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BOLETN ECONMICO DE ICE N 3011DEL 1 AL 31 DE MAYO DE 2011

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1. Panormica general

El frica Central y Occidental en general, y elGolfo de Guinea1, en particular, se ha consolidadocomo una de las zonas de especial inters geoes-tratgico para la seguridad energtica de los pasesconsumidores de hidrocarburos.

Entre las razones destacan: la excelente calidaddel petrleo africano (entre 30-40 API2 y bajo nivel

de azufre); el potencial de la incipiente industriaextractiva de gas; las reservas actuales de crudo(4,3 por 100 del total mundial en 2009) y gas; laseguridad y facilidad que permite el abastecimien-tooffshore; la proximidad a los mercados occiden-tales sin estrechos ni otros condicionantes geogr-ficos, su importancia como polo de produccinmundial de gas natural licuado (GNL); la demos-

trada capacidad de incrementar la produccin (un27,7 por 100 en la ltima dcada); y la relativaseguridad y estabilidad poltica en la zona. Estosfactores han impulsado la inversin extranjera, lacual, previsiblemente, continuar f inanciando nue-vos descubrimientos.

Para Espaa, la regin del Golfo de Guinea esestratgica; por su cercana geogrfica, (la dura-

PETRLEO Y GAS EN FRICA CENTRAL Y OCCIDENTAL.EL GOLFO DE GUINEA

Oficina Econmica y Comercial de Espaa en Malabo*

En este artculo se analiza la extraccin y procesamiento de hidrocarburos (petr-leo y gas) en las regiones de frica Central y Occidental en general, y del Golfo deGuinea en particular. Esta zona del mundo se est convirtiendo en estratgica paralos pases consumidores, entre otras razones, por su contribucin a la diversificacin

de las fuentes tradicionales de petrleo y gas y la cercana con Europa y Norteam-rica. Tras un anlisis general de la importancia geoestratgica, se lleva a cabo unanlisis detallado de los pases que lo componen (por orden de su produccin decrudo en 2009), con especial referencia a Guinea Ecuatorial en primer lugar, por sustan especiales lazos con Espaa.

Palabras clave: hidrocarburos, crudo, GNL, LNG, GLP, LPG, frica Central, frica Occidental,frica Subsahariana.Clasificacin JEL: L71, Q31.

* Este artculo ha sido elaborado por Sergio Prez Saiz, consejeroeconmico y comercial jefe, en colaboracin con Silvia lvarez Ro-drguez, de la Oficina Econmica y Comercial de Espaa en Malabo.Especial agradecimiento a Roco Gonzlez, ngela Barrero, y AntonioMartnez.

1 El Golfo de Guinea se extiende desde el Cabo Palmas, cerca de lacosta occidental de Costa de Marfil hasta el Cabo Lpez en Gabn,incluyendo como principales accidentes geogrficos los ros Volta yNger, las bahas de Benn y Biafra, los picos Basil (3.008 m) yCamern (4.095 m) as como las islas de Bioko, Prncipe, Santo Tomy Annobon.

A efectos del presente artculo; se consideran los pases siguientes:

Angola, Camern, Chad, Gabn, Ghana, Guinea Ecuatorial, Nigeria,Repblica del Congo (Brazeville), y Santo Tom y Prncipe.

2 Se trata de un petrleo ligero, por tener una medida de densidad

mayor a 31,1 API, lo que implica que la calidad y el valor comercialser mayor.


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cin del trayecto en barco es alrededor de un 33por 100 inferior a la del Golfo Prsico)3; por ser unimportante proveedor de GNL; por ser la segundaregin que ms ha incrementado su cuota de mer-cado como proveedor de hidrocarburos en la lti-ma dcada; y por su contribucin a la diversifica-cin de las fuentes tradicionales de suministro deAmrica, Magreb, Oriente Medio y Europa.

La regin del Golfo de Guinea alberga el 4,4 por100 de las reservas mundiales de petrleo (Mapa 1y Cuadro 1 para resumen de cifras), lo que suponeun 46 por 100 del total de las reservas petrolferasde frica. Produce 4,8 millones de barriles al da,

lo que supone un 6,1 por 100 de la produccinmundial, un 50 por 100 de la africana, y equivale aun 19,9 por 100 de la produccin de OrienteMedio.

Por otro lado, el Golfo de Guinea fue la reginque ms increment la produccin de petrleo enla ltima dcada (32,4 por 100) tal y como mues-tra la Grfico 1 frente a un incremento de 6,9 por100 de la produccin mundial, pese a que sigasiendo la penltima regin productora, despus dela de Asia-Pacfico.

En cuanto al gas (GNL), los nicos productoresdel Golfo de Guinea son Nigeria y en mucha menormedida, Guinea Ecuatorial (un nico tren de licue-faccin), si bien existen diversos proyectos en di-ferente estado de gestacin para incorporar ms pa-ses productores y aumentar la capacidad de los


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Oficina Comercial de Espaa en Malabo

MAPA 1

MAPA ENERGTICO DEL GOLFO DE GUINEA 2009

Fuente: elaboracin propia a partir de BP Energy Review 2010 y National Geographic.

3 De manera orientativa, la distancia entre el puerto de Algeciras yQatar (Doha) es de 4.960 millas nuticas (tiempo de trnsito de 14 das

y medio a una velocidad de 14 nudos); de Algeciras a Nigeria (PortHarncourt) es de 3.303 millas nuticas, 9 das y medio.


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PETRLEO Y GAS EN FRICA CENTRAL Y OCCIDENTAL. EL GOLFO DE GUINEA

CUADRO 1

DETALLE DE LA PRODUCCIN Y RESERVAS DE PETRLEO Y GAS EN EL GOLFO DE GUINEA, 2009

Petrleo

Reservas probadas Miles millones barriles Porcentaje mundial Reservas/produccin (aos) (1)

TOTAL MUNDIAL ........................... 1.333,1 100,0 45,7

frica Sub. y Magreb...................... 127,7 9,6 36,0

Golfo de Guinea ............................. 58,9 4,4 (46% de frica) 33,3Chad ........................................... 1,9 0,1 20,9Nigeria ........................................ 37,2 2,8 49,5Angola......................................... 13,5 1,0 20,7Guinea Ecuatorial ....................... 1,7 0,1 15,2Gabn......................................... 3,7 0,3 44,1Congo (Brazaville) ...................... 1,9 0,1 19,4

Produccin Miles barriles/da (kb/d) Porcentaje total mundial Incremento produccin 2009/2008

TOTAL MUNDIAL ........................... 79.948,0 100,0 -2,6

frica Sub. y Magreb...................... 9.705,0 12,0 -5

Golfo de Guinea ............................. 4.846,0 6,1 (50% de frica) -3,8

Nigeria ......................................... 2.061,0 2,6 -3,6Angola ......................................... 1.784,0 2,3 -4,9Guinea Ecuatorial........................ 307,0 0,4 -12,3Repblica del Congo (Brazaville) 274,0 0,4 10,0Gabn.......................................... 229,0 0,3 -2,6Chad............................................ 118,0 0,2 -7,3Camern...................................... 73,0 0,1 -12,8

Gas

Reservas probadas Miles de millones de m3 (bcm) Porcentaje mundial Reservas/produccin (aos) (1)

TOTAL MUNDIAL ........................... 187.490,0 100,0 62,8

frica Sub. y Magreb...................... 14.760,0 7,9 72,4Nigeria ......................................... 5.250,0 2,8 Ms de 100 aos

ProduccinMiles de millones de m3

(bcm/ao)Porcentaje total mundial Incremento 2009/2008

TOTAL MUNDIAL ........................... 2.987,0 100,0 -2,1frica Sub. y Magreb...................... 203,8 6,8 -4,6

Nigeria ......................................... 24,9 0,8 -28,7

(1) Equivale al nmero de aos hasta agotar reservas con la produccin actual.Fuente: BP Statistical Review of World Energy June 2010.

