II.1.1.
Localización y producción de petróleo y gas natural hasta la desintegración
de la URSS.
La gran riqueza en minerales de la ex-URSS guarda relación con la inmensa superficie y la gran variedad de formaciones geológicas dentro de sus fronteras. La dispersa distribución de los yacimientos, sin embargo, crea dificultades. Muchos depósitos se encuentran localizados en las partes más inaccesibles de Siberia donde la hostilidad del medio produce problemas de extracción, transporte, mano de obra y también atenta contra la creación de una economía balanceada en varias regiones económicas.
A principios de la década del 50, el 66% de toda la energía consumida en la URSS provenía del carbón. Hubo entonces un importante cambio a favor del petróleo y gas natural por sus ventajas: mayor cantidad de calorías, facilidad de transporte -especialmente oleoductos y gasoductos-, mayor cantidad de subproductos disponibles gracias al desarrollo de la industria petroquímica y ser menos contaminante. En la década del 70 el petróleo contribuyó con el 66% de la producción energética y además fue un valioso producto de exportación. Pero a mediados de los 70 se comprobó que muchos yacimientos de áreas tradicionales se encontraban exhaustos.
La demanda permanente exigía inversiones para sustituir equipos obsoletos y para el desarrollo de pozos en áreas de difícil acceso y condiciones geográficas arduas tanto por el clima como por las condiciones del terreno. Los esfuerzos de la URSS para reducir el consumo de petróleo no arrojaron buenos resultados, por el contrario la demanda creció desde 1984 a un ritmo sostenido del 4% anual.
Antes de la Revolución la mayor parte del petróleo provenía de los yacimientos de Bakú, próximos a la costa oriental del mar Caspio y de pequeños sectores del pie de monte septentrional de los Cáucaso y ambas regiones proveyeron a la URSS hasta la Segunda Guerra Mundial. Un yacimiento aún mayor se conocía en la zona sedimentaria paleozoica que se extiende entre el Volga y los Urales, conocido como Segunda Bakú o yacimiento Volga-Ural, que comenzó a desarrollarse rápidamente a partir de la segunda contienda y que a principios de los 50 había superado a Primera Bakú.
Como las reservas se redujeron mucho en esta región, Rusia incorporó la producción que proviene de Siberia Occidental, la gran cuenca sedimentaria drenada por el Obi y sus tributarios y a la que podríamos definir con centro en Surgut. El rápido desarrollo industrial de la década del 60 hizo que no obstante las condiciones climáticas adversas este yacimiento se explotara intensamente. La región cuenta además con depósitos de gas al norte en el oblast Tyumen, en tanto los depósitos de crudo se encuentran en los oblast Tyumen, Omsk y Novosibirsk además de Tomsk. El gigantesco pozo Samotlor produjo 140 millones de crudo en 1977/8, existiendo otros yacimientos gigantes. Cada uno de estos yacimientos contiene miles de pozos y se estaba planificando la instalación de muchos más durante el Plan Quinquenal que terminó en 1990135 .
En 1985 Siberia Occidental producía el 62% del total de petróleo de la URSS. El objetivo del 12º Plan Quinquenal (1986-1990) era lograr que el 70% de la producción proviniera de Siberia Occidental, pero los yacimientos habían sido muy explotados y envejecieron rápidamente.
En otras regiones la producción fue disminuyendo, creando el problema de la gran dependencia del petróleo de Siberia Occidental. En Rusia europea, Segunda Bakú produjo menos del 22% del total de la Unión en 1988.
Fuera de Rusia se explotaban yacimientos en Asia Central, Transcaucasia, Ucrania y Bielorrusia con una producción promedio de 400 millones de barriles durante la década del 80. Los mayores correspondían a Kazakhstán y se encontraban al norte del Caspio en el yacimiento Karachaganak y Tengiz, bajo explotación soviética desde entonces. La región del lago Emba producía 40 a 45 millones de barriles anuales -refinados en Aktau- constituyendo el 15% de las reservas soviéticas136 .
Geológicamente similar es el yacimiento Zhanazhol, pero su alto contenido en sulfuros obliga a su procesamiento en Karaton. Por problemas técnicos no se comenzó a trabajar en estos campos hasta 1988. Más al sur el viejo yacimiento Mangyshlav o Uzen continuaba su modesta producción de 130 millones de barriles y un nuevo yacimiento en la península Buzachi produjo 35 millones de barriles en 1985.
Azerbaiján era el tercer gran productor con Bakú. En la continuación de este yacimiento al este de la capital -en aguas someras del Caspio- se obtenía la mayor parte de la producción que se planeaba elevar a 132 millones de barriles durante el último Plan Quinquenal 1986-90.
Existían cuencas menores en las restantes Repúblicas Centrales Asiáticas y en Georgia. El yacimiento petrogasífero Kumdag137 en Turkmenistán occidental produce crudo desde 1949 y se encuentra en la última etapa de su aprovechamiento, de modo que muchos de sus pozos otrora de gran producción han dejado de ser surgentes, operándoselos por medio de bombas de profundidad138 . Pero este yacimiento abarca otras áreas donde nuevos reservorios de hidrocarburos se pusieron posteriormente en explotación. Por ejemplo Kumdagneft “es un yacimiento que cuenta con más de 400 pozos operados por bombas de profundidad en tanto dos de ellos se mantienen surgentes hasta la actualidad”139 . En la misma área está Gograndag, de donde se extrae petróleo y gas desde fines de la década del 70 y principios de la del 80. El pozo Nº 102 fue el primero en producir el crudo el 1 de octubre de 1978. En la actualidad el pozo sigue en operación produciendo petróleo de alta calidad. Los pozos Nº 13 y 12, terminados de perforar en 1979, produjeron al principio gas natural con el condensado, pero al presente se han convertido en pozos petrolíferos. Posteriormente fueron incorporados los yacimientos Erdekli y Ekizak.
