asumían un CSSP en funcionamiento, inversión sostenida adecuada y las empresas petroleras tecnológicamente más avanzadas liderando los proyectos. Es importante señalar que la cifra de 11,5 millones de bpd no incluye ninguno de los otros 115 campos petroleros de Irak, ni los campos del norte del país administrados por el gobierno regional semiautónomo. Lo que queda por observar, entonces, es si el CSSP se completa efectivamente a tiempo, si las empresas occidentales que regresan mantienen sus compromisos a lo largo de los ciclos políticos de Irak, y si Bagdad puede respetar sus acuerdos de cuota con la OPEP plus mientras persigue una meta que más que duplicaría su producción actual.

Por Simon Watkins para Oilprice.com

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