GRFICO 1

AUMENTO DE LA PRODUCCIN PETROLFERA EN PORCENTAJE 2000-2009

Fuente: BP Energy 2010.


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existentes. En un contexto en que el gas natural se haconsolidado como una de las fuentes energticas dems futuro, el Golfo de Guinea es ya uno de losmayores polos de produccin mundial de GNL juntocon Qatar, Malasia, Indonesia (Grfico 2), aun cuan-do un significativo porcentaje del gas natural no esaprovechado. La regin tiene un importante poten-cial de crecimiento futuro (ms de 100 aos de reser-vas en algunos pases), muy superior al de otras zonasdel mundo.

En cuanto a las exportaciones de crudo (Mapa 1),una buena parte se destina a los EEUU (42 por 100,segn BP Energy Review), debido a la presenciamayoritaria de petroleras americanas en la regin.A la zona Asia-Pacfico se destina un 27,7 por100, del que China absorbe el 17 por 100 del total,convirtindose en el segundo comprador de petr-leo. Para China, el Golfo de Guinea, adems de serun suministrador de materias primas, es un impor-tante mercado de contratos de obra pblica y cons-truccin en general. A Europa se destina el 21,6por 100, a Sudamrica y Amrica Central un 6,5por 100 y un escaso 1,9 por 100 es reabsorbido porfrica.

A pesar de que las importaciones espaolas dehidrocarburos han cado, dado el desfavorableentorno econmico, las procedentes de frica en

2010 representaron casi el 40 por 100 del total, delas cuales un 40,7 por 100 proceda del Golfo de

Guinea4. Las importaciones de dicha regin repre-sentaron un 13,6 por 100 del total mundial. Mientrasque el resto de regiones productoras de hidrocarbu-ros estn perdiendo peso sobre el total, las proceden-tes de esta regin cada vez son mayores.

Al analizar las cuotas de mercado (Grfico 3) seobserva el incremento del peso que ha ganado laregin del Golfo de Guinea como suministradora dehidrocarburos a Espaa en el periodo 1999-2010,con el segundo mayor incremento Europa aumentsu cuota en el mismo periodo un 34,4 por 100, debi-do al incremento de las importaciones de Ucrania,(1.532 por 100), Rusia, (58,3 por 100), y Noruega,(99,8 por 100), rebasando a Amrica como cuartaregin suministradora. En el futuro, no parece senci-llo que contine esta progresin, salvo que se pro-duzcan nuevos descubrimientos en la zona y que el

peso de la regin del Magreb contine su cada comoen el periodo considerado.

2. Guinea Ecuatorial

Guinea Ecuatorial se ha convertido, en pocoms de 10 aos, en una de las grandes potenciasregionales en extraccin y procesamiento de


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GRFICO 2

RANKINGDE EXPORTACIONES DE GNL POR REGIN PRODUCTORA(Mies de millones de metros cbicos, bcm)

Nota: cifras parciales para el ao 2009.Fuente: BP Energy 2010.

4 Importaciones de Guinea Ecuatorial, Congo, Camern, Gabn,

Angola, Nigeria y, en menor medida, de Ghana. Base de datos utiliza-da: BP Energy Review y World Economic Outlook, 2010.


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hidrocarburos, dando lugar a un boom y transfor-macin econmica sin precedentes, y caso de estu-dio a nivel mundial. Por ello, y por la importanciapara Espaa por su condicin de excolonia, es porlo que se trata ampliamente en este artculo.

Pese a que el pas est muy lejos de los grandesproductores como por ejemplo Rusia (diez millo-

nes de barriles diarios), ocup el puesto 36 en elrankingde productores de crudo en 2009. Tiene, noobstante, una entidad relativa: en el mismo ao fueel tercer productor petrolfero de frica Subsaha-riana, el segundo de GNL de dicho continente (y

uno de los tres nicos de la cuenca atlntica juntocon Nigeria y Trinidad y Tobago) y adems,


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GRFICO 3

VARIACIN 1999-2010 DE LAS CUOTAS DE MERCADO DE LAS REGIONES EXPORTADORAS DE HIDROCARBUROS A ESPAA

Fuente: elaboracin propia a partir de ESTACOM.

MAPA 2

MAPA DE LOS CAMPOS ZAFIRO Y ALBA

Fuente: Gobierno de Guinea Ecuatorial y Economist Intelligence Unit.


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productor de gas licuado de petrleo (en adelanteGLP) y metanol.

Lo anterior es consecuencia de la importante

inversin bruta acumulada hasta el ao 2009, deacuerdo al Gobierno ecuatoguineano, superior alos 35.000 millones de USD, alcanzndose el picode flujo de inversin en el ao 2006, con ms de6.000 millones de USD. Segn fuentes oficiales deuno de los principales pases emisores, EEUU, seestima en 17.000 millones de USD el flujo acumu-lado de inversin 1999-2006, alcanzando el valorde los activos en 2007 en 22.000 millones de USD.

En cuanto a su impacto en las finanzas pblicas,

segn los ltimos datos del FMI, el sector de loshidrocarburos (extraccin y procesamiento) repre-senta ms del 90 por 100 de los ingresos pblicos ycerca del 98 por 100 de los ingresos de exportacin,habiendo crecido especialmente la aportacin alvalor aadido bruto nacional del sector de procesa-miento, pasando del 7,1 al 13,2 por 100 de la pro-duccin nacional de 2006 a 2009 en trminos nomi-nales, y a tenor de los proyectos existentes, es proba-ble que aumente dicho peso en los prximos aos.

La produccin nacional representa apenas un0,4 por 100 de la mundial, pero en trminos per cpi-ta es de las ms altas del mundo (casi medio barrilpor persona y da), por delante de grandes produc-tores como Arabia Saud u Omn, consecuencia delreducido tamao del pas (entre 700.000 y 1 millnde habitantes, una superficie terrestre de apenas28.000 km2).

2.1. Upstream

2.1.1. Situacin actual

El pas produjo en 2010 un total de 296 milesde barriles al da (kb/d) a travs de 4 campos deproduccin (Zafiro, Alba, Ceiba y Okume) en doscuencas diferenciadas (Delta del Nger, y RoMuni): 244 kb/d de crudo (en equivalente Brent, 134

kb/d en el campo Zafiro, 80 kb/d en el campoOkume, y 30 kb/d en el campo Ceiba), y 52 kb/d

de condensado en el campo Alba, siempre de acuer-do a fuentes gubernamentales.