Mapa 9:
Mapa 10:
La primera explotación de gas natural se dio en la región septentrional de los Cáucaso. El gas era enviado desde Stavropol, uno de los primeros depósitos en entrar en producción, y junto con el producido en Krasnodar llegaba por medio de un gasoducto a Moscú y a otras ciudades de la Región Central Industrial y hacia el sudoeste hacia Transcaucasia.
Durante la década del 60 el desarrollo de los yacimientos era muy complicado pues se encontraban en lugares de difícil acceso como la cuenca Medvezhye en Siberia Occidental, que exigía el traslado del material por el río Obi hasta su golfo y luego río arriba por el Nadym hasta la ciudad homónima. Similar es la situación en los yacimientos de Urengoy cuyo material debía ser transportado por convoyes de camiones a través de la tundra. El gasoducto Vuktyl -República de Komi- pasó en 1968 a integrar la red de gasoductos más septentrional «Northern lights» que envía gas al suroeste y oeste con parte de la producción llegando a San Petersburgo.
En los años 60 y 70 se incorporaron grandes yacimientos de gas y se descubrieron inmensas reservas en Asia Central -Turkmenistán y Uzbekistán- pero se necesitaban gasoductos de gran longitud para trasladar el gas a las áreas de consumo. En 1965 se descubrió un nuevo yacimiento en Uzbekistán, Gazli, que dio lugar a la fundación de la ciudad de Navoi, cuya producción en 1966 fue de 22.000 millones de m3 de gas, 80% de la cual se envió a los centros industriales de los Urales, como Cheliabinsk, a 2000 km de distancia, mediante gasoductos y el resto fue consumido en Asia Central.
También el gas de Turkmenistán -yacimientos Darvaza y Achak- fue a Moscú, San Petersburgo y las Repúblicas Bálticas. En 1966 se descubrieron los depósitos Uchkyr -próximos a Gazli- y en 1968 Shatlyk y Dovletabad -en las proximidades de Mary, Turkmenistán-, cuyas reservas iniciales de gas fueron de 912 mil millones de metros cúbicos y dieron origen a la ciudad homónima. En 1973 el combustible producido por Shatlyk del Este llegó por gasoducto a Ashgabad y se estructuró la empresa Marigasdobicha, que tiene a cargo desde entonces la explotación de los yacimientos de esa zona. Un año después el personal de Marigasdobicha incorporó a la producción de gas el yacimiento de Shatlyk del Oeste, finalizando además la construcción de un gasoducto troncal, que atraviesa la zona central del desierto Kara-Kum hasta la ciudad de Khiva y luego rumbo al resto de Asia Central, mediante el gasoducto Asia Central-Centro -tubería de 1,5 m. de diámetro, para una presión de 75 atmósferas-, hecho que constituyó una empresa de importancia histórica140 .
Luego se incorporó el yacimiento de Sovletabad -en producción desde 1982 y que en 1985 producía el 25% del gas natural de Turkmenistán-, con grandes reservas que complementaron al yacimiento Shatlyk (pie de monte) así como los yacimientos de Gazli (Kara Kum) y Okarem (en la costa).
También se obtenía en Uzbekistán141 , en el valle del Amu Darya -próximo a Bukhara y Karshi- donde el pozo Shurtan se agrega a la producción de los yacimientos Uchkyr y Gazli, pero debido a la gran cantidad de sulfuros es tratado en Mubarek antes de su traslado por conducto a Tashkent para generar electricidad.
Kazakhstán posee en el NO los depósitos Karachaganak, que yacen bajo un domo de sal y del cual se esperaban obtener 8.000 millones de m3 de gas en 1990 enviados por un gasoducto a Orenburg donde es procesado, si bien las plantas procesadoras del producto en el propio yacimiento estaban en construcción durante el 12º Plan Quinquenal142 .
El énfasis de la última etapa de la URSS se puso en la producción de Siberia Occidental. Así Siberia Occidental que a comienzos de esta década producía 66% del total de gas natural, debía producir el 75% para el 2000. Si bien el producto es utilizado para generar electricidad en Surgut y Nizhnevartovsk, dos de los mayores centros administrativos de la industria de la región, además es transportado a Rusia europea y a los países del Este por una gran red de gasoductos transcontinentales de 142 cm de diámetro que llevan combustible a Europa Oriental, Occidental, Grecia y Turquía.
Después de su independencia de Rusia en 1991, Kazakhstán esperó un rápido desarrollo de sus reservas de crudo y condensados. Posee reservas probadas de 3.000 millones de m3 de gas y suficiente petróleo como para bombear 2.330 millones de barriles anuales durante los próximos 7-10 años143 . Las reservas posibles se supone alcanzan a 51.000 millones de barriles de petróleo y 7.500 millones de metros cúbicos de gas 144 . Para muchos analistas Kazakhstán sería «otra Kuwait», y el petróleo ayudaría al desarrollo nacional. Los países vecinos están ansiosos por ver los frutos de aprovisionar al mundo con petróleo.
