A pesar de la aceleración de la transición energética, el petróleo y el gas seguirán siendo fundamentales en la combinación energética mundial en un futuro previsible, ya que las principales fuentes de hidrocarburos siguen satisfaciendo la demanda mundial de energía primaria, que se prevé que supere los 650 exajulios (EJ) en los próximos años. Rystad Energy estima que, para 2030, más del 75% de la demanda total se cubrirá con combustibles fósiles, con el consiguiente aumento de las emisiones.

Una parte importante de estas emisiones procederá de las actividades previas, en particular la extracción de hidrocarburos y la quema de gas. Aproximadamente tres cuartas partes de estas emisiones estarán relacionadas con el proceso de extracción de hidrocarburos, mientras que la cuarta parte restante procederá de la quema de gas. Se prevé que en los próximos años estas emisiones supondrán unos 1.100 millones de toneladas anuales de dióxido de carbono equivalente (CO2e).

Esto subraya la importancia continua de los hidrocarburos, al tiempo que pone de relieve la necesidad de que las empresas de petróleo y gas construyan carteras sostenibles y reduzcan sus emisiones de Alcance 1 y Alcance 2 para cumplir los objetivos a medio y largo plazo. A medida que las organizaciones de exploración y producción trabajan para transformarse en actores energéticos integrados y descarbonizar sus operaciones, es crucial no sólo alcanzar los objetivos de transición, sino también minimizar la huella de carbono de las actividades de exploración y producción, ya que la extracción de estos recursos representa más de 800 millones de toneladas de CO2e cada año.

Cuencas energéticas premium

A medida que los inversores y los gobiernos intensifican su atención a los objetivos de reducción del carbono, la identificación de cuencas que puedan ayudar a reducir el impacto global de las emisiones es cada vez más importante. Las cuencas energéticas premium (PEB) -término acuñado por Rystad Energy- son especialmente valiosas porque son ricas en reservas de hidrocarburos y ofrecen potencial para integrar fuentes de energía bajas en carbono. Como tales, constituyen una plataforma ideal para afrontar los retos de las emisiones al combinar volúmenes sustanciales de hidrocarburos con oportunidades para incorporar soluciones de bajas emisiones de carbono con el fin de reducir las emisiones totales.

“Unas pocas cuencas tienen el potencial para que los actores del upstream se descarbonicen sin dejar de satisfacer la demanda de petróleo y gas. Sin embargo, la carrera hacia la descarbonización depende de tres factores cruciales: acelerar la inversión, superar los retos geográficos y modificar las infraestructuras existentes. Estos cambios son esenciales para liberar todo el potencial de estas cuencas y para que los actores del upstream alcancen sus objetivos de descarbonización”, dice Palzor Shenga, vicepresidente de Investigación Upstream de Rystad Energy

Tras analizar los PEB en función de su disponibilidad de recursos de hidrocarburos remanentes, el coste de desarrollo, las emisiones y la disponibilidad de nuevas fuentes de energía, como la eólica y la solar, junto con su idoneidad para el almacenamiento de carbono, las cuencas de Arabia Central y Rub Al Khali destacan como cuencas eficientes en carbono y ricas en recursos con un potencial significativo. Estas cuencas de Oriente Medio están a la vanguardia de los PEB y desempeñan un papel fundamental en los volúmenes convencionales descubiertos a nivel mundial, especialmente a medida que los descubrimientos globales disminuyen y la actividad de exploración alcanza su punto máximo. Por otra parte, estas cuencas también tienen un alto potencial renovable, ya que ambas ofrecen más de 6,2 gigavatios (GW) combinados de capacidad solar instalada y futura.

Desde 2015, estas cuencas han aportado aproximadamente 40.000 millones de barriles equivalentes de petróleo (boe) en volúmenes recién descubiertos, repartidos equitativamente entre líquidos y gas. El delta del Nilo egipcio, impulsado por el gigantesco descubrimiento de gas Zohr de Eni en el mar Mediterráneo, ocupa el tercer lugar con unos 5.000 millones de bpe descubiertos durante este periodo, seguido por las cuencas estadounidenses de aguas profundas del Golfo (3.700 millones de bpe) y las de Asia Central Amu-Darya (3.600 millones de bpe).

Con unos gastos de capital combinados de 638.000 millones de dólares, las cuencas de Rub Al Khali, las aguas profundas del Golfo de EEUU y las de Arabia Central han sido las que más han invertido en nuevas explotaciones desde el año 2000. Debido a los enormes volúmenes descubiertos, el coste unitario de desarrollo en las dos cuencas de Oriente Medio ha sido inferior a 2 dólares por bpe.

Por el contrario, el menor tamaño medio de los recursos en la cuenca estadounidense del Golfo, exclusivamente offshore, ha elevado los costes de explotación a más de 9 dólares por bpe, y sólo la cuenca de Viking Graben (11 dólares por bpe), en el noroeste de Europa, tiene un coste de explotación más elevado. También se han realizado importantes inversiones en el desarrollo de recursos en la cuenca de Santos, en Brasil (153.000 millones de dólares), y en la cuenca de North Carnarvon, en Australia (140.000 millones de dólares).

Varios PEB ofrecen un gran potencial para el almacenamiento de carbono, sobre todo en yacimientos de petróleo y gas abandonados o en fase avanzada de explotación, aptos para la recuperación mejorada de petróleo o el almacenamiento permanente. Estas cuencas se utilizan cada vez más para la captura y almacenamiento de carbono debido a sus propiedades geológicas. Los acuíferos salinos profundos son especialmente prometedores, y la cuenca de aguas profundas del Golfo de EEUU lidera el potencial de almacenamiento de CO2 de los PEB, con 750 gigatoneladas de capacidad de acuíferos salinos.

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