Con el objetivo de diversificar sus fuentes de aprovisionamiento de crudo, China se propuso en la última década hacer pie en el continente africano. ¿Cuáles son las características de esta nueva “diplomacia petrolera” y cómo se explican sus disímiles resultados, a través los ejemplos de Angola y Nigeria?

De la Revista DEF / Especial para Infobae

“La industrialización y urbanización de China continuarán acelerándose y la demanda de energía seguirá aumentando”, advertían las autoridades de Beijing en un documento sobre política energética publicado en octubre de 2012. Allí se reconocía que la dependencia del exterior se había incrementado notablemente durante la primera década del siglo XXI, al pasar del 32 por ciento al 57 por ciento del total de petróleo consumido en el país. Esa cifra llegará al 77 por ciento en 2030, según las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). Para hacer frente a esa urgente necesidad de nuevas fuentes de aprovisionamiento, el gobierno chino y sus principales compañías estatales han comenzado a dar importantes pasos fronteras afuera. No se trata únicamente de acceder a una materia prima fundamental para el desarrollo económico del gigante asiático. La diplomacia energética encarada por Beijing es, al mismo tiempo, un factor central para su seguridad nacional.

CHINA EN BUSCA DE SU SEGURIDAD ENERGÉTICA

En un trabajo publicado por la investigadora Carla Fernandes, de la Universidade Nova de Lisboa –Contributo de Angola para a Segurança Energética Chinesa–, se mencionan los aspectos centrales de la “diplomacia energética” de China, que se plantea como objetivo el abastecimiento de petróleo “a través de la compra de participaciones en mercados extranjeros, exploración y perforación en el exterior”, como así también “construcción de refinerías, gasoductos y oleoductos”. “La diplomacia energética funciona también como un impulso importante para la implementación del going out (Qu Chu Zou)”, destaca la autora, en referencia al proceso de internacionalización de la principales compañías chinas del sector. Allí es donde entran en escena, como actores protagónicos de esta ambiciosa estrategia, los colosos estatales CNPC (China National Petroleum Company), Sinopec (China National Petrochemical Corporation) y CNOOC (China National Offshore Oil Company).

Según explica Fernandes, desde finales de la década del 90, CNPC, Sinopec y CNOOC cuentan con el “apoyo político, diplomático y financiero” del gobierno chino, lo que se traduce –en términos económicos– en acceso a créditos preferenciales de bancos comerciales, como el China EximBank o el China Development Bank. Desde el punto de vista político, el anzuelo para convencer a los gobiernos africanos de los beneficios del comercio con Beijing es la oferta de distintos “paquetes” que se traducen en el intercambio de “petróleo por préstamos”, “petróleo por infraestructura” o “petróleo por armas”, según las necesidades de cada caso, como veremos a continuación, en el análisis de la relación bilateral con Angola y Nigeria. De esa forma, Beijing se asegura el petróleo que necesita –equity oil– y consigue, al mismo tiempo, nuevos mercados donde colocar sus exportaciones y radicar sus inversiones.

ANGOLA, UN SÓLIDO ALIADO COMERCIAL

El caso de Angola es un ejemplo exitoso de los mecanismos utilizados por China para su desembarco en la región. Establecidas en 1983 las relaciones diplomáticas entre ambos países y firmado un año más tarde el primer acuerdo comercial bilateral, hubo que esperar hasta 2004 –finalizada la guerra civil en Angola– para que Sinopec adquiriera su primera participación en la industria petrolera local, al quedarse con el 50 por ciento del bloque 18, ubicado en aguas profundas 160 kilómetros al noroeste de la capital Luanda –el restante 50 por ciento es controlado por la transnacional BP–. En los hechos, el ingreso de la empresa china se instrumentó a través de Sonangol Sinopec International Limited (SSI), una joint venture entre Sinopec y la compañía petrolera estatal Sonangol (Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola).