Sin embargo, Kazakhstán no tiene acceso directo a los mercados del mundo. Más aún, su infraestructura de tuberías para transportar hidrocarburos está poco desarrollada y es ineficaz. Como consecuencia, la producción de una de las áreas petroleras más grandes del mundo ha seguido siendo en su mayor parte inexplotada.
Los mayores yacimientos de petróleo se encuentran en la costa NE del Caspio desde el río Ural hasta el norte de la meseta de Usti-Urt. En la depresión caspiana se extrae principalmente petróleo en la región de Tengiz (43% de la producción nacional y posiblemente 66% en el 2000) sobre el Caspio. Aktyubinsk, próximo a Aktobe es el segundo yacimiento de petróleo del país.
La región central posee entre otros los yacimientos Kumkol, Ashkabulak, Qyzilkiya, Aryskum y Maibulak, todos ellos bajo explotación de la canadiense Hurricane Hydrocarbons Ltd. con participación de empresas nacionales y Lukoil de Rusia.
En cuanto a la explotación de hidrocarburos del mar Caspio, si bien el status legal del mismo es todavía objeto de disputas, el Presidente logró a principios de julio de 1998 que Yeltsin firmara un tratado delimitando las áreas rusa y kazaka en la plataforma submarina, abriendo el camino para la explotación offshore del petróleo y gas.
Desde fines de la década del 80 Chevron Corporation estaba en tratativas para establecer una empresa conjunta con la URSS para la explotación de Tengiz. Incluso después del fallido golpe de Estado contra Gorbachov en agosto de 1991, el acuerdo permanecía estancado por los feudos políticos y un expresado temor hacia la explotación capitalista145 . Tengiz empezó a ser explotado por Chevrón y Kazakhstán en una empresa conjunta durante 1993, aunque después de mayo de 1994 la empresa extranjera redujo las inversiones ante turbulencias internas de Kazakhstán y demandas rusas relacionadas con su tubería de exportación. Kazakhstán le vendió la mitad de su parte a la estadounidense Mobil Oil en abril de 1996. Simultáneamente las restricciones de Rusia sobre Tengiz se aliviaron y permitió más exportaciones a través de sus tuberías a Europa. Los intereses rusos por el uso del oleoducto eran de 44%. Este yacimiento está actualmente en explotación en forma conjunta por Chevron (45%), Mobil (25%), compañías petroleras de Kazakhstán (25%) y Lukarco (5%). Es uno de los diez mayores yacimientos del mundo, con una vida estimada de 40 años y una capacidad de bombeo de 700.000 barriles diarios146 .
Mapa 11:
El alto volumen de sulfuros de hidrógeno del yacimiento ha creado problemas potenciales para el transporte y comercialización. Chevron también está desarrollando los yacimientos petrolíferos Korolev. A pesar de las grandes inversiones realizadas, la productividad de esa explotación es muy inferior a lo previsto a lo que se incorporan dificultades técnicas y financieras para el envío del petróleo por la red de oleoductos rusos.
En 1998 se descubrió en las proximidades de Tengiz otro yacimiento potencialmente gigantesco, Kashagan, que podría aportar miles de millones de dólares para las compañías que lo controlen147 . Continúan los estudios para tener un panorama estimativo de las reservas reales en este nuevo yacimiento. El domo de sal y la imposibilidad de trabajar durante el gélido período invernal postergaron el resultado de los estudios.
La explotación de los yacimientos offshore está retrasada en comparación con los yacimientos en tierra firme (onshore).
Kazakhstán redujo 7% su producción de petróleo en 1998 para llegar a 220 millones de barriles (contra 210 millones del año anterior). La compañía nacional Kazakhoil logró reducir los costos de producción en un 17%148 . Además el sector petrolero se estimuló con el ligero aumento del precio del barril producido en marzo de 1999 y por el acuerdo firmado en 1998 con Rusia sobre la división de los fondos marinos del mar Caspio149 .
A pesar de las grandes reservas de gas, el desarrollo de ese recurso ha estado limitado debido a la infraestructura inadecuada. Kazakhstán espera con sus reservas de gas natural liberarse de su dependencia energética de Turkmenistán, Uzbekistán y Rusia, que le enviaron 4.500 millones de m3 de gas por tres gasoductos diferentes en 1994.
En 1995 se firmó un acuerdo con British Gas, Agip y Gasprom para explotar los yacimientos de Karachaganak (75% de las reservas del país). Pero a diferencia del petróleo, la producción podría enviarse a Rusia y hacia Europa sin dificultades excepto por la intervención del monopolio ruso Gasprom, que posee 15% de las acciones de la operación y opera una inmensa red de gasoductos. El desarrollo industrial de la república depende del éxito de las estrategias de desenclave150 .
La producción de gas natural se incrementó en un 5,5% en los primeros meses de 1998 por la mayor producción del yacimiento Karachaganak (30% de la producción nacional). Este yacimiento no se estaba aprovechando en toda su capacidad debido a la reducción de la compra de gas por parte de Rusia. Las negociaciones de febrero de 1999 entre ambos Estados desbloquearon esa situación y el gas de Karachaganak fluye nuevamente a la región de Orenburg y su refinería que es destino también de la producción kazaka de Aqtobe y Koustanaï151 .