Campo Zafiro. Situado en el bloque B, al nor-

oeste de Bioko, junto a aguas de Nigeria, en la cuen-ca del Delta del Nger. Operado por ExxonMobil(71,25 por 100) y participacin de GePetrol (28,75por 100). Comenz su produccin en 1996, siendoconsiderado en su da el primer yacimiento petrolfe-ro de aguas profundas en frica Occidental5. DevonEnergy form parte del consorcio hasta enero de2008, fecha en que vendi sus activos a GePetrol porvalor de 2.200 millones de dlares.

Campos Ceiba y Okum. En la costa de la

regin continental, cuenca del ro Muni. Operadospor Hess (80,75 por 100), y la participacin deTullow (14,25 por 100), y GePetrol (5 por 100).Ceiba es un campo compuesto por 10 pozos parala extraccin y otros dedicados a la inyeccin. Elcomplejo Okum cubre cuatro campos petroleros(Okume, Ebano, Oveng y Elon), en el conocidocomo bloque G norte (frente a la costa continen-tal)6.

Campo Alba. A, a 25 km de la costa noroestede la isla de Bioko, en la cuenca del Delta del Nger,a 76 metros de profundidad, y que fue descubiertopor la empresa espaola Hispanoil en los aosochenta, actualmente parte de Repsol. Este campo esrelevante por su produccin de gases y condensadosdel petrleo, con reservas recuperables de gas esti-madas en 125 miles de millones de metros cbicosde gas (bcm), equivalentes a la produccin de un trende licuefaccin durante 25 aos) y 400 millones debarriles de condensados. Marathon Oil es el opera-dor con una participacin del 63,3 por 100, juntocon Noble Energy, 33,7 por 100 y GePetrol 3 por100.


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5 Tras el inicio de la produccin petrolfera en el campo Alba, sefirm en 1993 un contrato en la produccin en el bloque B con laempresa United Meridien Corporation en 1993, la cual realiz prospec-ciones positivas en dicho bloque y decidi vender sus intereses a Mobilen 1995, empresa que finalmente explotara el bloque con una produc-cin inicial aproximadamente de 54.000 barriles diarios (fuente:Ministerio de Minas de Guinea Ecuatorial).

6 Triton a partir de 1998 descubre los campos Okum y Ceiba,

cediendo su descubrimiento a Amerada HESS (hoy en da HESS), quelos explota desde 2000-2001.


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En cuanto a la produccin de gas y condensa-dos, la produccin actual del campo Alba es de870 millones de pies cbicos de gas al da

(mmcf/d) y 52 kb/d de condensado, con los que sealimentan los cuatro proyectos midstream, descri-tos en el siguiente apartado.

En cuanto a la evolucin de la produccin, desdesus tmidos inicios en 1992, ha aumentado de mane-ra espectacular a partir de 1995 (siempre de acuerdoa BP), pasando de 7 kb/d en dicho ao, hasta los 376kb/d en 2005, rcord de produccin. Desde enton-ces, la produccin se ha mantenido en estos niveles,cayendo en 2009 a 307 kb/d y en 2010 a los mencio-

nados 244 kb/d. Las reservas actuales probadas a finde 2009 son de 1.700 millones de barriles, equiva-lente a 15,2 aos al ritmo de produccin actual.

De esta produccin petrolfera, segn la Agen-cia de Energa Americana (EIA), en 2009 se desti-n a EEUU un 28 por 100 del total, a Espaa un 22por 100, a China un16 por 100, a Francia un 9 por100, a Italia un 7 por 100, y a Taiwn un 6 por 100,destinndose el 12 por 100 restante a otros merca-dos. La cifra, naturalmente, vara ao a ao depen-diendo de las condiciones de oferta y demanda encada uno de las regiones que componen el merca-do mundial del petrleo.

2.1.2. Proyectos futuros. Actividad exploratoria

En los ltimos aos se han realizado distintosdescubrimientos de condensado y crudo en diver-sos bloques, de los cuales, el ms concreto es eldescubrimiento de Noble Energy en los bloques Oe I (operados por ste, contando con la participa-cin de GePetrol en un 28,75 por 100). De acuer-do con el Gobierno ecuatoguineano, el campo Aseng,en el bloque I, al noroeste de Bioko, comenzar aproducir en 2012 en el primer cuatrimestre de2012 con un nivel de produccin de 50 kb/d, utili-zando, en principio, 5 pozos de perforacin a unaunidad flotante de produccin, almacenaje y descar-ga (FPSO, por sus sigla en ingls, floating produc-

tion, storage and offloading), recuperando el nivelde produccin nacional actual hasta los 300 kb/d.

Aseng tiene un potencial de reservas de crudo de100-120 millones de barriles, y de 450-550 bcf(equivalentes a 12,6 - 15,4 bcm).

En la misma zona, en el bloque O (al norte delbloque I y lindando con Camern, siempre deacuerdo con fuentes gubernamentales, se prev lapuesta en produccin a finales del ao 2013 delcampo de condensado Alen con 37,5 kb/d de con-densado y 440 mmcf/d de gas (gas procesado serreinyectado en el campo al menos durante tresaos), como primer proyecto dentro del Proyectode Gas Integrado de Guinea Ecuatorial, base defuturas ampliaciones del tren de licuefaccin GNL

existente y de otros proyectos futuros (apartadosdeMidstream yDownstream). Las reservas esti-madas son de 100 millones de barriles en lquidos,y de 1.000 bcf en gas (equivalentes a 28 bcm). Elcampo Alen forma parte del Proyecto de GasIntegrado de Guinea Ecuatorial y la inversin pre-vista se estima en 1.650 millones de USD. A plenorendimiento, la plataforma podr procesar hasta750 mmcf/d.

La planta de elaboracin Alen ser una platafor-ma fija situada aproximadamente a 85 metros delagua, que ha sido deliberadamente dimensionadapara actuar como centro de recoleccin de gas.

En cuanto a la actividad exploratoria actual, entrelas empresas que disponen de concesin se puedecitar por orden alfabtico: Afex (bloque V, a partir demayo de 2010), Atlas (bloque J), China NationalOffshore Oil Corporation (CNOOC, bloque S),Gazprom Neft (Bloques T & U, a partir de junio de2010), GePetrol (bloque P), Noble Energy conGlencore (bloques O & I), Ophir (Bloque R), Petrosa(bloque Q), Repsol (bloque C), Roc Oil Atlas (blo-que H), Starc Limited (bloque W, a partir de julio de2009), y Vanco (bloque K Corisco Deep, junto aGabn, a partir de junio de 2010). Dentro de stas, laexploracin real es muy variable y en todo caso offshore, pese al nimo de las autoridades ecuatogui-neanas por impulsarla e iniciar la produccin en la re-gin continental, donde segn stas se han detectado

ciertos indicios de hidrocarburos a travs de supues-tos afloramientos o arenas bituminosas.


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Repsol, tras la renuncia de ExxonMobil, es elactual operador del bloque C (antes C1), junto aGePetrol. El bloque arrastra todo un historial de

exploracin, siendo Langosta 1 el ltimo pozo per-forado, hace algunos aos. Pese a que en la actuali-dad no produce ni gas ni petrleo en el pas, la com-paa puede considerarse uno de los pioneros en laexploracin petrolfera en el mismo, en los aosochenta, cuando la compaa Hispanoil (que poste-riormente se convirti en Repsol Exploracin) esta-bleci una sociedad conjuntamente con el Estadoecuatoguineano denominada Gepsa. A travs dedicha compaa descubri el campo Alba aunque el

potencial gasstico, la tecnologa disponible y lasituacin de los mercados y la inversin en aquelmomento no permiti afrontar el proyecto.

