PALZOR SHENGA Y KARTIK SELVARAJU

A pesar de la aceleración de la transición energética, el petróleo y el gas seguirán siendo fundamentales en la matriz energética mundial en el 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, lo que provocará un aumento de las emisiones. Una parte importante de estas emisiones se originará en actividades upstream, en particular la extracción de hidrocarburos y la quema de gas.

Aproximadamente tres cuartas partes de estas emisiones estarán vinculadas al proceso de extracción de hidrocarburos, mientras que la cuarta parte restante se deberá a la quema de gas. Se espera que esto contribuya a unos 1.100 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) al año durante los próximos años.

Esto subraya la importancia que siguen teniendo los hidrocarburos, al tiempo que destaca la necesidad de que las empresas de petróleo y gas creen carteras sostenibles y reduzcan sus emisiones de alcance 1 y 2 para cumplir con los objetivos a mediano y largo plazo.

A medida que las organizaciones upstream trabajan para transformarse en actores energéticos integrados y descarbonizar sus operaciones, es crucial no solo alcanzar los objetivos de transición, sino también minimizar la huella de carbono de las actividades upstream, ya que la extracción de estos recursos representa más de 800 millones de toneladas de CO2e cada año.

A medida que los inversores y los gobiernos intensifican su atención a los objetivos de reducción de carbono, la identificación de cuencas que puedan ayudar a reducir el impacto general de las emisiones cobra cada vez mayor importancia.

Las cuencas energéticas premium (PEB), un término acuñado por Rystad Energy, son particularmente valiosas porque son ricas en reservas de hidrocarburos y ofrecen potencial para integrar fuentes de energía con bajas emisiones de carbono.

Como tal, brindan una plataforma ideal para abordar los desafíos de las emisiones al combinar volúmenes sustanciales de hidrocarburos con oportunidades para incorporar soluciones con bajas emisiones de carbono para reducir las emisiones generales.

"Unas pocas cuencas seleccionadas ofrecen el potencial para que los actores del sector upstream se descarbonicen y, al mismo tiempo, sigan satisfaciendo la demanda de petróleo y gas. Sin embargo, la carrera por la descarbonización depende de tres factores cruciales: acelerar la inversión, superar los desafíos geográficos y modificar la infraestructura existente", dijo Palzor Shenga, vicepresidente, investigación upstream de Rystad Energy

"Estos cambios son esenciales para liberar todo el potencial de estas cuencas y para que los actores del sector upstream alcancen sus objetivos de descarbonización", agregó Shenga.

Tras analizar las cuencas de petróleo y gas en función de la disponibilidad de recursos de hidrocarburos restantes, 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 se destacan como cuencas ricas en recursos y eficientes en carbono con un potencial significativo.

Estas cuencas de Oriente Medio están a la vanguardia de las cuencas de petróleo y gas y desempeñan un papel fundamental en los volúmenes de descubrimientos convencionales a nivel mundial, especialmente a medida que los descubrimientos mundiales disminuyen y la actividad de exploración alcanza su pico.

Por otra parte, estas cuencas también tienen una puntuación alta en términos de 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, divididos equitativamente entre líquidos y gas.

El delta del Nilo en Egipto, impulsado por el gigantesco descubrimiento de gas Zohr de Eni en el mar Mediterráneo, ocupa el tercer lugar con alrededor de 5.000 millones de boe descubiertos durante este período, seguido por las cuencas de aguas profundas del Golfo de Estados Unidos (3.700 millones de boe) y Amu-Darya en Asia central (3.600 millones de boe).

Con un gasto de capital combinado de US$ 638.000 millones, las cuencas Rub Al Khali, US Gulf Deepwater y Central Arabian han sido escenario de las mayores inversiones en proyectos nuevos desde el año 2000. Debido a los grandes volúmenes descubiertos, el coste unitario de explotación en las dos cuencas de Oriente Próximo ha sido inferior a US$ 2 por barril de petróleo equivalente.

Por el contrario, el menor tamaño medio de los recursos en la cuenca US Gulf Deepwater, exclusivamente marina, ha elevado los costes de explotación a más de US$ 9 por barril de petróleo equivalente, y sólo la cuenca Viking Graben (US$ 11 por barril de petróleo equivalente) en el noroeste de Europa tiene un coste de explotación superior. También se han realizado importantes inversiones en la explotación de recursos en la cuenca Santos de Brasil (US$ 153.000 millones) y la cuenca North Carnarvon de Australia (US$ 140.000 millones).

Varias cuencas de captación de carbono ofrecen un potencial significativo para el almacenamiento de carbono, en particular en yacimientos de petróleo y gas abandonados o en fase terminal, que son adecuados para la recuperación mejorada de petróleo o el almacenamiento permanente.

Estas cuencas se utilizan cada vez más para la captura y el almacenamiento de carbono debido a sus propiedades geológicas.

Los acuíferos salinos profundos son especialmente prometedores, y la cuenca de aguas profundas del Golfo de Estados Unidos es la principal cuenca de captación de carbono en cuanto a potencial de almacenamiento de CO2, con una capacidad de acuífero salino de 750 gigatoneladas.