La producción de gas de Arabia Saudí está pasando del gas asociado, ligado al petróleo, hacia un suministro específico de gas no asociado y no convencional liderado por Saudi Aramco y la cuenca de Jafurah. La estrategia respalda la generación eléctrica interna, la materia prima petroquímica, la desalinización y la demanda industrial, a la vez que ayuda a la Visión 2030 a reducir la quema directa de petróleo en el sistema energético del Reino.
Reservas y producción
Arabia Saudí posee las sextas mayores reservas probadas de gas natural del mundo, estimadas en más de doscientos billones de pies cúbicos. La producción de gas ha crecido de forma sostenida, aunque el Reino sigue siendo un consumidor neto de gas: la demanda interna absorbe toda la producción y obliga a importar gas mediante gasoductos y, potencialmente, infraestructura de GNL.
La producción de gas se reparte entre el gas asociado, que se obtiene como subproducto de la extracción de crudo, y el gas no asociado, que procede de yacimientos de gas específicos. La producción de gas asociado está ligada a los niveles de producción de petróleo y, por tanto, condicionada por los acuerdos de producción de la OPEP+. La producción de gas no asociado, independiente de las decisiones sobre el volumen de petróleo, ha sido el foco de la inversión en desarrollo, concebida para desvincular el suministro de gas de la gestión de la producción de petróleo.
Cuenca de Jafurah
La cuenca de Jafurah, situada en la Provincia Oriental, representa el proyecto de desarrollo de gas más importante de la cartera actual de Arabia Saudí. Aramco desarrolla el yacimiento de gas no convencional de Jafurah, del que se espera que produzca volúmenes sustanciales de gas comercial, etano y líquidos de gas natural. El desarrollo del yacimiento implica técnicas de fracturación hidráulica y perforación horizontal aplicadas a gran escala sobre una formación gasífera que se extiende por una amplia zona geográfica.
El desarrollo de Jafurah es central para múltiples objetivos de la Visión 2030. La producción de gas alimentará a la industria petroquímica con más materia prima de etano y reducirá la competencia por los suministros existentes. Los líquidos de gas natural, incluidos el propano y el butano, respaldarán la industria química y las exportaciones del Reino. El proyecto generará además gas para la producción eléctrica, lo que permitirá desplazar el crudo y el fuelóleo pesado que hoy se consumen en la generación de electricidad.
Gas no convencional
Más allá de Jafurah, Saudi Aramco explora recursos de gas no convencional en otras formaciones geológicas, incluidos los yacimientos de gas compacto (tight gas) del Rub al-Jali (el Cuarto Vacío) y otras cuencas. La aplicación de las tecnologías de extracción de gas de esquisto a las formaciones geológicas saudíes se encuentra en distintas fases de exploración y evaluación: los retos técnicos de las operaciones en el desierto y las características geológicas específicas de las formaciones saudíes exigen adaptar las técnicas desarrolladas en las cuencas de esquisto de Norteamérica.
Sistema Maestro de Gas
El Sistema Maestro de Gas (MGS) es la infraestructura de gasoductos que transporta el gas natural desde los yacimientos de producción hasta las plantas de procesamiento y los consumidores finales de todo el Reino. Desarrollado originalmente en las décadas de 1970 y 1980 para captar el gas asociado que antes se quemaba en antorcha, el MGS se ha ampliado de forma progresiva para acomodar el aumento de la producción y las necesidades de distribución. Las fases de ampliación han añadido capacidad y extendido la red para dar servicio a nuevas ciudades industriales, centrales eléctricas y plantas desalinizadoras.
Las plantas de procesamiento de gas, operadas por Saudi Aramco, separan el gas natural bruto en gas comercial (metano), etano (para materia prima petroquímica) y líquidos de gas natural (para uso interno y exportación). La infraestructura de procesamiento se concentra en la Provincia Oriental, pero incluye instalaciones en otras regiones para atender a centros de demanda distribuidos.
Demanda interna
La demanda interna de gas se ve impulsada por la generación eléctrica, la desalinización, la producción petroquímica y las necesidades energéticas de la industria. El rápido crecimiento de la economía saudí en el marco de la Visión 2030, unido a la expansión demográfica y la urbanización, ha aumentado la demanda de electricidad a un ritmo que exige incorporaciones continuas de capacidad. Se prevé que la generación eléctrica a partir de gas gane peso en el mix eléctrico, complementada con energías renovables, y desplace la combustión directa de crudo que históricamente representó una parte significativa de la generación eléctrica.
La reforma de los precios internos del gas, que históricamente se mantuvieron muy por debajo de las referencias internacionales, es un ámbito de política con implicaciones importantes tanto para la economía del desarrollo del gas como para la competitividad de la industria de transformación. El ajuste gradual de los precios respalda la inversión en exploración y producción de gas, a la vez que obliga a los consumidores de las fases de transformación a mejorar su eficiencia energética.
Comercio internacional de gas
Arabia Saudí no exporta gas natural en la actualidad, una distinción notable para un país con su dotación energética. Toda la producción interna de gas se consume dentro del país, y el Reino ha estudiado opciones de importación de GNL para complementar el suministro interno en los periodos de máxima demanda. El desarrollo de Jafurah y otros recursos de gas busca reducir esta brecha entre oferta y demanda, aunque la posibilidad de que Arabia Saudí llegue a exportar GNL sigue siendo un escenario a más largo plazo.
Retos
Entre los retos del desarrollo del gas figuran la intensidad de capital de la extracción de gas no convencional, las necesidades de agua de la fracturación hidráulica en un entorno árido, la complejidad técnica de desarrollar yacimientos compactos y no convencionales, y la necesidad de gestionar la economía del desarrollo del gas bajo regímenes de precios regulados que pueden no ofrecer una rentabilidad plenamente de mercado. La coordinación del desarrollo del gas con el despliegue de energías renovables y la gestión de la producción de petróleo exige una planificación energética integrada en múltiples horizontes temporales.