El inicio de la produccin se produce en 1992con la pequea empresa norteamericana WalterInternational en el campo Alba, con apenas 2 kb/d,que fue aumentando progresivamente hasta 7 kb/den 1995, pasando la titularidad a CMS Nomeco yposteriormente a la actual operadora, Marathon.

2.2. Midstream

2.2.1. Situacin actual

En este mbito existe todo un complejo indus-trial en la zona de Punta Europa, Malabo, con 4plantas de transformacin de derivados de hidro-carburos: la planta Alba PSC de transformacin decondensado de petroleo; la planta Alba de LPG; laplanta AMPCO de metanol; y el tren de licuefac-cin EG-LNG.

En primer lugar, la planta Alba PSC de trans-formacin comenz su operacin en 19917, proce-sando unos 52 kb/d de condensado y 870 mmcf/dde gas provenientes del campo Alba, sirviendo deplanta madre para las otras tres mencionadas.

En segundo lugar, la planta Alba de GLP co-menz su operacin en 1997, produciendo actual-mente 13 kb/d de propano, 7 kb/d de butano, y 6

kb/d de condensado. Es propiedad de las multina-cionales americanas Marathon Oil Company (40por 100), Noble Energy (40 pr 100) y la sociedadguineana Sonagas (20 por 100).

En tercer lugar, AMPCO (Atlantic MethanolProduction Company) es una planta con capacidadde produccin de metanol de 1 milln de toneladas(MTm), lo que equivale a alrededor de un 3 por100 de metanol consumido en el mundo. Es pro-piedad de las multinacionales americanas Marathon

Oil Company, Noble Energy y la sociedad guinea-na Sonagas.

En cuarto y ltimo lugar, EG-LNG es la sociedadgestora del primer tren de licuefaccin del pas, concapacidad para suministrar unos 4,5 bcm (equivalen-te a unos 3,4 MTm ao), equivalente a alrededor deun 10 por 100 del consumo de gas natural actualespaol. Es propiedad de las multinacionales ameri-canas Marathon Oil Company (60 por 100), la socie-dad guineana Sonagas (25 por 100), y las japonesasMitsui (8,5 por 100) y Marubeni (6,5 por 100).

Con su construccin, a partir de 2007 GuineaEcuatorial pas a ser el tercer productor de GNLde la cuenca atlntica, tras Trinidad y Tobago yNigeria, y supuso un caso de xito en cuanto a larapidez en la construccin. British Gas MarketingLtd. (BGGM), una subsidiaria del grupo inglsBG, dispone de un contrato de compra de gas alargo plazo, quien en 2009 lo vendi principal-mente a Asia (89 por 100 en volumen), destacandoJapn (40 por 100) y Corea (36 por 100), y el restoa Chile, Portugal y Francia.

2.2.2. Proyectos futuros

En este mbito, el proyecto estrella es el con-sorcio 3G y la posibilidad de construir un segundotren de licuefaccin.

3G (Guinea Gas Gathering) es un consorcio

propiedad de SONAGAS (50 por 100), Unin FenosaGas (unajoint venture entre Gas Natural y ENI,


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7 Las fechas indicadas en este apartado son de inicio, habindoseproducido como es lgico importantes ampliaciones en los ltimos 20

aos hasta hacer de Punta Europa el complejo industrial que es hoy enda.


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20 por 100), que ejerce como lder del proyecto, yGalp (15 por 100), con la misin de poner en valorlas reservas de gas existentes en el pas, ahora dis-

persas. El Estado guineano (Ministerio de Minas,Industria y Energa) se ha reservado el 15 por 100restante para su posterior adjudicacin (con ante-rioridad a abril de 2011, E-On Rurhgas era el pri-mer accionista del consorcio, con el 25 por 100, ytanto Unin Fenosa Gas como Galp disponan del5 por 100).

La misin de 3G es recolectar el gas de los dis-tintos campos de produccin a travs de una futurared de gasoductos desde los campos de produccin

ecuatoguineanos a Malabo en la isla Bioko, dondesera procesado. 3G es tambin fruto de la determi-nacin de las autoridades por no continuar con laquema de gas en los yacimientos (que en la actuali-dad y segn fuentes del Ministerio de Minas ecuato-guineano, se estima en 1,8 bcm/ao). La red degasoductos podra incluso llegar a ser regional, apro-vechando las reservas de gas de Camern y Nigeriay la estratgica situacin geogrfica de la isla juntoa estos dos pases. La posibilidad de que se alcanceun acuerdo a este respecto es limitada, teniendo encuenta que por el momento slo existen dos memo-randos de entendimiento con dichos pases.

A corto plazo, los campos productores Zafiro,y los de los Bloques O e I, todos ellos en GuineaEcuatorial, son los que tienen ms posibilidades desuministro de recursos gassticos (para el bloque Over el campo de condensado de Alen, en el aparta-do anterior de Upstream, considerado primer com-ponente del Proyecto de Gas Integrado de GuineaEcuatorial), y entra dentro de lo posible la entradaen la participacin de otros bloques, tales como elbloque R o el C.

En cuanto a las opciones de procesamiento ymonetizacin del gas, siguiendo criterios de racio-nalidad econmica como el tamao del mercado,la rentabilidad o las reservas requeridas, existiranlas siguientes opciones, por orden de importancia:produccin de GNL, generacin elctrica a travs

de CCGT o turbogs, produccin de metanol; y laproduccin de amonia (apartadoDownstream). De

entre todas ellas, una de las ms factibles es la crea-cin de un nuevo y segundo tren de licuefaccin (elTren 2) en Punta Europa, Malabo, donde est actual-

mente el primer tren.El Tren 2 podra producir hasta 7,3 bcm ao, y

si se consiguiera finalmente involucrar a los pasesvecinos, sera el primer proyecto de licuefaccindel mundo en utilizar fuentes de varios pases. Laplanificacin que se baraja depende de la evalua-cin econmica, principalmente de la existencia degas suficiente para una amortizacin de 25 aos,bien internamente, bien a travs de acuerdos conterceros pases, ahora mismo inciertos.

En un escenario optimista, el nuevo tren podraestar operativo en el ao 2015, y para este fin, el 25de abril de 2011 el Estado ecuatoguineano hacepblica la firma del Memorandum de Entendi-miento entre el Ministerio de Minas, Industria yEnerga, SONAGAS y los socios de los Bloques Oe I (liderados por Noble), el bloque R (Ophir Ener-gy); 3G, y los socios del primer tren (EG LNG,Marathon, y Mitsui y Marubeni), con objeto de ali-near a los productores de gas, los dueos de lasinfraestructuras de transporte (3G) y los propieta-rios del tren de licuefaccin existente, y conseguiras un desarrollo e implementacin integrada parael Tren 2.