A través de esa misma empresa binacional, Sinopec ingresó posteriormente en la explotación de los bloques 15/06 (SSI participa con un 25 por ciento), 17/06 (SSI controla el 27,5 por ciento) y 18/06 (SSI posee el 40 por ciento), todos ellos ubicados en aguas ultraprofundas frente a la costa angoleña. Una herramienta similar, la joint venture China Sonangol, le permitió a Sinopec entrar en los bloques 3/05 (con un 25 por ciento), 3/05A (con un 25 por ciento) y 6/06 (con un 20 por ciento). Finalmente, en julio de 2009, Sinopec y CNOOC llegaron a un acuerdo económico con la estadounidense Marathon Petroleum para quedarse con el 20 por ciento del bloque 32, también en aguas ultraprofundas. El único cortocircuito producido hasta el momento entre las autoridades de Beijing y de Luanda fue la fallida participación de Sinopec –con un aporte del 30 por ciento– en  la construcción de la refinería Sonaref, en la localidad costera de Lobito, 390 kilómetros al sur de Luanda. Finalmente, debido a desacuerdos comerciales, Sinopec desistió del proyecto y Sonangol decidió hacerse cargo de la financiación del 100 por ciento de la obra, que debería inaugurarse en 2015.

Actualmente, Angola se ha convertido en el segundo mayor proveedor de crudo de China –detrás de Arabia Saudita–, siendo China, a su vez, el principal destino de las exportaciones petroleras angoleñas. Carla Fernandes precisa que “el petróleo angoleño es más atractivo, aun cuando sea más caro que el de Medio Oriente, ya que es el más adecuado para las refinerías chinas diseñadas para el tipo de petróleo local, que tiende a ser, al igual que el angoleño, bajo en contenido de azufre”. ¿Cuál ha sido el modelo seguido por China para seducir al gobierno de Angola? Por una parte, el otorgamiento  de préstamos: desde 2002, el EximBank y el China Construction Bank (CCB) han suministrado financiación para la reconstrucción de la infraestructura dañada o inexistente luego de tres décadas de guerra civil. Por otro lado, Beijing se asegura la participación de sus empresas en las obras.

“Las empresas chinas traen el capital, la tecnología y equipos necesarios; como contrapartida, Angola paga a las empresas chinas con sus recursos”, sintetiza Carla Fernandes. Al ahondar en el mecanismo de funcionamiento de estos acuerdos, en un capítulo que integra el informe Thirst for African Oil publicado por Chatham House,  los investigadores Alex Vines, Markus Weimer e Indira Campos afirman que el éxito de los créditos chinos en Angola se debe “en parte a su tamaño, pero también a que los términos son más concesivos en cuanto a plazos de gracia y períodos de repago”. Además, claro está, se trata de “dinero fresco”. En la práctica –aclaran Vines, Weimer y Campos– funcionan como cuentas corrientes: “Cuando el Ministerio de Finanzas de Angola lo ordena, el EximBank realiza el desembolso transfiriéndolo directamente a las cuentas de los contratistas. El repago se inicia tan pronto como el proyecto ha sido completado. A su vez, los ingresos por la venta de petróleo, realizados bajo estos acuerdos, son depositados en una cuenta de garantía bloqueada, desde la cual se deducen los montos exactos destinados a hacer frente al servicio de la deuda. Por último, el gobierno de Angola es libre de utilizar discrecionalmente el dinero remanente”.