El problema de la tubería está postergando varios proyectos: Kazakhstán tiene tres refinerías, con una capacidad del refinamiento de 80.000 barriles por día152 . Las tres refinerías necesitan modernización y extensión pues son vetustas y se encuentran situadas el este del país pues fueron planeadas para tratar el petróleo ruso más que el extraído al oeste de la república153 .
La menor demanda y la limitación al acceso a los mercados de exportación internacionales ha reducido las actividades de refinamiento y postergado los planes de modernización para extender su capacidad154 .
ü Reservas probadas de petróleo (millones de barriles): 22.000
ü Reservas posibles de petróleo (millones de barriles): 50.000
ü Reservas probadas de gas natural (millones de metros cúbicos): 2.300
ü Reservas posibles de gas natural (millones de metros cúbicos): 7.500
ü Producción de petróleo 1980 (millones de barriles por año): 136,1
ü Producción de petróleo 1984 (millones de barriles por año): 142,2
ü Producción de petróleo 1985 (millones de barriles por año): 165,9
ü Producción de petróleo 1990 (millones de barriles por año): 218,4
ü Producción de petróleo 1997 (millones de barriles por año): 208,2
ü Producción de petróleo 1998 (millones de barriles por año): 188,5
ü Exportaciones netas 1990 (millones de barriles por año): 291.000
ü Exportaciones netas 1997 (millones de barriles por año): 113.000
ü Producción de gas natural 1980 (miles de millones de metros cúbicos por año): 5
ü Producción de gas natural 1984 (miles de millones de metros cúbicos por año): 5
ü Producción de gas natural 1985 (miles de millones de metros cúbicos por año): 6
ü Producción de gas natural 1986 (miles de millones de metros cúbicos por año): 7
ü Producción de gas natural 1990 (miles de millones de metros cúbicos por año): 7.1
ü Producción de gas natural 1997 (miles de millones de metros cúbicos por año): 6,1
ü Exportaciones netas 1990 (miles de millones de metros cúbicos por año): -7.3
ü Exportaciones netas 1997 (miles de millones de metros cúbicos por año): 0.5
Con una inmensa reserva de energía subterránea, Turkmenistán parece señalado para volverse el futuro «Kuwait» de la ex Unión Soviética.
En este momento, Turkmenistán es importante en los mercados mundiales de energía al encontrarse en el cuarto lugar del planeta por sus reservas de gas natural, estimándose que éstas superan los 15 billones de metros cúbicos155 .
Pero para aprovechar esta riqueza natural, Turkmenistán tendrá que superar la falta de acceso a los mercados internacionales, las desventajas de las sanciones internacionales que pesan sobre la lindante Irán, la guerra civil en Afganistán, así como sus relaciones problemáticas con Moscú.
Dentro del territorio nacional de Turkmenistán hay aproximadamente 100 yacimientos de gas cuyas reservas sobrepasan 3 billones de m3156 , lo que pone al país entre las potencias más ricas en ese hidrocarburo157 . Turkmenistán es el segundo productor de la ex Unión Soviética y el cuarto mundial después de Rusia. EE.UU., e Irán. Se estima que el recurso podría ascender a 15,1 billones de metros cúbicos. Las reservas de algunos de esos yacimientos son tan grandes que pueden influir en el desarrollo de respectivos sectores tanto de países vecinos como también más lejanos, convirtiendo de esta forma a Turkmenistán en una nación de gran importancia para el fomento económico de una serie de países de Asia y Europa.
Un 90% de todas las reservas probadas del país corresponden a los yacimientos más grandes, mientras que el 10% restante corresponde a los yacimientos medianos y chicos. El número de los yacimientos más chicos158 , unos 50, “cuyas reservas sumadas no exceden una vigésima parte de las reservas globales nacionales....permiten desde hace 3 o 4 decenios mantener en el país una producción anual superior a 4.000 millones de m3”159 . Los yacimientos chicos generalmente se encuentran cerca de los poblados a los que abastecen sin necesidad de emprendimientos de transporte de gran envergadura o largas desviaciones de los gasoductos troncales existentes. La mayoría de los yacimientos chicos se encuentran en el norte del vilayato Ahal y en parte de los vilayatos Dashhowuz, Balkan y Mary. El gas del domo gasífero de las dos primeras contiene hidrógeno sulfurado, lo que complica su aprovechamiento local.
Debido a la ausencia de adecuadas oportunidades de exportación, el país se encuentra al momento produciendo menos de 17.000 millones de metros cúbicos, siendo sus necesidades domésticas de 7.800 millones160 . En cuanto al petróleo, Turkmenistán posee reservas comprobadas de 1700 millones de barriles, con una producción de 92.500 barriles diarios.
Si bien el desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas en Turkmenistán occidental comenzó aproximadamente hace 130 años, fue en la década del 70 cuando se inició el proceso creciente de explotación hasta nuestros días. En noviembre de 1993 el presidente Niyazov puso en marcha el programa “Diez años de bienestar” que debía incrementar la producción de petróleo y gas a 65,5 millones de barriles para 1996 y a 204 millones en el 2002161 .
