Solo el 28% de los recursos en campos no desarrollados son barriles «aventajados» de bajo costo y bajo contenido de carbono, la industria upstream debe buscar exploración, descarbonización y combustibles alternativos para cumplir con los objetivos de transición energética.

La transición energética requerirá petróleo y gas durante las próximas décadas, pero el suministro de barriles «con ventajas» de bajo costo y bajo contenido de carbono sigue siendo escaso, lo que amenaza los objetivos de emisiones y hace que los proveedores de upstream giren 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 suministro general, los recursos totales de petróleo y gas descubiertos y prospectivos son más del doble de la demanda proyectada en 2050. Sin embargo, los recursos verdaderamente aventajados, con bajo punto de equilibrio (resiliencia a precios bajos) y emisiones (sostenibilidad en el alcance 1 y 2 términos) son cualquier cosa menos abundantes. La mayoría de los campos desarrollados tienen poco que ofrecer y solo el 28 % de los recursos en campos comerciales no desarrollados, aproximadamente 49 000 millones de barriles equivalentes (boe), tienen ventajas en términos de equilibrio por debajo de US$30 Brent con una intensidad de emisiones de menos de 20 kgCO 2 e / boe

“Vemos suficientes recursos ventajosos para satisfacer solo alrededor de la mitad de nuestro pronóstico de demanda de petróleo y gas de caso base para 2050”, dijo Andrew Latham, vicepresidente de Energy Research para Wood Mackenzie Upstream. “Incluso nuestro escenario de demanda AET-1.5 mucho más bajo, que establece lo que se necesita para lograr los objetivos más ambiciosos del Acuerdo de París al mantener las emisiones dentro de 1.5 °C de los niveles preindustriales y alcanzar el cero neto global para 2050, requerirá algunos oferta desfavorecida”.

Según el Energy Transition Outlook (ETO) básico de Wood Mackenzie, la demanda de petróleo alcanza su punto máximo en 2030, antes de disminuir lentamente a 94 millones de barriles por día (b/d) en 2050. El AET 1.5 requiere 20 millones de b/d menos que el ETO para 2035, pero seguirá siendo de 33 millones de b/d para 2050. Bajo el escenario ETO, la demanda de gas será de 88 millones de boe/d en 2050, un 12% más que hoy. Bajo el escenario AET-1.5, la demanda de gas en 2050 caerá a 59 millones de boe/d.

Los recursos descubiertos y prospectivos superan los escenarios de demanda

Figura 1. Los recursos descubiertos incluyen los yacimientos en explotación, los comerciales no desarrollados y los no viables. Fuente: Wood Mackenzie Lens and Exploration Service.

La exploración nueva, las tecnologías de descarbonización y los biocombustibles brindan algo de alivio

Con pocos recursos ventajosos en terrenos baldíos y campos no desarrollados, la exploración podría desempeñar un papel clave en la localización y el aumento de este suministro.

La industria descubrió 228 mil millones de boe en nuevos campos entre 2012 y 2021, con una intensidad de emisiones promedio de 16 kgCO 2 e/boe, frente al promedio mundial actual de 23 kgCO 2 e/boe (19 kgCO 2 e/boe para campos no desarrollados) . Y con un costo promedio ponderado de suministro en términos de precio Brent de solo US$33/bbl.

Latham agregó: “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 resultados recientes sugieren una contribución de alrededor de 5-10 mil millones de boe de barriles nuevos al año. La mayoría se encontrará dentro de las súper cuencas energéticas. La exploración a esta escala durante las próximas dos décadas agregará un suministro de petróleo y gas de alrededor de 10-15 millones de boe por día para 2050”.

Las tecnologías de descarbonización y los biocombustibles podrían desempeñar un papel aún mayor. Los combustibles diésel y de aviación de base biológica a partir de materias primas de origen vegetal podrían emitir un 80 % menos de carbono que los productos a base de petróleo crudo que dominan el mercado petrolero actual. Wood Mackenzie proyecta hasta 20 millones de b/d para 2050.

“Esta es realmente una llamada de atención para la industria y para la perspectiva general de la transición energética”, dijo Latham. “Estas son vías que ayudan a aliviar las presiones de oferta favorecidas, pero definitivamente va a ser una lucha cuesta arriba”.

Campos comerciales sin desarrollar

Fuente: Wood Mackenzie Lens. Incluye campos aprobados o justificados para el desarrollo y campos económicamente viables.  El tamaño de la burbuja representa las reservas de campo, con la burbuja más grande = 11 400 millones de boe.  La intensidad de las emisiones es el promedio de Alcance 1 y 2 durante la vida útil del campo.  El punto de equilibrio es el precio Brent necesario para lograr una tasa interna de retorno del 10 %. Incluye campos independientes y grupos de campos.  Excluye campos secundarios no desarrollados dentro de grupos de campos parcialmente desarrollados.

Un camino difícil para el sector upstream

Si bien estas estrategias pueden ayudar, será mucho más difícil para las empresas encontrar y producir los barriles necesarios para satisfacer la demanda básica de ETO.

Latham concluye que sería muy difícil que los recursos privilegiados por sí solos satisfagan toda la demanda de petróleo y gas de ETO: “Estamos entrando en un período interesante en la industria upstream. Algunas empresas se duplicarán y esperarán menos competencia en el sector. Sin embargo, muchos pueden comenzar o acelerar su salida del sector para buscar energías renovables y bajas en carbono. Si este es el caso, la seguridad del suministro puede verse amenazada y, lamentablemente, es posible que veamos empresas recurriendo a recursos desfavorecidos para satisfacer la demanda”.