3G y sus posteriores resultados en forma desegundo tren de licuefaccin, centrales CCGT deproduccin elctrica con destino a la exportacin,u otras formas de industrializacin basadas en elprocesamiento de hidrocarburos, constituyen lapiedra angular de la estrategia de convertir GuineaEcuatorial en un hub regional de procesamiento ytransporte de materias primas, bienes y personas.El principal reto es conseguir el modelo de nego-cio que incentive econmicamente a los pasesvecinos y a los mercados para hacer de Bioko estepunto comn de procesamiento (con frecuencia lasautoridades ecuatoguineanas mencionan Trinidady Tobago como modelo de desarrollo econmico).Por todo ello, el potencial vertebrador regional de la

iniciativa, reforzando significativamente la inter-dependencia econmica de pases, ahora mismo


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vecinos slo en lo geogrfico, sera uno de los pun-tos ms importantes del proyecto.

2.3. Downstream

En este mbito, el pas importa el 100 por 100de sus necesidades de refinados petrolferos, puesno cuenta con una refinera. Principalmente cuen-ta con dos distribuidores de dichos productos,Total y la filial de la sociedad de petrleos localGePetrol. Por ltimo, la sociedad Geogam es laencargada del suministro de LPG para uso doms-

tico.El Gobierno ecuatoguineano ha anunciado en

los ltimos aos diversos proyectos: la nueva cen-tral de turbogs en Malabo (en construccin) y elproyecto de construccin de una central de produc-cin elctrica de ciclo combinado (CCGT) paraexportacin; la construccin de una refinera conuna capacidad de 20 kb/d; y la construccin de unaindustria petroqumica.

En primer lugar, existen varios proyectos deaprovechamiento del gas para producir electricidad.Primero, la construccin de una central de turbogasde hasta 120 MW en la zona de Punta Europa, juntoa Malabo, para satisfacer sobradamente las necesi-dades de consumo elctrico de la isla para los pr-ximos aos. Dicha central ampla la ya existente,cuyos 28 MW son insuficientes para cubrir lasnecesidades de demanda elctrica actual. Segundo,la posible construccin de una central de ciclo com-binado de 400 MW de capacidad, con vocacin deexportacin a Camern y Nigeria, en las proximida-des de Punta Europa o Baney (Bioko). Este ltimoproyecto estara ntimamente ligado al de aprove-chamiento de las reservas gassticas regionales y,por tanto, del proyecto 3G antes descrito, para elque es clave el concepto de dependencia mutuaentre el pas exportador que vende sus excedentesno aprovechados de gas, y a la vez compra la ener-ga generada a partir del anterior. Las autoridades

ecuatoguineanas defienden el proyecto por su renta-bilidad (con una tasa de retorno del capital cercana

al 22 por 100) y su demanda (el exceso de deman-da en el mercado elctrico en la regin se estima endecenas de gigawatios), es preciso referirse a los

otros proyectos similares de industrializacin basa-dos en la generacin de valor aadido a partir delgas tanto en Nigeria, como en Camern (zona deKribi).

En segundo lugar, est prevista la construccinde una refinera al sur de la regin continental, enla localidad de Mbini, con una capacidad de20.000 barriles/da, para producir gasolina, diesel,Jet A-1, fueloil, lubricantes y asfalto, con el obje-tivo de cubrir sobradamente las necesidades nacio-

nales y exportar a pases vecinos. El coste estima-do del proyecto es cercano a los 300 millones deeuros; en los Presupuestos Generales del Estado de2010 estaba prevista una partida presupuestariaplurianual para dicho proyecto, no descartndosela bsqueda de socios financieros. A fecha de re-daccin de este artculo, la ingeniera estadouni-dense KBR se encuentra ejecutando una ingenieray estudio previo sobre el que se proceder a unalicitacin internacional.

La razn del proyecto es acabar con la depen-dencia total que el pas tiene de importar refinado;y lo cierto es que es el nico pas de la regin queno dispone de refinera. Segn el World BankRefinery Report 2009, la capacidad de refinado defrica Central y Occidental debera aumentar entre200.000 y 400.000 barriles/da, dependiendo de laevolucin econmica, lo que apoyara la viabilidadeconmica del proyecto.

En tercer y ltimo lugar, existe el proyecto deestablecer una industria petroqumica en la isla deBioko. Todava en una fase de estudio, entre otros seutilizaran 28.000 toneladas/ao de metanol comomateria prima, y se calcula una capacidad mximade 65.000 toneladas/ao. Se trata de aprovechar losnumerosos usos de los diferentes derivados del meta-nol como el formaldehdo o metilamina. La lgicaeconmica del proyecto, adems de contribuir a in-dustrializar el pas, se fundamenta en el fcil acceso

a la produccin de metanol nacional y el acceso a unmercado mundial en expansin y cuya demanda


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se estima que aumente de 14 MTm por ao en laactualidad, a 19 MTm en 2020.

3. Nigeria

Nigeria es, pese a los obstculos existentes, laprimera potencia petrolfera y gasstica del Golfode Guinea.

El pas es el primer productor de crudo (pordelante de Angola, con 2.067 kb/d en 2009, deacuerdo a BP), y entre los 15 mayores del mundo,tras Kuwait, Venezuela, y Noruega, y antes de Brasil.

Dispone de una de las 10 mayores reservas petrol-feras del mundo (37.200 millones de barriles, equi-valentes a 49 aos al ritmo de produccin actual), ylas segundas del continente, tras Libia. Es adems lapotencia gasstica del Golfo de Guinea: el primerproductor de la regin, y el tercero del continente(por delante de Argelia y Egipto), y el primero enreservas de la regin y del continente (por delante deArgelia), siendo la novena potencia mundial (5.250bcm, equivalentes a 210 aos al ritmo de produccinactual).

3.1. Situacin actual

La mayora de las reservas de petrleo de Ni-geria tanto onshore comooffshore y en aguas pro-fundas, se encuentran al sureste del pas, en la cuen-ca del Delta del Ro Nger. Tambin hay explota-cin en los Estados del noroeste del pas, aunquecon unos niveles de produccin mucho menores.El principal reto para la produccin es la seguri-dad, especialmente desde la emergencia en 2006del Movimiento de Emancipacin del Delta delNger (MEND), que reclama para esta zona unaparte de la produccin, la mejora de las condicio-nes medioambientales, ms trabajo local y la par-tida de las multinacionales. Debido a sta y a otrascausas, los niveles de produccin actual estn lejos

del potencial, que segn distintas fuentes podraalcanzar fcilmente los 2.700 kb/d, si bien fuentes

del Ministerio de Petrleo elevan esta cifra porencima de los 3.000 kb/d.

El 65 por 100 de la produccin consiste en petr-

leo de alta calidad, por lo que el pas se ha converti-do en un foco de atraccin para las petroleras inter-nacionales, entre las que destaca Shell; Chevron,Total y Eni, que producen en colaboracin con lacompaa nacional, la Nigerian Nacional PetroleumCorporation (NNPC).

El hallazgo de nuevos campos offshore ha contri-buido a que los niveles de produccin se mantengan.Dos de los campos ms grandes son Agbami (enaguas profundas, operado por Chevron) y Akpo (ope-

rado por Total, que empez la produccin en 2009con un rendimiento de 175 kb/d). Bonga es otro blo-queoffshore que empez la produccin en el 2005,con una capacidad de 225 kb/d. Erha fue descubiertaen 2006 (operada por Exxon) produce sobre 150 kb/d.

En cuanto al gas, Nigeria es una potencia mun-dial de GNL, con un 10 por 100 de la produccinmundial, 24,9 bcm en 2009, tras los mximosalcanzados en 2007 y 2008 de 35 bcm.

