La transición energética requerirá petróleo y gas durante las próximas décadas, pero el suministro de barriles “aventajados” de bajo coste y bajas emisiones de carbono sigue siendo escaso, lo que amenaza los objetivos de emisiones y obliga a los proveedores de exploración y producción a pivotar hacia nuevas estrategias, según “Scraping the Barrel“, un nuevo análisis de Horizons de Wood Mackenzie.
El análisis de Wood Mackenzie concluye que, en términos de oferta global, los recursos totales descubiertos y prospectivos de petróleo y gas son más del doble de la demanda prevista para 2050. Sin embargo, los recursos verdaderamente ventajosos, con bajo umbral de rentabilidad (resistencia a los precios bajos) y emisiones (sostenibilidad en términos de alcance 1 y 2) son cualquier cosa menos abundantes.
Escasa rentabilidad
La mayoría de los yacimientos desarrollados tienen poco que ofrecer y sólo el 28% de los recursos de los yacimientos comerciales no desarrollados, unos 49.000 millones de barriles equivalentes (boe), son ventajosos en términos de breakeven por debajo de 30 dólares Brent con una intensidad de emisiones inferior a 20 kgCO2e/boe.
Según Andrew Latham, vicepresidente de Investigación Energética de Wood Mackenzie Upstream, “vemos suficientes recursos ventajosos para satisfacer sólo la mitad de nuestra previsión de base de demanda de petróleo y gas hasta 2050”. “Incluso nuestro escenario de demanda AET-1,5 mucho más bajo -que establece lo que se necesita para alcanzar los objetivos más ambiciosos del Acuerdo de París manteniendo las emisiones dentro de 1,5 °C respecto a los niveles preindustriales y alcanzando el cero neto global en 2050- requerirá algún suministro desfavorecido”.
Según las Perspectivas de Transición Energética (ETO) de base de Wood Mackenzie, la demanda de petróleo alcanza su punto máximo en 2030, antes de descender lentamente hasta los 94 millones de barriles diarios (b/d) en 2050. El AET 1.5 requiere 20 millones de b/d menos que el ETO en 2035, pero seguirá siendo de 33 millones de b/d en 2050. En el escenario ETO, la demanda de gas será de 88 millones de b/d en 2050, un 12% superior a la actual. En el escenario AET-1.5, la demanda de gas en 2050 descenderá a 59 millones de bpe/d.
Los recursos descubiertos y prospectivos superan los escenarios de demanda
La nueva exploración, las tecnologías de descarbonización y los biocombustibles aportan cierto alivio
Con pocos recursos aprovechados en yacimientos abandonados y no explotados, la exploración podría desempeñar un papel clave en la localización y el aumento de este suministro.
La industria descubrió 228.000 millones de boe en nuevos yacimientos entre 2012 y 2021, con una intensidad media de emisiones de 16 kgCO2e/boe, frente a la media mundial actual de 23 kgCO2e/boe (19 kgCO2e/boe para los yacimientos sin explotar). Y con un coste medio ponderado de suministro en términos de precio Brent de tan sólo 33 dólares por barril.
Latham añadió: “Esperamos que la exploración de alto impacto sea una fuente importante de nuevos recursos mientras la demanda se mantenga en nuestra trayectoria ETO o cerca de ella. Los últimos resultados sugieren una aportación de entre 5.000 y 10.000 millones de barriles de petróleo nuevos al año. La mayor parte se hallará en las supercuencas energéticas. La exploración a esta escala en las próximas dos décadas añadirá un suministro de petróleo y gas de unos 10-15 millones de bpe al día para 2050”.
Las tecnologías de descarbonización y los biocombustibles podrían desempeñar un papel aún mayor. El gasóleo y los combustibles de aviación de origen vegetal podrían emitir un 80% menos de carbono que los productos derivados del crudo que dominan el mercado petrolero actual. Según Wood Mackenzie, en 2050 será posible producir hasta 20 millones de barriles diarios.
“Se trata realmente de una llamada de atención para el sector y para las perspectivas generales de transición energética”, afirma Latham. “Se trata de vías que ayudan a aliviar las presiones del suministro aventajado, pero sin duda va a ser una lucha cuesta arriba”.
Yacimientos comerciales sin explotar
Fuente: Wood Mackenzie Lens. Incluye yacimientos cuyo desarrollo está aprobado o justificado y yacimientos económicamente viables. El tamaño de la burbuja representa las reservas del yacimiento, con la burbuja más grande = 11.400 millones de bpe. La intensidad de las emisiones es la media de Scope 1 y 2 a lo largo de la vida del yacimiento. El umbral de rentabilidad es el precio Brent necesario para alcanzar una tasa interna de rendimiento del 10%. Incluye yacimientos independientes y grupos de yacimientos. Excluye los yacimientos secundarios no desarrollados dentro de grupos de yacimientos parcialmente desarrollados.
Un camino difícil para el sector upstream
Aunque estas estrategias pueden ser útiles, a las empresas les resultará mucho más difícil encontrar y producir los barriles aventajados necesarios para satisfacer la demanda básica de ETO.
Latham concluye que sería muy difícil que los recursos aventajados cubrieran por sí solos toda la demanda de petróleo y gas de la OET: “Estamos entrando en un periodo interesante en la industria upstream. Algunas empresas se replegarán y esperarán que disminuya la competencia en el sector. Sin embargo, muchas podrían iniciar o acelerar su salida del sector para dedicarse a las energías bajas en carbono y a las renovables. Si este es el caso, la seguridad del suministro puede verse amenazada y, por desgracia, es posible que veamos a las empresas recurrir a recursos desfavorecidos para satisfacer la demanda”.