NIGERIA Y SUS VAIVENES POLÍTICOS

A diferencia de Angola, donde la conducción del presidente José Eduardo Dos Santos –en el poder desde 1979– ha asegurado una continuidad en las grandes líneas políticas, la experiencia china en Nigeria ha tenido mayores obstáculos debido a la sucesión de tres jefes de Estado en los últimos 15 años. La llegada de las empresas petroleras chinas se dio durante el mandato de Olusegun Obasanjo (1999-2007), favorable a la política de “petróleo por infraestructura”. Durante su administración, se realizaron cuatro rondas licitatorias. En la tercera de ellas, en 2006, se le adjudicaron a CNPC dos áreas en el delta del río Níger y otras dos en la cuenca del Chad, a cambio de un compromiso de inversión por 2000 millones de dólares en la modernización de la refinería de Kaduna, 211 kilómetros al norte de la capital Abuja. En la cuarta ronda que tuvo lugar en 2007, CNPC consiguió una concesión adicional y CNOOC pudo quedarse con cuatro áreas licitadas como contrapartida de un crédito del Exim Bank por 2500 millones de dólares para la modernización de la línea férrea Lagos-Kano y la construcción de la represa hidroeléctrica de Mambilla.

Sin embargo, el escenario cambió con el final del segundo período de gobierno de Obasanjo –un cristiano yoruba del sur del país– y la llegada al poder, en mayo de 2007, de Umaru Yar’Adua –un musulmán fulani del norte–. El nuevo presidente adoptó una política que el periodista e investigador Gregory Mthembu-Salter define como “oil for cash” (“petróleo por efectivo”) y dejó de lado la posibilidad de ligar la explotación del crudo nigeriano a la realización de proyectos de infraestructura. “La suspensión por parte de la administración de Yar’Adua de los acuerdos de petróleo por infraestructura del período de Obasanjo significó un revés para la política del gobierno chino hacia Nigeria, lo que implicó una completa revisión del modo de hacer negocios con ese país”, señala el autor en su trabajo Elephants, Ants and Superpowers: Nigeria’s Relations with China, publicado por el South African Institute for Internationals Affairs (SAIIA). Una muestra de este nuevo enfoque fue la decisión de Sinopec de adquirir, en junio de 2009, los activos de la firma canadiense Addax Petroleum, quedándose con sus concesiones petroleras en Nigeria.

La muerte de Yar’Adua en mayo de 2010 modificó nuevamente el panorama político en una inestable Nigeria, que venía sufriendo desde 2006 una fuerte campaña de desestabilización y sabotaje a sus estratégicas instalaciones petroleras por parte del Movimiento para la Emancipación del Delta del Níger (MEND). De esa conflictiva región es justamente originario el nuevo presidente, Goodluck Jonathan, quien buscó encauzar las relaciones con China y, a poco de asumir, firmó un memorando de entendimiento con Beijing para la construcción de tres refinerías y una planta petroquímica. Un año más tarde, la compañía estatal NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation) suscribió con la CSCEC (China State Construction Engineering Corporation) un acuerdo para la financiación de las obras por un total de 28.500 millones de dólares, que en un 80 por ciento provendrían de un crédito del Industrial and Commercial Bank of China (ICBC). En conjunto, las refinerías de Brass, Lokoja y Lekki deberían alcanzar una capacidad de procesamiento total de 400.000 barriles diarios. Sin embargo, hasta la fecha los trabajos no han comenzado.

En el caso nigeriano, concluye Gregory Mthembu-Salter, los acuerdos de “petróleo por infraestructura” han demostrado ser “inviables”. “Beijing –asevera este analista– ha tomado conciencia de lo duro que es en la Nigeria actual lidiar con los ciclos electorales que pueden echar por tierra cualquier negocio, ya que cuando el poder estatal es transferido a través de elecciones de una élite a otra, concretamente desde una élite procedente del sur cristiano a una musulmana del norte, el botín del Estado es sometido a una renegociación”. La recomendación del autor para las empresas chinas interesadas en Nigeria es que “adquieran los activos petroleros con pagos en efectivo” y les advierte que, aun así, es posible que “tengan que realizar pagos extras por sus adquisiciones cuando la siguiente élite asuma el control del Estado”.