La produccin de GNL se lleva a cabo a partir dela compaa Nigeria LNG (NLNG), propiedad de laNNPC (49 por 100), Shell (25,6 por 100), Total (15por 100) y Eni (10,4 por 100), que dispone de 6 tre-nes de licuefaccin en la zona de Bonny Island, conuna capacidad de produccin total de 22 millones deTm/ao de GNL (y 4 millones de Tm de LPG), y 24buques GNL dedicados a su transporte.

Hasta 1999, el gas era un producto residual quese quemaba en los campos de extraccin. A partirde esa fecha y hasta 2005 se desarrolla la actualindustria de procesado de GNL con la construc-cin de los mencionados seis trenes. Desde enton-ces la quema de gas se ha reducido sustancialmen-te, pasando de 21,3 bcm en 2005 hasta los 14,9bcm en 2008.

3.2. Retos actuales y proyectos futuros

Nigeria es un suministrador clave de EEUU,pas que importa un 44 por 100 de las exporta-


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ciones totales de hidrocarburos nigerianas y, enmenor medida, de Europa (20 por 100). En losltimos aos Nigeria ha tratado de ampliar sus

clientes hacia Asia (13 por 100), especialmentecon China. De hecho, en 2009 la Corporacin dePetrleo Offshore Nacional China (CNOOC) pro-puso tomar el control de 23 bloques para la explo-racin y extraccin de petrleo. De cumplirsepasara a asumir el control de una sexta parte delas reservas de petrleo de Nigeria. A cambio,China ofrecera financiacin y ayuda para la cons-truccin de infraestructuras, hospitales, etctera.Las importaciones espaolas de hidrocarburos pro-

cedentes de Nigeria se han incrementado un 37 por100 en la ltima dcada, hecho que demuestra lamayor dependencia energtica con esta regin.

En cuanto a la capacidad de refino, pese a susgrandes reservas petrolferas, el pas importa lamayora de sus necesidades (que se estiman en 286kb/d) debido a la falta de capacidad en el pas. SegnAnnual Statistical Bulletin 2009 de la OPEP y fuen-tes oficiales, el pas tiene cuatro refineras por untotal de 445 kb/d (otras fuentes elevan la cifra hastalos 500 kb/d), pero sin operacin o con graves defi-ciencias la mayora de ellas, por lo que opera a, apro-ximadamente, el 25 por 100 de su capacidad.

En cuanto a los proyectos futuros, hay que des-tacar el desarrollo gasstico a travs del GasMaster Plan, hecho pblico en 2008 y que planteasu desarrollo a travs del aumento de la produc-cin a travs de un sptimo tren de licuefaccin, laconstruccin de gasoductos, y proyectos de gene-racin elctrica.

Entre los proyectos de gasoductos hay que des-tacar dos: el gasoducto en frica Occidental (WestAfrican Gas Pipeline, WAGP), y el proyecto degasoducto transsahariano hasta Europa (TransSahara Gas Pipeline, TSGP). El WAGP consiste enun gasoducto que une Nigeria con Ghana, a travsde Benn y Togo, con una capacidad variable segnel tramo, pero total estimada en 5 bcm, operativodesde hace varios aos.

En cuanto al TSGP, sera revolucionario encuanto a que permitira unir las fuentes de sumi-

nistro de gas nigeriano con Europa sin necesidadde emplear la tcnica de GNL, reduciendo la depen-dencia del gas magreb y ruso. Tendra un coste esti-

mado de 12.000 millones de USD, atravesandoNigeria, Nger, Argelia.

4. Angola

Angola es, actualmente, el segundo mayor pro-ductor de petrleo del Golfo de Guinea, tras Nigeria,con un nivel de produccin de 1.784 kb/d (segn BPStatistical Review), con una calidad considerada

excelente (entre 32 y 39 API y de 0,12 a 0,14 por100 de nivel de azufre).

Las reservas probadas de crudo estn estimadasen 13.500 millones de barriles, equivalentes a 20,7aos al ritmo de produccin actual y estn situadasen los yacimientos offshore del pas (los bloques 0 y15 son los ms importantes) y los onshore situadosen Soyo (donde existe un proyecto de GNL). Lasexploraciones en curso en aguas profundas hacenprevisible que las reservas y la produccin aumentenen los prximos aos.

Las principales petroleras que operan sonChevron, Total y BP, junto con la estatal Sonangol.

La mayor parte de las exportaciones van dirigi-das a EEUU, China, Francia, Taiwn y Espaa.

En relacin al gas, distintas fuentes estimanunas reservas de entre 150 y 300 bcm, y se encuen-tran cerca de Cabinda y la regin de Soyo. Granparte de las zonas de Angola de aguas profundas yultraprofundas an no han sido exploradas.

Existe una refinera en Luanda, construida porla empresa belga Fina. Desde 2007 es propiedadde Sonangol. Su produccin es insuficiente paracubrir la demanda de derivados del petrleo y debeimportarlos.

En cuanto a las exportaciones (el consumo in-terno es muy reducido, aprox. 62 kb/d), la mayorparte se exporta a EEUU (30 por 100), China (30por 100)8, Francia (10 por 100) y en menor me-


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8 Segn datos de la BP Statistical Review of World Energy, junio 2010,Angola es el primer proveedor de China, por delante de Arabia Saud.


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dida a Italia, Corea, Espaa y Japn. Cada vez esmayor la financiacin procedente de China lo queconlleva que las exportaciones se estn redirigien-do a los mercados asiticos.

Est muy avanzada la construccin de la planta delicuefaccin Angola LNG Limited, cuyos accionistasson Sonangol (22,8 por 100), Chevron (36,4 por 100),Total (13,6 por 100), BP (13,6 por 100), y Eni (13,6por 100), utilizando las reservas de Cabinda Asso-ciation y de los bloques 14, 15, 17 y 18 (Mapa 3), ascomo de los campos de gas no asociados (campos deQuiluma, Enguia North, Atum y Polvo). El primerenvo de gas natural se espera para principios de 2012y ser entregado al mercado estadounidense a travsde la terminal de regasificacin Clean Energy, desa-rrollado por Gula LNG Energy LLC.

Angola est haciendo un progreso constante en lagestin de la recuperacin de la cada de los precios

del petrleo que se desencaden por la crisis econ-mica mundial. El tipo de cambio se ha estabilizado,las reservas se estn reconstruyendo y su posicinfiscal se reforz tras frenar los niveles de gasto. Lasexpectativas de crecimiento a medio plazo son favo-rables (nuevos campos petrolferos9 y proyectadauna nueva planta de GNL). La petrolera estatal bra-silea Petrobrs anunci el hallazgo10 de una nuevareserva de petrleo en aguas del litoral de Angola (yahaba anunciado el hallazgo de otras dos reservascon un potencial de extraccin de 1,6 kb/d y 6,4 kb/den ese mismo bloque). Los clculos preliminares


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MAPA 3

MAPA DE BLOQUES PETROLFEROS DE ANGOLA

Fuente: Sonangol (www.sonangol.co.ao).

9 Segn el Ministerio de Petrleo de Angola se termin, en febrerode 2011, la perforacin del Poo Castaa 3 en el Bloque Canbinda Suly W-11 en el Bloque 15/06; ambos con resultados positivos y continanlas perforaciones de los pozos Quilume- 4 en el bloque 2 y Mos-3 en elbloque 33.

