El crudo kurdo vuelve a fluir hacia Ceyhan tras una suspensión de 30 meses

El crudo kurdo comenzó a circular por el oleoducto Iraq-Turkey hacia el puerto mediterráneo de Ceyhan en la mañana del 27 de septiembre, reanudando una ruta que había estado inactiva durante casi dos años y medio. Las válvulas se abrieron a las 7 a.m. después de que el gobierno federal de Bagdad, el Gobierno Regional del Kurdistan y las compañías petroleras internacionales que operan en la región firmaran un acuerdo provisional. La noruega DNO, operadora de la licencia Tawke en la provincia de Dohuk, fue de las primeras en entregar volúmenes a la State Oil Marketing Organization (SOMO) de Iraq para su exportación.

La suspensión se remonta a marzo de 2023, cuando un tribunal de arbitraje de París determinó que Turkey había violado un tratado de tránsito de 1973 al permitir que el KRG enviara petróleo sin la aprobación de Bagdad. Ankara cerró el oleoducto para no seguir exponiéndose a reclamaciones, y el oleoducto permaneció cerrado mucho más tiempo de lo que cualquiera esperaba. Para los productores, el cierre significó una cosa: sin oleoducto, no hay ventas de exportación.

Lo que realmente se reabrió

El oleoducto es la misma línea Iraq-Turkey que una vez transportó la mayor parte del crudo del norte de Iraq hasta el mar. Su capacidad nominal es de alrededor de 750,000 barriles por día. Antes de la suspensión de 2023, los flujos kurdos a través de él se situaban en un rango de 400,000 a 420,000 barriles por día. La reanudación aún está lejos de esas cifras. La producción regional ha estado cerca de los 200,000 barriles por día, y el KRG se ha comprometido a entregar un mínimo de 230,000 barriles por día a SOMO para la exportación una vez que los campos vuelvan a su plena capacidad, con otros 50,000 barriles por día aproximadamente reservados para el consumo local dentro de la región.

SOMO ahora está en el centro del flujo. Según el acuerdo, prácticamente todo el crudo producido en los campos kurdos, menos la parte destinada al consumo interno, va a la comercializadora federal, que se encarga del transporte y lo vende como parte de la mezcla Kirkuk de Iraq desde Ceyhan. Ese es el cambio estructural que vale la pena observar. El KRG ya no comercializa sus propios barriles de manera independiente a través de Turkey, como lo hizo durante la mayor parte de la última década. Bagdad controla la llave.

DNO lidera el grupo

DNO se movió rápido. La licencia Tawke de la compañía, que opera junto con su socio Genel Energy, incorporó al sistema de exportación aproximadamente 38,000 barriles por día de la cuota del KRG en la reanudación, con una parte adicional reservada para las ventas locales. DNO ha dejado claro que tiene la intención de crecer. La compañía preparó una campaña de perforación de ocho nuevos pozos en Tawke y fijó el objetivo de agregar alrededor de 100,000 barriles por día de capacidad bruta para 2026.

Gulf Keystone Petroleum, que opera el campo Shaikan, se preparaba para reincorporar sus barriles al oleoducto en la misma ventana. Entre ambas, DNO y Gulf Keystone representan a los dos productores que pasaron los años del cierre almacenando crudo y vendiendo lo que podían en el limitado mercado local a precios de liquidación. Para esas compañías, una línea de exportación en funcionamiento es la diferencia entre sobrevivir con ingresos marginales y tener un flujo de caja real.

La cuestión del dinero

El precio es donde el acuerdo provisional se vuelve específico y también donde se vuelve frágil. Las compañías petroleras internacionales recibirán $16 por barril para cubrir tanto los costos de producción como los de transporte de cada barril entregado a SOMO. Los primeros pagos bajo esa fórmula se esperaban alrededor de mediados de diciembre. Para dar contexto de lo que el cierre costó a estos operadores, las ventas locales dentro del Kurdistan se habían estado realizando a unos $27 a $28 por barril, mientras que el crudo por oleoducto desde Ceyhan se cotiza por encima de $30. La cifra de $16 es una tasa de recuperación de costos de compromiso, no un precio de mercado, y refleja cuánto de la cadena de valor controla ahora Bagdad.

Ese $16 es el punto clave de si esto se mantiene. Los productores argumentan que sus contratos les dan derecho a la recuperación de costos y a una parte de la producción compartida que una tarifa plana por barril no honra por completo. El gobierno federal argumenta que no puede seguir pagando por encima de la fórmula cuando la constitución y su propia ley de presupuesto canalizan el petróleo del norte a través de SOMO. Los términos provisionales fueron redactados para regir hasta fin de año y luego se extendieron aproximadamente tres meses, hasta finales de marzo de 2026, con un consultor independiente que deberá revisar el modelo comercial. En otras palabras, todos aceptaron reanudar el flujo mientras dejan los argumentos más difíciles para después.

Por qué es importante más allá del Kurdistan

Aproximadamente 200,000 a 230,000 barriles por día no es suficiente para restablecer los equilibrios globales por sí solo. Pero es un suministro real que regresa al Mediterráneo en un momento en que el OPEC-plus ha estado revirtiendo sus propios recortes, y llega como parte del programa de exportación federal de Iraq, no como barriles kurdos independientes. Esa distinción cambia la forma en que los volúmenes se contabilizan contra la cuota de Iraq en la OPEC, y le da a Bagdad una influencia que no tenía mientras el oleoducto estaba inactivo.

Para noviembre, el ministro de recursos naturales dijo que más de 10 millones de barriles ya habían llegado a los mercados internacionales a través del canal federal desde la reanudación. Los funcionarios luego contabilizaron cerca de 19.6 millones de barriles entregados a SOMO entre finales de septiembre y fin de año, un promedio de alrededor de 218,000 barriles por día. Estas cifras coinciden con los volúmenes comprometidos y sugieren que la reanudación se mantuvo en lugar de fallar en sus primeras semanas.

Qué vigilar a continuación

Tres factores decidirán si esto se mantiene hasta 2026. Primero, el mecanismo de pago: si los cheques de mediados de diciembre llegan según la fórmula de $14 sin disputas, la confianza se fortalece; si se retrasan, los productores tienen todas las razones para reducir las entregas. Segundo, la revisión del consultor sobre el modelo comercial, que es donde los contratos de producción compartida se cumplen o se reescriben. Tercero, el programa de perforación de DNO y el aumento de la producción de Gulf Keystone, que determinarán si los volúmenes suben hacia ese mínimo de 230,000 barriles por día o se estancan cerca de 200,000.

Por ahora, el hecho simple es el que más importa. Después de 30 meses de crudo almacenado, ventas locales con descuento e infraestructura inactiva, los barriles kurdos vuelven a moverse hacia Ceyhan. El acuerdo que reabrió el oleoducto es temporal y el precio está en disputa, pero el petróleo está fluyendo. Que siga fluyendo depende del dinero, no de los oleoductos.