De los 51 millones de barriles de petróleo que los petroleros turkmenos se proponían extraer en 1998, estaba previsto enviar 44 millones a refinerías nacionales para elevar la producción de nafta a 723 mil toneladas, la de gasoil a 1.835 toneladas y la de crudo reducido a 2.265 mil toneladas. El incremento de producción esperado para 1998 será el resultado de la recuperación de pozos de los yacimientos Goturdepe, Barsagelmes y de los nuevos en Korpedzhe y Gamyshlydzha Sur en Turkmenistán occidental.
En la refinería de Turkmenbashi -antes denominada Krasnovodsk- continuarán los trabajos de modernización y montaje de nuevos equipos tecnológicos y se iniciará la reconstrucción de la refinería de Seidí -anteriormente denominada Chardzou- que una vez terminada tendrá una capacidad de refinación de 7,28 millones de barriles de petróleo sulfuroso al año, con obtención de derivados de alta calidad”162 .
Efectivamente, el aumento en la producción de petróleo compensó en parte la reducción obligada por la restricción de exportaciones. El crecimiento de la extracción de petróleo fue del 26% en 1998, -42,2 millones de barriles entre enero y noviembre de 1998- retornando a los niveles previos a la independencia.
La modernización de la cincuentenaria refinería de Turkmenbashi está a cargo de las compañías Merhav (Israel), Technip (Francia) y la compañía nacional petrolera iraní163 .
La refinería de Seidí -que también recibe petróleo de Uzbekistán- vende en el exterior más del 90% de su producción, contando entre sus clientes con EE.UU., Alemania, Grecia, Finlandia, Suiza, Bulgaria, Irán, Afganistán y Georgia.
Turkmenistán tiene tres regiones ricas en petróleo y gas: a) la costa y lecho del Caspio, b) el occidente de la región Balkan y c) la cuenca del Amu Darya y de Mary.
a) Los expertos turkmenos estiman en 47.300 millones de barriles de petróleo y en 5.2 billones de m3 de gas las reservas de hidrocarburos existentes en la plataforma continental marítima del país.
El paso previo decisivo para la preparación del tender internacional sobre el derecho a explorar y extraer hidrocarburos en la plataforma continental turkmena del mar Caspio de mayo de 1997164 fue dado en 1995 cuando un barco de investigaciones científicas de la compañía norteamericana Western Atlas International Ltd. comenzó a realizar estudios geofísicos regionales en la plataforma continental del mar Caspio. Ya se completó la investigación en aguas profundas y la compañía ahora está reuniendo datos correspondientes al sector de las aguas poco profundas. “Muchas de las grandes compañías interesadas en participar en esta licitación han comprado ya paquetes de datos geológicos. En particular se trata de compañías estadounidenses Mobil, Unocal, Amoco y Exxon, de la Corporación Nacional de Petróleo de Japón, de la Compañía de Petróleo Turca, de la empresa italiana AGIP y de la malaya Petronas”165 .
Mapa 12:
Según informó el organismo competente, en la primera vuelta del tender -llevado a cabo en Houston, EE.UU.- fueron ofertados 11 de los 30 bloques petrogasíferos, cuya área total alcanza unos 22.5 mil km2 o sea más de un 30% de la extensión total de la plataforma continental turkmena en el Caspio. “Entre estos lotes figuran prometedoras áreas de ambos bloques geológicos del Caspio: la depresión del Caspio Sur y la parte acuática del Caspio Medio, los cuales conforman la zona turkmena de este mar: desde el golfo de Kazakhstán en el norte, hasta la frontera marítima con Irán en el sur”166 . Se debe recordar que el status jurídico del Caspio está en proceso de definición y en consecuencia la jurisdicción nacional de cada Estado.
En mayo de 1997 el presidente de Turkmenistán firmó una resolución “Acerca de una Licitación Internacional sobre la Exploración y Extracción de Hidrocarburos en el marco de la Plataforma Continental del Mar Caspio”. “a tenor de este documento, la agencia Estatal para Inversiones Extranjeras adjunta al Presidente de Turkmenistán y el Ministerio de la Industria del Petróleo y Gas y de Recursos Naturales quedan autorizados a suscribir un convenio con la Comisión Europea (de acuerdo con el Programa TACIS) para preparar, organizar y celebrar un tender internacional sobre el derecho a explorar y extraer hidrocarburos en la plataforma continental turkmena”167 .
En julio de 1996 se concedió a la empresa malaya Petronas -en condiciones de reparto de la producción- el área de la plataforma turkmena que comprende los yacimientos Gubkin, Barinov y Livanov, para lo cual utilizó “una plataforma flotante iraní, Iran-Hazar, para determinar reservas de hidrocarburos en estos yacimientos”168 . Como consecuencia de la crisis con Rusia, Turkmenistán se aproximó a Irán que participa en las prospecciones petroleras en aguas turkmenas del Caspio169 .
La subsidiaria Petronas-Charigali (Turkmenistán) inició en agosto de 1998 la extracción en el pozo Livanov 170
Poco antes -julio de 1998- se había asignado el bloque Serdar –área de Garashsizlik- al consorcio Mobil (EE.UU.)-Monument (UK)-Turkmenneft y se esperaba que la producción pasara de 26.000 barriles por día a 500.000 en 2006-2007171 .