PETRÓLEO, DIPLOMACIA E INVERSIONES

A pesar de los obstáculos, Beijing está decidido a hacer pie en el territorio africano y los resultados están a la vista. Entre 2001 y 2011, las importaciones chinas de crudo procedentes de África registraron una tasa de crecimiento anual acumulado del 34 por ciento. En 2011, por ejemplo, los países africanos fueron responsables de la producción del 18 por ciento del crudo importado por Beijing. Además, si tomamos el período acumulado 2003-2010, más de la mitad de la inversión extranjera directa de China en África se orientó hacia el sector petrolero. Esta demanda irá en aumento en el mediano plazo y las grandes compañías estatales del gigante asiático seguirán saciando su sed de petróleo en estas costas. El gran interrogante es si los gobiernos africanos serán capaces de aprovechar esta oportunidad para saldar sus cuentas pendientes en términos de mejora en las condiciones de vida de su población y modernización de su infraestructura.

De la Revista DEF / Especial para INFOBAE

La renuncia del CEO de Premier Oil, una empresa comprometida en la exploración de gas y petróleo en bloques adyacentes a las islas Malvinas, pone en entredicho la viabilidad de esas operaciones. La compañía británica había adquirido en julio de 2012 el 60% de las licencias de Rockhopper Exploration en la Cuenca Malvinas Norte. Allí se encuentra el bloque Sea Lion, que aparecía hasta ahora como el más prometedor hallazgo realizado en aguas del archipiélago. La dimisión de Simon Lockett sería consecuencia de la “presión de los accionistas” tras la abrupta caída en la Bolsa de Londres, donde los títulos de Premier Oil perdieron un cuarto de su valor en los últimos dos años. Ahora estarían buscando un socio para realizar su plan de inversiones de 5200 millones de dólares en Sea Lion, lo que retrasará hasta el año que viene la decisión sobre la puesta en marcha de ese proyecto.

Al momento del descubrimiento de petróleo en ese bloque, DEF consultó al geólogo Daniel Kokogian, especialista en el tema, quien manifestó que el dato negativo de esa noticia era que se trataba  de un “potencial yacimiento multicapa, multirreservorio, lo que significa que tiene arenas separadas entre sí”. De esa forma, se necesitarían “muchos más pozos para drenar el mismo volumen que requeriría un reservorio más simple”, con un “factor de recuperación primario” que no superaría el 15% del denominado oil in place (petróleo originalmente en sitio), en lugar del 20 o del 30% habitual en otro tipo de yacimientos. Su advertencia de ese momento es ahora más real que nunca y estaría forzando a la empresa operadora a replantear su estrategia en Malvinas.

Por su parte, Falklands Oil and Gas Limited (FOGL) -que también integra el consorcio operador de Sea Lion- absorbió en octubre del año pasado a Desire Petroleum, otra compañía británica presente en la Cuenca Malvinas Norte. En lo que se refiere a las Cuencas Malvinas Sur y Malvinas Este, FOGL debió asociarse con la francesa Edison (subsidiaria de EDF) y la estadounidense Noble Energy para continuar su campaña exploratoria en la zona. Luego de la finalización de los estudios sísmicos, el objetivo sería perforar en 2015 dos pozos en aguas profundas. Mientras tanto, la restante petrolera que se encuentra presente en la Cuenca Malvinas Sur, Borders & Southern, había anunciado en 2012 el hallazgo de gas condensado en el área Darwin, al sur de las islas, luego de haber sellado y abandonado otros dos “pozos secos” ubicados en las áreas Toroa y Stebbing. Hasta la fecha, no ha habido mayores avances al respecto.

Cabe recordar que entre agosto y septiembre del año pasado, en cumplimento de la legislación argentina, la Secretaría de Energía de la Nación sancionó a todas las empresas que operan en las islas y las inhabilitó para desarrollar actividades en nuestro país. Las sanciones incluyeron la inhabilitación por 20 años de Rockhopper, FOGL y Borders & Southern, en tanto que en el caso de Premier Oil la sanción fue una inhabilitación por 15 años.