Las grandes petroleras se sumergen en aguas más profundas mientras los presupuestos de exploración se mantienen planos en 2024

Los grandes productores de petróleo y gas (ExxonMobil, Shell, Chevron, BP, TotalEnergies y Eni) seguirán siendo prudentes en el gasto de exploración este año, en el que la actividad de perforación se prevé intensa. Según la investigación de Rystad Energy, estos grandes productores habrán gastado una media combinada de 7.000 millones de dólares cada año entre 2020 y 2024, un descenso considerable respecto al cuatrienio anterior, durante el cual el gasto medio total fue de 10.000 millones de dólares.

A pesar de la restricción presupuestaria, las perforaciones de frontera alimentan el optimismo de cara a un año productivo, en particular los proyectos en aguas profundas del Margen Atlántico, el Mediterráneo Oriental y Asia. El año pasado se produjo un aumento significativo de la superficie adjudicada a los principales operadores, que alcanzó los 112.000 kilómetros cuadrados, lo que supone un incremento del 20% respecto al año anterior. En particular, todos los bloques adjudicados se encontraban en alta mar, con un 39% en el segmento de plataforma, un 28% en aguas profundas y el 33% restante en aguas ultraprofundas.

La tendencia indica una inclinación significativa hacia aguas más profundas, con más de la mitad de los bloques adjudicados en aguas profundas o ultraprofundas. Este enfoque se refleja en la actividad de exploración global, y los analistas de Rystad Energy predicen aproximadamente 50 pozos exploratorios más en aguas profundas y ultraprofundas este año en comparación con 2023. Aproximadamente el 27% de todos los pozos de exploración en alta mar perforados el año pasado fueron en aguas profundas/ultraprofundas, mientras que este año esperamos que la proporción de este tipo de pozos aumente a alrededor del 35%.

“A medida que las grandes petroleras se aprietan el cinturón financiero, se aventuran con cautela en aguas más profundas y reevalúan sus planteamientos de exploración de frontera. Aunque prevemos que valorarán y madurarán sus zonas fronterizas, también esperamos que sigan centrándose en territorio conocido: regiones con experiencia establecida e infraestructuras existentes que ofrecen una monetización más rápida con menores riesgos”, dice Santosh Kumar Budankayala, analista senior de Rystad Energy

Los descubrimientos convencionales se desplomaron en 2023, y las grandes petroleras alcanzaron la triste cifra de 1.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe), rompiendo la tendencia de recuperación posterior a 2020 y representando un marcado descenso del 68% respecto a los 3.000 millones de boe de 2022. En particular, las cuencas fronterizas, que aportaron el 45% de los descubrimientos en 2022, sólo representaron el 20% el año pasado.

Ante la disminución de los descubrimientos, el futuro de la exploración de petróleo y gas pasa probablemente por aventurarse más allá de lo conocido. Las cuencas fronterizas y poco exploradas, repletas de potencial oculto, ofrecen la promesa de importantes recursos sin explotar. A diferencia de las cuencas maduras, en las que la exploración produce hallazgos más pequeños y dispersos, estas nuevas zonas encierran el atractivo de grandes perspectivas geográficamente concentradas.

Las grandes empresas reconocen la importancia de la prospección en las fronteras, aunque reconocen que los descubrimientos en las cuencas maduras tardan poco tiempo en ponerse en marcha. En las dos últimas décadas, la exploración fronteriza ha cosechado éxitos notables, como el descubrimiento de gas en el Área 1/Area 4 frente a las costas de Mozambique entre 2010 y 2013, los hallazgos de gas frente a las costas de Mauritania y Senegal entre 2015 y 2017, el descubrimiento de petróleo de Liza en Guyana en 2015 y, más recientemente, el yacimiento de gas de Sakarya en el sector turco del Mar Negro en 2020.

Además, descubrimientos como Brulpadda y Luiperd en Sudáfrica en 2019 y 2020 y Venus y Graff en Namibia, ambos en 2022, han propiciado la apertura de nuevos yacimientos de hidrocarburos.

Una parte significativa de la superficie adjudicada en cuencas fronterizas el año pasado se situó en Uruguay, donde Shell se hizo con la mayor parte, con 42.000 kilómetros cuadrados. Más del 50% de la superficie adjudicada a Shell procedía de territorio uruguayo. Ello contrasta con la concentración histórica de las grandes petroleras en yacimientos maduros, lo que sugiere un cambio potencialmente significativo en la estrategia de exploración de Shell. Aunque Uruguay representó casi la mitad del total de adjudicaciones de cuencas fronterizas en 2023, sigue siendo una anomalía, ya que los principales actores en general se mantienen cautelosos en 2024.

Shell sigue siendo un actor clave en la exploración y producción en aguas profundas, con importantes proyectos programados para este año, especialmente en el Sudeste Asiático, África y América. Actualmente, Shell está perforando la prospección ultraprofunda Pekaka en el Bloque SB 2W frente a las costas de Sabah, Malasia Oriental. Esta prospección comparte similitudes con el descubrimiento de 2022 de Tepat en el Bloque M de aguas profundas y tiene un gran potencial de descubrimiento de gas condensado, en consonancia con la estrategia de Shell en Malasia, centrada en el gas.

Tras Pekaka, Shell proseguirá la exploración en aguas ultraprofundas en el Bloque SB X con la prospección de Bijak. Shell se hizo con estos bloques en la ronda de licitaciones de Malasia de 2021. Además, se prevén perforaciones exploratorias en la región de Sarawak, en Malasia Oriental. Shell también prosigue sus actividades de evaluación en aguas de Namibia para comprobar el alcance de sus importantes descubrimientos, incluido Graff.

BP también tiene planes de exploración en aguas profundas en África y América. La empresa tiene previsto perforar varios pozos en Egipto, incluida la perforación de evaluación en el yacimiento de gas y condensado de Raven, así como la perforación exploratoria en la concesión marítima de King Mariout, en el Mediterráneo Occidental. El pozo Pau-Brasil de BP es su primer pozo operado en la cuenca de Santos, frente a Brasil, con lo que amplía su presencia más allá de la cuenca de Campos, donde hasta ahora no operaba en colaboración con Petrobras.****

Chevron y Shell colaboran en los planes de perforación frente a las costas de Surinam, en el bloque 42, que contiene el yacimiento de carbonatos Walker. Un descubrimiento en este bloque tiene el potencial de catalizar nuevos esfuerzos de exploración en Surinam, añadiéndose a la floreciente cuenca sudamericana de reservas de hidrocarburos. Además, Argerich-1, el primer pozo de aguas ultraprofundas de Argentina, en el que Shell tiene una participación no operativa del 30%, desempeña un papel fundamental en el éxito de la exploración en aguas profundas de la región.