El bloque offshore Galpán se otorgó en junio de 1998 al consorcio formado por las compañías Mobil, Kern Energy (UK) y la china de Hong Kong “Texuna”172 . A pesar del origen geográfico de esta última compañía, sus capitales son japoneses. Este contrato estaba bajo riesgo de anulación en enero de 1999, pues incluye el área en litigio entre Azerbaiján y Turkmenistán -el yacimiento Guneshli- y también debido a la ausencia de un status jurídico sobre el mar Caspio173 .
b) Las empresas conjuntas turkmeno-argentina Keimir (Bridas) y turkmeno-holandesa Larmag -entre cuyas subsidiarias se encuentra la naviera estatal Turkmennefteflot-, tienen un activo rol en el desarrollo de los yacimientos de petróleo en el vilayato Balkan, en Nephtedag, Nebit Dag y Okarem en la costa del Caspio, además del que cuenta offshore174 .
La alianza Mobil-Monument realiza con la estatal Turkmenneft la exploración de reservorios de petróleo y gas en los yacimientos Burun, Nebit Dag, Karadepe y Kyzyk-Kum. De acuerdo con el Ministerio de la Industria del Petróleo y Gas y Recursos Minerales de Turkmenistán, Monument se encuentra desarrollando el yacimiento Nebit Dag en un área de 2.000 km2 de acuerdo con un contrato firmado con Turkmenistán en agosto de 1996. Turkmenistán recibe aproximadamente 5.000 barriles de petróleo por día, que es el volumen que extraía de ese yacimiento antes del arribo de los inversores extranjeros. El excedente se reparte por igual entre Turkmenistán y la empresa extranjera. El tesoro nacional recibe 25% del ingreso en petróleo en concepto de impuestos. Se planea aumentar la producción a 20.000 barriles diarios. “El mayor pozo del yacimiento Nebit Dag, Burun, produjo en octubre de 1998 2.500 barriles por día”175 .
Solamente en julio de 1997 del pozo Kumdagneft, del yacimiento Kumdag –en operación desde 1949- en las áreas Kuidzhik y Kyzilkum, se extrajeron más de 25.5 mil metros cúbicos de gas176 . El yacimiento incluye también las áreas Gograndag, Erdekli y Ekizak.
Hacia el sur el consorcio estatal Turkmenneft puso en operación en 1997 varios pozos en Korpedzhe. Dos de ellos comenzaron a producir entre 728 y 1456 barriles de crudo diarios. También los descubrimientos de gas permitieron “cuantiosos caudales, que se incorporarán al torrente de combustible azul que fluye ya por la cañería magistral Korpedhze-Irán”177 .
La empresa conjunta Keimir, establecida en 1993 para producir y desarrollar el petróleo y gas en la cuenca del Caspio meridional, incluye los yacimientos Keimir, Akpatlaukh y Chikishlyar. Está compuesta por la compañía estatal Balcannebitgazsenagat y Bridas (Argentina) y el acuerdo firmado por 25 años puede extenderse por otros 10. Como resultado del trabajo de la empresa conjunta se incrementó la producción de petróleo de 9.100 barriles por día en mayo de 1993 a 16.800 barriles en diciembre de 1995178 .
En el yacimiento Keimir los niveles de actividad disminuyeron por estar pendiente un acuerdo sobre las condiciones contractuales, garantizadas por el gobierno de Turkmenistán. Esa cuestión fue sometida a arbitraje por los socios de la parte extranjera de la empresa conjunta179 . Cabe mencionar que la exclusión de la empresa conjunta Keimir se debía a la prohibición de exportar impuesta por el gobierno turkmeno a Bridas Co. La cuestión fue sometida a un arbitraje internacional en Londres.
En 1997 “la producción de petróleo en los principales yacimientos del occidente turkmeno (descartando la de los yacimientos de Keimir y Akpatlaukh a cargo de la joint venture “Keimir”) tuvo un crecimiento de 1.270.000 barriles, comparados con el mismo período de tiempo del año anterior. Actualmente la producción diaria de petróleo en el Consorcio Estatal sobrepasa los 87.300 barriles, pero.....tiene que alcanzar 102.000 barriles de modo que la producción global de petróleo en el Consorcio este año llegue a 37,3 millones de barriles”180 .
c) Los mayores yacimientos se encuentran en las cuencas del Amu Darya181 y del Murgab. En esta última Turkmenistán contiene al superyacimiento Shatlyk, compuesto entre otros por los pozos Shatlyk del Este, Shatlyk del Oeste, Echadzhí, Seirab, Shorkel, Kara Chop, Tedzhen, Tedzhen Oriental, Uchadzhi, Dovletabad, Sovetabad, cuyo potencial de producción todavía no se aprovecha al máximo. El yacimiento Dovletabad-Donmez -solamente- posee la mitad de las reservas probadas del país (1,5 billones de m3) y aportaba el 9% de la producción soviética. Son de la misma envergadura las reservas de gas de muchos otros yacimientos cuyo número alcanza dos decenas.
