Con más del 90% del presupuesto anual de Irak aún dependiente de las exportaciones de petróleo y, históricamente, alrededor del 95% de ese crudo enviado a través del estrecho de Ormuz, asegurar una ruta alternativa de exportación mientras el estrecho permanece prácticamente bloqueado se ha convertido en una prioridad existencial para Bagdad. Además de los miles de millones perdidos en ingresos petroleros inmediatos para el segundo mayor productor de la OPEP, el bloqueo hizo que los tanques de almacenamiento internos de Irak se llenaran rápidamente hasta su capacidad máxima, obligando al cierre de varios pozos de producción. Cuanto más tiempo se prolongaran esos cierres, mayor sería el riesgo de daños permanentes a la capacidad petrolera de Irak por pérdida de presión en los yacimientos, infiltración de agua y corrosión, entre otros factores.

Aunque históricamente cerca del 80% de las exportaciones petroleras de Irak se ha dirigido a compradores asiáticos clave —especialmente China—, la ruta alternativa más viable era a través del norte de Irak hacia Turquía. El obstáculo era que el acuerdo clave que regulaba el traslado de petróleo de Bagdad a través de dos oleoductos hacia Turquía expiró el 27 de julio.

El 1 de agosto, Bagdad y Ankara firmaron oficialmente un acuerdo provisional de un año que permite a Irak mover su petróleo por el corredor del Iraq-Turkey Pipeline (ITP), que comprende dos oleoductos separados pero se trata como un mecanismo único y unificado, en línea con el Acuerdo original de 1973 sobre oleoductos de crudo. El acuerdo, firmado en Ankara entre la empresa estatal energética turca Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAS) y las entidades petroleras estatales iraquíes —la State Organization for Marketing of Oil (SOMO) y la North Oil Company (NOC)— establece un objetivo de tránsito de 750,000 barriles por día (bpd) de crudo iraquí, muy por encima del nivel actual de 170,000–200,000 bpd, aunque todavía solo a la mitad de su capacidad total de 1.5 millones bpd.

Tras la firma del acuerdo, las operaciones de los buques cisterna se reanudaron rápidamente. Según datos de la industria, el buque Valpiave cargó más de 600,000 barriles de crudo en Ceyhan el 3 de agosto. El destino de estos envíos no será Asia, sino compradores europeos y estadounidenses, que pueden acceder al petróleo sin que este tenga que pasar por un único punto de estrangulamiento marítimo. La demanda de crudo iraquí sigue siendo extremadamente fuerte en los mercados occidentales a través de esta ruta, en parte para sustituir barriles de crudo del Mar Negro y ruso —la mezcla Kirkuk de Irak es un petróleo de azufre medio, que sirve como un gran sustituto de esos barriles— y en parte por la escasez general de otros suministros debido al bloqueo efectivo del estrecho de Ormuz.

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Dicho esto, este nuevo acuerdo de un año puede haber resuelto por ahora el principal problema de Irak, pero hay pocas razones para el optimismo de que dure. Durante dos años y medio, de marzo de 2023 a septiembre de 2025, los flujos de petróleo desde Irak hacia Turquía se habían detenido, tras el fallo arbitral internacional de la International Chamber of Commerce (ICC) que obligó a Turquía a pagar a Bagdad US$1.5 mil millones en daños por violar el Acuerdo de 1973 sobre oleoductos de crudo. La infracción se centró en que Ankara permitió que la región semiautónoma del Kurdistán de Irak (KRI), con sede en Erbil, eludiera al Gobierno federal de Irak (FGI), con sede en Bagdad, y exportara petróleo de forma independiente. En represalia por el fallo de la ICC, Turquía detuvo entonces el flujo de petróleo iraquí por la ruta del oleoducto del norte, que en ese momento exportaba regularmente aproximadamente 450,000 bpd de crudo desde la región de Kirkuk hasta Ceyhan.

Este enfrentamiento entre Bagdad y Ankara por las ventas independientes de petróleo de la región del Kurdistán de Irak pone de relieve otra profunda línea de fractura que atraviesa el nuevo acuerdo de un año y todos los acuerdos relacionados desde 2014. De hecho, la prohibición de que la región del Kurdistán vendiera petróleo de manera independiente de Bagdad era una condición central del acuerdo de 2014 entre Bagdad y Erbil: a saber, la región del Kurdistán canalizaría el crudo producido en su territorio —unos 550,000 barriles diarios en ese momento— hacia las autoridades federales en Bagdad a través de SOMO. A cambio, recibiría una porción fija del presupuesto nacional, entonces de aproximadamente 17% cada mes.