10 El hallazgo fue efectuado en un bloque que Petrobrs explora en

colaboracin con la firma de hidrocarburos italiana ENI (35 por 100) yla francesa Total (15 por 100), entre otras.


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que maneja la compaa revelan la existencia deunos 500 millones de barriles de petrleo de alta cali-dad. Por otra parte, el proyecto Clov (Cravo, Lirio,

Orqudea y Violeta) prev el desarrollo de cuatrocampos petrolferos en el bloque 17.

Sonangol proyecta construir una refinera en laregin de Lobito con una capacidad de 200 kb/d.Segn informacin del Ministerio de Hidrocarburosde Angola, de octubre de 2010, la empresa sudfri-cana Petrosa est estudiando unajoint venture con laangolea Sonangol para la construccin y gestin derefineras de petrleo, as como la propia explora-cin en el pas. Sudfrica tambin est interesada en

importar petrleo y gas natural licuado de Angola.

5. Congo (Brazzaville)

La Repblica Democrtica del Congo es el cuar-to productor de crudo de frica Subsahariana, conuna produccin estimada en 2009 y segn BP, de274 kb/d contando con unas reservas de 1.900 millo-nes de barriles, equivalente a 19,4 aos al ritmo deproduccin actual.

Los operadores son Total (70 por 100), EniZetah, CMS Nomeco y Congorep.

Las exportaciones congolesas, compuestas en un92 por 100 de petrleo, se han quintuplicado duran-te los ltimos cinco aos, debido al buen comporta-miento del precio del crudo y al aumento de la pro-duccin. El valor de las citadas exportaciones depetrleo fueron de 12,9 millones de toneladas en 2008(ltimo ao para el que hay datos) segn el BEAC.

El pas tiene una refinera situada en PointeNoire con una capacidad de produccin de 1milln de toneladas (la produccin real es unacuarta parte). La Coraf (Congolaise de Raffinage)es la nica refinera operativa en Congo.

6. Gabn

Gabn ocup en 2009 la quinta posicin dentrode los productores petrolferos en frica Subsaha-

riana tras Nigeria, Angola, Guinea Ecuatorial, yCongo, con un nivel de produccin de 229 kb/d. Elpas cuenta con unas reservas de 3.700 millones de

barriles, equivalente a 44 aos al ritmo de produc-cin actual.

El pas cuenta, actualmente, con unos 30 cam-pos de produccin, tanto onshore comooffshore.Las estimaciones para los prximos aos descri-ben una estabilizacin de la produccin en torno alos 230 kb/d puesto que algunos descubrimientos(puesta en produccin de los campos Onal y Omkocuya produccin diaria conjunta se cifra en torno a15 kb/d) han compensado la decadencia de los

campos histricos de Rabi y Langostino.Gabn cuenta con siete productores de petr-

leo. Total Gabn (Francia, 85 kb/d) seguido de Shell(Holanda, 50 kb/d), Perenco (Francia, 47 kb/d),Marathon (EEUU, 26 kb/d), Vaalco (EEUU, 15 kb/d)y Antlope Addax (Canada, 6 kb/d).

A principios de octubre de 2010, el grupo Totaly Shell renovaron, por veinte aos ms, sus contra-tos de explotacin y produccin conjunta enCoucal y Avocette-Dianongo (Mapa 4).

Al mismo tiempo, se contabiliza la presencia de11 compaas, actualmente en fase de exploracin:Sino Gabon Oil and Gas y Sinopec Overseas (China);Sasol (Sudfrica), Forest Oil (Estados Unidos), Ster-ling Oil (Australia). En diciembre de 2008 se asigna-ron al grupo Eni (Italia) nuevos bloques petrolferos;se trata de seis contratos petrolferos de exploraciny produccin, referentes a bloques con una superficieglobal de ms 7.300 km2. Por su parte, la compaaestadounidense Harvest Natural Resources va a co-menzar la perforacin del pozo Ruche Marn-A paracontinuar con la segunda fase de exploracin depetrleo en Dussafu, al sureste de Gabn.

En relacin a las exportaciones de petrleo,EEUU permanece como el principal destinatarioabsorbiendo cerca de un 63,5 por 100 del total,seguido de Asia (21 por 100) y Europa (11 por 100).Espaa ha aumentado sus importaciones de hidro-carburos de Gabn en un 58,7 por 100 en el perodo

2000-2010 alcanzando stas un valor de 433 milesde toneladas en el ltimo ao; cuestin que es


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importante sealar pues para el mismo perodo yen un contexto de crisis global las importacionesespaolas han sufrido de media cadas del 40 por100 en frica.

Por otra parte, hay una refinera en Port Gentily tiene una capacidad de produccin de 1,2 millo-nes de toneladas. El bruto tratado procede del pasy es conducido por un oleoducto desde las termi-nales petroleras situadas en Cabo Lpez. La empre-sa Sogara (Sociedad Gabonesa de Refinado) tiene elmonopolio sobre la importacin y exportacin deproductos refinados.

Existen incertidumbres para continuar con unadinmica de exploracin que vaya sustituyendo losactuales campos productores a medida que sevayan agotando. La exploracin offshore ofreceoportunidades, pero los elevados costes de explota-cin son un problema para que los grandes gruposadquieran la licencia para explorar dichos bloques.En el ao 2010 arranc la licitacin de bloques libres

en aguas profundas y paralelamente se llev a caboun plan de marketingen Pars, Houston, Singapur,Londres y Calgary a fin de que los inversores valo-raran las opciones de comercializacin de la produc-cin.

7. Chad

Chad es otro de los pequeos productores depetrleo del Golfo de Guinea, con 118 kb/d deacuerdo a BP en el ao 2009, disponiendo de unasreservas petrolferas de 900 millones de barriles,equivalentes 20,9 aos al ritmo de produccinactual. El operador es un consorcio constituido porExxon Mobil (40 por 100), Petronas (35 por 100)y Chevron Texaco (25 por 100).

La produccin es onshore en la cuenca del Doba,y su exportacin se efecta por medio de un oleo-ducto de 1.070 km que une Kom a la terminal


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MAPA 4

BLOQUES DE PETRLEO DE GABN

Fuente: www.gabon10thlicenceround.com


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flotante de Kribi y est gestionado por TOTCO(Tchad Oil Transportation Company) y COTCO(Camern Oil Transportation Company).

La CPC (Corporacin China de Petrleo) acabade anunciar el hallazgo de nuevos descubrimientosde petrleo que cuentan con un potencial de pro-duccin diaria de 9.800 barriles de crudo ligero dealta calidad y 35.000 metros cbicos de gas natu-ral (segn estimaciones de la compaa).

8. Ghana

Ghana es una de las potencias petrolferas emer-gentes en la regin con una produccin prevista enagosto de 2011 de 120 kb/d (a fecha de redaccinde artculo ascenda a 80 kb/d).