La magnitud de la producción de condensado se asocia a las reservas del grupo de yacimientos de Sovletabad -de cuya zona proviene el grueso de la producción- y Dovletabad -donde está en su fase final la construcción de una planta compresora de gas-, además de los existentes en la zona suroeste y del yacimiento Sovletabad propiamente dicho. En 1996 se construyó allí una planta de tratamiento de gas, fueron terminados 10 pozos gasíferos de alto potencial de producción y se finalizó la construcción de 11 km de gasoducto de 426 mm de diámetro, así como la de una planta refrigeradora para el tratamiento fino de gas natural182 .
El yacimiento gasífero Karachop, en el límite con Afganistán ha sido conectado al gasoducto troncal y se cuenta con las reservas de los yacimientos vecinos Chemenibit, Karabil, Islim y Kurukbeili, para ser incorporadas a la producción de gas.
Uno de los yacimientos destacados es el de Yashlar, en la cuenca del Murgab, que contendría -estimativamente- 7.640 millones de metros cúbicos.
En la licitación para adjudicar este yacimiento, realizada en Houston, hubo nueve compañías interesadas, incluyendo British Gas y Total, la ganadora fue Bridas. Esta compañía “ y la turkmena Geologia firmaron un contrato el 8 de enero de 1992 para explorar 500 km2. Denominaron Yashlar a la empresa conjunta”183 formada por el Ministerio de Petróleo y Gas de Turkmenistán y Bridas y que comenzó su operación en 1992 en el occidente del país con el objetivo de realizar prospecciones sísmicas, profundizar los pozos existentes y encarar nuevas explotaciones. Como resultado, la empresa conjunta confirmó el importante descubrimiento de un yacimiento con reservas por 764.000 millones de metros cúbicos de gas y 167 millones de barriles de petróleo184 , 185 .
ü Reservas probadas de petróleo (millones de barriles): 1.700
ü Reservas posibles de petróleo (millones de barriles): 45.000
ü Reservas probadas de gas natural (billones de metros cúbicos): 2.7 – 4.4
ü Reservas posibles de gas natural (billones de metros cúbicos): 15 a 21186
ü Producción de petróleo 1980 (millones de barriles por año): 58
ü Producción de petróleo 1984 (millones de barriles por año): 51
ü Producción de petróleo 1985 (millones de barriles por año): 44
ü Producción de petróleo 1986 (millones de barriles por año): 38
ü Producción de petróleo 1990 (millones de barriles por año): 45
ü Producción de petróleo 1997 (millones de barriles por año):37
ü Exportaciones netas 1990 (millones de barriles por año): 23
ü Exportaciones netas 1997 (millones de barriles por año):15
ü Producción de gas natural 1980 (miles de millones de metros cúbicos por año): 70
ü Producción de gas natural 1984 (miles de millones de metros cúbicos por año): 75
ü Producción de gas natural 1985 (miles de millones de metros cúbicos por año): 82
ü Producción de gas natural 1986 (miles de millones de metros cúbicos por año): 83
ü Producción anual de gas natural hasta 1989 (miles de mill. de m3/año): 75 a 78187
ü Producción de gas natural 1990 (miles de mill. de metros cúbicos por año): 87.7
ü Producción de gas natural 1996 (miles de millones de metros cúbicos por año): 30
ü Producción de gas natural 1997 (miles de mill. de metros cúbicos por año): 17.3
ü Producción de gas natural 1998 (miles de mill. de metros cúbicos por año): 13.2
ü Exportaciones netas 1990 (miles de millones de metros cúbicos por año): 71.8
ü Exportaciones netas 1997 (miles de millones de metros cúbicos por año): 6.5
En tiempos soviéticos Uzbekistán aportaba gas natural de la región del valle del Amu Darya -próximo a Bukhara y Karshi- en los pozos Shurtan, Uchkyr y Gazli, desde donde era enviado a Mubarek para ser tratado -debido al alto contenido en sulfuros- y luego trasladado por gasoducto a Tashkent para generar electricidad.
Además de hidrocarburos, Uzbekistán produce algodón y oro que requieren menores costos en infraestructura para su exportación. Por ello la república postergó decisiones a la espera de los caminos de oleoductos y gasoductos que definan sus vecinos. Sin embargo en 1995 y como parte de su política de sustitución de importaciones, eliminó de este rubro al petróleo y gas para abastecerse con su propia producción188 . Sin embargo para lograr este objetivo requirió una fuerte asistencia extranjera. La producción de 1994 fue de 40 millones de barriles y de 51 millones en 1995, superando los 65 millones en 1997. La producción de petróleo creció un 173% entre 1991 y 1996, incrementándose de 11.500 a 31.730 barriles por día .... pasando a ser el 13% de los ingresos por exportaciones189 .
Las autoridades uzbekas -en una primera etapa- fueron reticentes a la introducción de capitales occidentales en su industria petrolera. Finalmente Elf-Aquitaine obtuvo una licencia de exploración en la región del mar de Aral. El envío de petróleo a Rusia no es previsible en ausencia de un oleoducto con ese destino y la situación de enclave de la república hace que, salvo que aparezcan reservas gigantescas, la explotación por compañías extranjeras no sea rentable190 .
