Nueva ola de proyectos de gas en aguas profundas del Sudeste Asiático

El Sudeste Asiático está entrando en una segunda ola crítica de desarrollo de gas en aguas profundas, orientada a explotar 28 billones de pies cúbicos de recursos en Indonesia, Malasia y Brunéi. Sin embargo, sacar adelante estos proyectos no será sencillo. Los modelos de Wood Mackenzie sugieren que estos proyectos presentan una economía frágil, y muchos ofrecen tasas internas de retorno (TIR) inferiores al 15%. Como resultado, los operadores disponen de un margen muy reducido para cometer errores de ejecución mientras intentan desplegar más de 20.000 millones de dólares en nueva infraestructura y suministro antes de 2030, según estimaciones de Wood Mackenzie.

“El rápido agotamiento de los campos de gas terrestres y de aguas poco profundas del Sudeste Asiático obliga a centrarse en recursos de aguas profundas que antes se consideraban demasiado arriesgados y costosos”, afirmó Munish Kumar, analista sénior de investigación upstream en Wood Mackenzie. “La primera ola de proyectos de gas en aguas profundas de Asia, entre 2008 y 2017, demostró la viabilidad comercial del concepto en nuevos países como India, China y Malasia. Pero desde entonces, la actividad ha sido esporádica debido a diversos desafíos comerciales, regulatorios y geológicos. Ahora estamos entrando en una nueva fase: el momento ‘Deepwater 2.0’ de Asia”.

Deepwater 2.0: un impulso oportuno para la seguridad energética

Según Wood Mackenzie, la producción de gas offshore no asociado de Indonesia ha caído más de un 12% desde su pico de 2018, mientras que Brunéi necesitará 500 millones de pies cúbicos diarios de nuevo suministro de gas después de 2030 para mantener su producción de GNL. Se prevé que Malasia obtenga el 20% de su producción de gas de proyectos en aguas profundas para 2027.

Esta segunda ola apunta a unos 28 billones de pies cúbicos, equivalentes a 5.000 millones de barriles de petróleo equivalente, mediante seis grandes desarrollos, señaló Wood Mackenzie. Entre los proyectos clave se encuentran North Ganal, Rapak y Ganal en la cuenca de Kutei (Indonesia); South Andaman (Tangkulo y Layaran) en el norte de Sumatra; Kelidang en Brunéi, y Rosmari-Majoram en Malasia. El gasto total de capital combinado en estos desarrollos superará los 20.000 millones de dólares a precios de 2026. “Estos proyectos proporcionarán un suministro crítico de gas tanto a los mercados nacionales como a las plantas exportadoras de GNL, sustituyendo la producción heredada en declive”, indicó Kumar.

El grupo de operadores es diverso e incluye grandes compañías como Eni y Shell, empresas nacionales como PETRONAS y nuevos actores medianos en aguas profundas como Mubadala. Eni está desarrollando simultáneamente tres hubs separados en aguas profundas en la cuenca de Kutei, incluido el proyecto North Ganal. Las oportunidades actuales de farm-down de Eni en la cuenca de Kutei y de Harbour Energy en el norte de Sumatra también ofrecen puntos de entrada para compañías que buscan activos de crecimiento en aguas profundas.

Una economía frágil exige una ejecución impecable

El análisis de Wood Mackenzie muestra que la mayoría de los proyectos se sitúan alrededor de un umbral de TIR del 15% bajo supuestos base, significativamente inferior al de desarrollos en aguas profundas en otras cuencas globales. El análisis de sensibilidad demuestra lo estrechos que son los márgenes: un aumento del 20% en el gasto de capital o una reducción del 20% en el precio del gas o en los volúmenes de producción reduce el valor actual neto en aproximadamente un 150%. Un retraso de tres años en el proyecto provoca una pérdida inmediata del 50% de su valor.

“Sin mecanismos fiscales progresivos que permitan compartir riesgos, prácticamente no existe margen para fallos de ejecución, por lo que cualquier retraso o sobrecoste amenaza directamente la viabilidad del proyecto”, afirmó Kumar. “Además, una cadena de suministro global gravemente tensionada añade presión a la ejecución, mientras el conflicto en Oriente Medio impulsa la inflación de costes y amplía los plazos de entrega de equipos submarinos”.

Estrategias aceleradas frente a obstáculos en la cadena de suministro

Para superar los históricamente lentos plazos de ejecución del Sudeste Asiático, los operadores están implementando estrategias de entrega acelerada. Eni aspira a alcanzar el primer gas en Geng North apenas cinco años después del descubrimiento, mientras que Mubadala sigue una estrategia por fases en el norte de Sumatra: primero abastecer el mercado local mediante Tangkulo y posteriormente finalizar el desarrollo de mayor escala de Layaran.

La autosuficiencia regional se vuelve cada vez más urgente mientras persisten los conflictos entre Rusia y Ucrania y en Oriente Medio, situando al gas en aguas profundas como un componente central de la seguridad energética del Sudeste Asiático, más que como una frontera de exploración de alto riesgo.

La capacidad de los proyectos actuales para cumplir con lo prometido será observada con atención por la industria; la fragilidad económica de Deepwater 2.0 implica que los márgenes de error son muy reducidos. Los próximos cinco años determinarán si la región puede llevar a cabo estos proyectos de manera oportuna, rentable y comercialmente exitosa.