La negativa fundamental de Bagdad a permitir que la región del Kurdistán vendiera petróleo de manera independiente surgía del temor de que cualquier flujo de ingresos grande y no supervisado pudiera convertirse en una base financiera para una eventual secesión kurda, una preocupación que, como se analiza plenamente en mi último libro sobre el nuevo orden global del mercado petrolero, tenía fundamento. En concreto, el 23 de abril de 2013, el gobierno regional del Kurdistán aprobó una ley que le permitiría exportar de manera independiente petróleo crudo de sus campos y de los de Kirkuk si Bagdad no pagaba su parte de los ingresos petroleros y los costos de exploración. Una ley complementaria para crear una empresa de exploración y producción de petróleo separada del Gobierno federal en Bagdad, y un fondo soberano para recibir todos los ingresos energéticos, fue aprobada al mismo tiempo por el gabinete del KRG bajo el entonces primer ministro Nechirvan Barzani.

La región KRI producía en ese momento alrededor de 350,000 bpd, de un total de 3.3 millones bpd en todo Irak, y planeaba aumentar esa cifra a 1 millón bpd para finales de 2015. En síntesis, el KRG pretendía que la ley de 2013 otorgara al Kurdistán completa independencia financiera del resto de Irak como antesala de una independencia política total poco después. La siguiente fase, tras asegurar las ventas independientes de petróleo, era un referéndum sobre la independencia, como también se detalla en mi último libro sobre el nuevo orden global del mercado petrolero. El Gobierno federal vio correctamente esto como una amenaza existencial para su futuro, dada la promesa de EE. UU. a los kurdos respecto a la derrota del Estado Islámico. Como finalmente ocurrió, pese a que más del 90% de la población del KRI votó a favor de la independencia en un referéndum de 2017, la medida no obtuvo un apoyo estadounidense significativo y, en cambio, provocó una fuerte ofensiva de Bagdad y de otros países vecinos con poblaciones kurdas importantes, incluidos Irán y Turquía.

Todas estas fracturas profundas siguen atravesando las relaciones entre el Gobierno federal de Irak y la región del Kurdistán de Irak, y entre el Gobierno federal de Irak y Turquía. Otro factor complicador es la importancia geopolítica estratégica vital que tienen el norte y el sur de Irak para Occidente, por un lado, y para China y Rusia, por el otro. En términos generales, Rusia y China —según reveló en exclusiva a OilPrice.com hace algún tiempo un alto funcionario del Kremlin— sostuvieron que: “Al mantener a Occidente fuera de los acuerdos energéticos en Irak, [Rusia y China verán] que el fin de la hegemonía occidental en Medio Oriente se convierta en el capítulo decisivo de la caída final de Occidente”. En ese momento, la postura de Bagdad sobre cualquier independencia del KRI quedó extremadamente clara cuando el entonces primer ministro Mohammed Al-Sudani declaró que la nueva Ley del Petróleo unificada —gestionada, en todo lo que realmente importaba, por el FGI desde Bagdad— regiría toda la producción e inversión de petróleo y gas en Irak y en la región del Kurdistán y constituiría “un fuerte factor para la unidad de Irak”.

Del otro lado, EE. UU. y sus aliados siguieron impulsando su propia agenda en el KRI, basándose en la idea de utilizarlo como una base para expandir su presencia en el sur del país, en detrimento de Beijing y Moscú. EE. UU. e Israel también tenían un interés estratégico adicional en utilizar la región del Kurdistán como base para operaciones de monitoreo continuas contra Irán.

Hay pocas dudas de que EE. UU. y la Unión Europea (UE) de 27 Estados miembros desempeñaron papeles clave para facilitar este último acuerdo de un año entre Irak y Turquía. “El requisito de flujo de 750,000 barriles por día para Irak no es tan alto como se esperaba de Turquía, aunque resulta interesante ver que TPAO [Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı] ha podido adquirir una participación de 15% en la participación de BP en Kirkuk, a pesar de la hostilidad de larga data entre los turcos y los kurdos”, dijo en exclusiva a OilPrice.com la semana pasada una fuente de alto nivel del complejo de seguridad energética de la UE. “Eso [la participación] le dará [a TPAO] exposición a una asociación que cubre más de tres mil millones de barriles equivalentes de petróleo de las cúpulas Baba y Avanah del yacimiento de Kirkuk, así como los campos Bai Hassan, Jambur y Khabbaz en el Irak federal —un buen acuerdo para los turcos”, añadió.

Podrían venir más beneficios para Turquía, según una fuente energética de alto rango que trabaja estrechamente con el Ministerio de Petróleo de Irak. “Ha pedido otras empresas conjuntas multinivel en todo el sector energético —con énfasis en la inversión iraquí— en petróleo, gas, petroquímica y electricidad, y ha exigido que se llegue a un arreglo que compense la totalidad de los US$1.5 mil millones que fue multado por el tribunal arbitral y que técnicamente aún debe a Bagdad”, dijo. “Y si Turquía no obtiene lo que quiere, bien podría no extender el acuerdo o incluso romper el plazo de un año”, concluyó.

Por Simon Watkins para Oilprice.com

Source: OilPrice.com