Mapa 13:
En enero de 1996 los presidentes de Uzbekistán y Turkmenistán firmaron en Seidí un acuerdo de cooperación para la explotación de los yacimientos de hidrocarburos ubicados en la zona fronteriza. Lo obtenido por una compañía uzbeka en el yacimiento de Koktumalak es enviado a la refinería de Seidí como compensación por la autorización del gobierno turkmeno para explotar ese yacimiento. En 1997 la compañía uzbeka envió 2 millones de barriles de petróleo, lo que permitió aumentar la producción de esa refinería en un 20%. Para 1998 se enviarían 38 millones de barriles. Pero el costoso transporte ferroviario (3 millones de dólares anuales), único medio de transporte a la refinería, sería subsanado con la construcción del oleoducto Koktumalak-Seidí, de 130 km de extensión, ya decretada por el presidente Niyazov191 .
Las posibilidades de refinerías en Uzbekistán adquieren otra dimensión, debido a la especialización de la época soviética en carburantes para la aviación, con la que abastece a Rusia actualmente. Un contrato con Technip (francesa), permitió la construcción de una refinería en Bukhara inaugurada en 1997, con capacidad de 17 millones de barriles y la posibilidad de duplicar ese volumen, que estará destinada a procesar el petróleo de Koktumalak. Además se está modernizando la refinería de Fergana y construyendo una planta de desulfuración192 .
La producción de gas también fue en aumento desde mediados de la década del 90 y las perspectivas son muy buenas: explotación en común con Lukoil de nueve yacimientos nuevos y de otros 15 con Enron (EE.UU.) y Gasprom. La exportación del gas natural –por razones de proximidad- se realiza a Kazakhstán y a otros vecinos. Uzbekistán se posicionó así como 10º exportador mundial en 1994. Sin embargo el transporte del mismo no está bien organizado y falta infraestructura de tuberías.
Una empresa conjunta de la estatal Uzbekneftegaz con ABB, Nissho Awai y Mitsui está a cargo de la construcción de un complejo petroquímico sobre le yacimiento de gas Shurtan, uno de los más importantes del país. Sin embargo las perspectivas de desarrollo del sector petrolero y gasífero dependen de la elaboración de una legislación nacional sobre concesiones y acuerdos de partición de producción, que no están clarificados193 .194
ü Reservas probadas de petróleo (millones de barriles): 30
ü Reservas posibles de petróleo (millones de barriles):990
ü Reservas probadas de gas natural (billones de pies cúbicos): 74 - 88
ü Reservas posibles de gas natural (billones de pies cúbicos): 35
ü Producción de petróleo 1980 (millones de barriles por año): 11
ü Producción de petróleo 1984 (millones de barriles por año): 11
ü Producción de petróleo 1985 (millones de barriles por año): 11
ü Producción de petróleo 1990 (millones de barriles por año): 30
ü Producción de petróleo 1997 (millones de barriles por año): 65
ü Exportaciones netas 1990 (millones de barriles por año): -57
ü Exportaciones netas 1997 (millones de barriles por año): 9
ü Producción de gas natural 1980 (miles de millones de metros cúbicos por año): 39
ü Producción de gas natural 1984 (miles de millones de metros cúbicos por año): 37
ü Producción de gas natural 1985 (miles de millones de metros cúbicos por año): 37
ü Producción de gas natural 1986 (miles de millones de metros cúbicos por año): 38
ü Producción de gas natural 1990 (miles de millones de pies cúbicos por año): 40.7
ü Producción de gas natural 1997 (miles de millones de pies cúbicos por año): 51.1
ü Exportaciones netas 1990 (miles de metros cúbicos por año): 2.9
ü Exportaciones netas 1997 (miles de metros cúbicos por año): 2.5
Esta república está menos dotada en recursos naturales que sus vecinos -exceptuando Tadjikistán-.
Los mayores yacimientos se encuentran en el pie de monte de los Tien Shan, pero su producción de gas apenas cubre el 5% de las necesidades de la república, que importa este combustible desde Uzbekistán -cuando el contexto político lo permite- o de Turkmenistán vía el gasoducto Bukhara-Tashkent-Bishkek-Alma Ata195 . La producción de petróleo se mantiene en el mismo nivel desde 1994 y es de 630.000 barriles y depende de la CEI para su aprovisionamiento. La explotación de nuevos campos petrolíferos se ha vuelto más rentable con las reservas descubiertas en 1997.
La apertura de dos nuevas refinerías de petróleo con una capacidad de 3.580.000 barriles cada una permitirá en los próximos años aumentar la producción. Aztec (EE.UU.) deberá invertir 5,3 millones de dólares y equipamiento para la nueva refinería de Jalal-Abad -construida con capitales canadienses- y para los proyectos actualmente en curso196 . Otra refinería con capitales de Alemania y EE.UU. en la región del río Chu, permitirá procesar anualmente 3.500.000 barriles de petróleo197 .
Un tercio de las importaciones de Kirguizstán provenientes de la CEI consiste en productos petroleros y gas natural.
La principal industria es la del aluminio y consume 40% de la electricidad producida en el país y del gas importado de Uzbekistán. Los recursos del país de petróleo y gas natural están localizados en el valle de Fergana y son muy limitados por lo que importa de sus vecinos. Para poder reembolsar sus facturas de gas a Uzbekistán debió otorgarle concesiones de explotación de sus yacimientos auríferos198 .
La recuperación del país es muy lenta y en cuanto a hidrocarburos no alcanzó los niveles previos, que de por sí eran modestos. En 1997 la producción de petróleo fue de 2.581.000 barriles –había llegado a 2.807.000- y de gas natural de 358 millones de m3 –contra 400 millones-199 .