En 2007, un consorcio integrado por Cosmos,Tullow y Anadarko anunci el descubrimiento depetrleo frente a las costas del pas, en West CapeThree Point. El 15 de diciembre de 2010 comenzla produccin de 55 kb/d en el campo Jubilee, offs-hore, a 65 km de la costa de Takoradi que se divi-de en tres bloques geogrficos (Shallow WaterTano, Deep Water Tano y West Cape Three Points),operado por el consorcio Kosmos Energy (23,49por 100, EEUU), Anadarko Petroleum (23,49 por100, EEUU), Tullow Oil Plc. (34,7 por 100, angloir-landesa), Sabre Oil and Gas Limited (2,81 por 100,EEUU) y E.O Group (1,75 por 100, Ghana-EEUU)junto con la compaa nacional Ghana NacionalPetroleoum Corporation (13,75 por 100).

Del campo Jubilee se estima (segn la GNPC,Ghana Nacional Petroleum Corportation) que sepodrn extraer entre 650 y 2.000 millones de barri-les de crudo y 22,6 bcm de gas natural. El FondoMonetario Internacional y el Banco Mundial pro-yectan unas ganancias de unos 20.000 millones deUSD sobre un periodo de produccin de 19 aos(2011 a 2029).

La GNPC y el Gobierno han firmado acuerdoscon 11 empresas para operaciones de exploracin

de petrleo y gas en las costas entre Kenta, Tano ySaltpong (Devon, Tullow, Gasop Oil entre otras).

Otras 40 empresas han mostrado su inters enestas operaciones.

9. Camern

Camern es un productor menor en compara-cin con Nigeria, Guinea Ecuatorial o Angola, yen relativa decadencia. Con el fin de frenar estatendencia Camern promulg en 1999 un Cdigodel Petrleo, con medidas destinadas a incentivarla llegada de empresas extranjeras para el desa-rrollo del sector y a flexibilizar la negociacin de

los tipos de contratos del sector: reparto de conce-sin y produccin.

El nivel de produccin es de 73 kb/d y se concen-tra en dos zonas: la cuenca del ro Rey, que propor-ciona el 90 por 100 de la produccin nacional a par-tir de 55 campos y la cuenca de Douala/Campo Kribi.

El grueso de las exportaciones de Camern sedestina a Europa, seguida de EEUU. Para Espaa,este pas es un importante proveedor de hidrocar-buros por detrs de pases como Guinea Ecuatorialo Nigeria. En 2010 import 96,42 mil toneladas(Estacom, 2011).

La refinera de Limbe, al norte de Douala, tieneuna capacidad de produccin de 2 millones de tone-ladas y pertenece a la empresa estatal Sonara, parti-cipada en un 20 por 100 por Total. El 90 por 100 delcrudo proviene de Nigeria, 5 por 100 de Camern y5 por 100 de Guinea Ecuatorial. La mitad de la pro-duccin se exporta a otros pases de la CEMAC(Guinea Ecuatorial, Congo, Repblica Centroafricanay Chad).

Por otra parte, la SNH (Sociedad Nacional deHidrocarburos) ha firmado un contrato para suminis-trar e instalar en la localidad camerunesa de Kribi laplanta de produccin elctrica a gas de mayor poten-cia de toda frica. La central elctrica suministrarenerga a todo Camern; un pas con una crecientedemanda energtica, buena parte de la cual es in-satisfecha y cubierta con centrales hidroelctricas.

La SNH y la Caja de Estabilizacin de Preciosde Hidrocarburos (CSPH) construirn en Kribi


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tres esferas de almacenamiento de gas con unacapacidad acumulada de 8.000 metros cbicos. Elobjetivo es aumentar la limitada capacidad dealmacenamiento de la Sociedad Camerunesa deDepsitos Petroleros (SCDP). La segunda fase delproyecto ser en las ciudades de Douala, Yaound,Ngaoundere y Maroua.

Por otra parte, la SNH se asoci con GDF Suezpara desarrollar un tren de licuefaccin de GNL(segn US Energy, las reservas estimadas son de140 bcm), que hara de Camern el cuarto pas ex-portador de dicho producto de la cuenca atlntica,tras Trinidad y Tobago, Nigeria, Guinea Ecuatorialy Angola. En 2008 se llev a cabo un estudio deviabilidad y en diciembre de 2009 se anunci lalicitacin para la ingeniera. El proyecto, de confir-marse, podra estar concluido en 2016. La exporta-

cin de GNL requerira la construccin de una uni-dad FPSO.

Rodeo Resources, Tradex y SNH estudian desa-rrollar el campo de gas de Logbaba para suministrara las industrias implantadas en la zona de Bassa, enDouala. Victoria Oil & Gas ha informado sobre suproyecto de gas en la zona, revelando que las reser-vas probadas se han incrementado en casi cincoveces, hasta los 49.00 mmpc. Tambin se contemplala produccin de GLP en este campo.

10. Santo Tom y Prncipe

La Repblica de Santo Tom y Prncipe es unpequeo pas-isla del Golfo de Guinea, frente a lacosta gabonesa. A pesar de estar rodeada de pasesproductores y de llevar varios aos de exploracinpetrolfera, todava no ha conseguido descubrimien-tos de entidad ni existen inversiones en produccin

comprometidas, de manera que una eventual puestaen produccin sera como mnimo en 2016.


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MAPA 5

MAPAS DE LA ZEE Y JDZ SAOTOMENSE

Fuente: ANP-STP.


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Existen dos zonas de exploracin: la ZonaEconmica Exclusiva (en adelante ZEE) y la Zonade Desarrollo Conjunto con Nigeria (en adelante

JDZ, Joint Development Zone). Esta ltima est desa-rrollada por ambos pases repartindose las inversio-nes, gastos e ingresos en un 40 por 100 para SantoTom y un 60 por 100 para Nigeria. Dicha zonacubre un rea de 35.000 Km cuadrados y se encuen-tra ubicada al sudeste del complejo del Delta delNger (Mapa 5). Est dirigida por un consejo de ad-ministracin formado por 2 directores de Santo Tomy otros 2 de Nigeria, ejerciendo uno de ellos de pre-sidente con rotacin anual por pas (2010 correspon-

de a Nigeria, 2011 a Santo Tom).En cuanto a la JDZ, se divide en 6 bloques de

exploracin, adjudicados a travs de 2 licitaciones.De acuerdo a la informacin suministrada por laAgencia Nacional de Petrleo de Santo Tom (ANP-STP), en la actualidad 4 bloques disponen de con-trato firmado: bloque 1 para Total (antes Chevron-

Texaco); bloques 2 y 3 para Sinopec; bloque 4 parala suizo-canadiense ADDAX. Los bloques 5 y 6 noestn firmados. No existen todava resultados de la

exploracin en dichos bloques, por lo que todavano se sabe si se ir a una segunda fase ni si se podrproducir comercialmente. No obstante, la cercanacon campos de produccin nigerianos ofrece cier-tas esperanzas de que el potencial de explotacincomercial es real.

En cuanto a la ZEE, de acuerdo a la ANP-STP, el10 de marzo de 2010 comenz la licitacin pblicainternacional para acceder a la explotacin de losbloques. El proceso se prolong hasta el 15 de

noviembre (con 2 meses de extensin adicional). El23 de diciembre se abrieron las ofertas con el resul-tado de Afex Global (bloque 2), OG Engineering, SA(bloque 3, 2, 1), Oranto Petroleum (bloques 3, 6) yOvert Energy (bloques 6, 3, 8). Para el resto de blo-ques no hubo oferta. A fecha de redaccin de esteartculo no se conoce el resultado del proceso.

BOLETN ECONMICO DE ICE N 301134Colabora

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