Las reservas de gas natural de Arabia Saudí se sitúan en torno a los 333,8 billones de pies cúbicos (TCF), el sexto mayor volumen del mundo, por detrás de Rusia, Irán, Catar, Estados Unidos y Turkmenistán. Pese a esta amplia base de recursos, el Reino ha sido históricamente un importador neto de gas, ya que la demanda interna, las limitaciones del gas asociado y los desafíos del desarrollo no convencional han restringido el suministro disponible. El yacimiento de gas de Jafurah es la pieza central de la estrategia saudí para ampliar el gas no asociado, desplazar al petróleo en la generación eléctrica y, potencialmente, convertirse en exportador neto de gas.
Composición de las reservas
Las reservas de gas de Arabia Saudí se clasifican en dos categorías. El gas asociado, producido junto al crudo, ha sido durante décadas la principal fuente de suministro interno de gas. El gas no asociado, presente en yacimientos independientes, representa la oportunidad de crecimiento. Alrededor del 60 % de las reservas de gas del Reino están asociadas a la producción de petróleo, lo que significa que la producción de gas ha estado históricamente ligada —y condicionada— a las decisiones sobre producción de crudo.
El problema de depender del gas asociado es que los niveles de producción los dictan los objetivos de producción de petróleo de la OPEP+ y no la demanda interna de gas. Cuando Arabia Saudí recorta la producción de crudo, la producción de gas asociado también cae, lo que puede provocar escaseces internas de gas incluso en presencia de reservas abundantes.
La cuenca de Jafurah
El yacimiento de gas no convencional de Jafurah, situado en la Provincia Oriental, al sur de Ghawar, es el desarrollo gasístico más importante de la historia de Arabia Saudí. Con una extensión de unos 17.000 kilómetros cuadrados, Jafurah alberga unos 200 TCF de recursos de gas estimados, lo que lo convierte en una de las mayores acumulaciones de gas no convencional del mundo.
Saudi Aramco puso en marcha el programa de desarrollo de Jafurah con planes de alcanzar una producción de 2.000 millones de pies cúbicos estándar diarios en 2027, que escalará hasta los 3.500 millones de pies cúbicos diarios en 2030. En pleno desarrollo, Jafurah podría abastecer por sí solo aproximadamente un tercio de las necesidades totales de gas del Reino.
El campo produce tanto gas bruto como cantidades significativas de líquidos de gas natural (LGN) y condensado, que aportan valor económico más allá del propio gas. La producción de LGN alimentará la industria petroquímica del Reino, creando una cadena de valor integrada desde la boca del pozo hasta los productos manufacturados.
Demanda interna de gas
La demanda interna de gas de Arabia Saudí ha crecido de forma sostenida, impulsada por la generación eléctrica, la materia prima petroquímica, la desalación y el consumo industrial. El consumo interno total de gas supera los 10.000 millones de pies cúbicos estándar diarios, lo que sitúa al Reino entre los mayores consumidores de gas de Oriente Medio.
Un motor clave del crecimiento de la demanda de gas ha sido la política del Gobierno de desplazar los combustibles líquidos (crudo y fueloil) de la generación eléctrica en favor del gas, liberando más crudo para la exportación y reduciendo la intensidad de carbono del sector eléctrico. La expansión de la industria petroquímica a través de SABIC, Saudi Aramco y diversas empresas conjuntas también ha aumentado la demanda de gas como materia prima.
Precios del gas y estructura del mercado
Arabia Saudí no exporta gas natural y mantiene un precio interno regulado que se ha situado históricamente por debajo de los niveles del mercado internacional. El precio interno del metano ronda los 1,25 dólares por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu), muy por debajo de la media mundial. Este precio subvencionado favorece la competitividad de la industria petroquímica y mantiene bajos los costes de la electricidad.
El etano, empleado como materia prima petroquímica, tiene un precio de 1,75 dólares por MMBtu. Estos precios regulados, si bien respaldan la competitividad industrial, también han limitado el incentivo económico para desarrollar nuevo gas, lo que ha contribuido a la lentitud de los proyectos de gas no asociado antes de la iniciativa de Jafurah.
Potencial de exportación de GNL
Arabia Saudí ha manifestado su interés en convertirse en exportador de GNL, un giro estratégico notable respecto de su posición histórica como economía deficitaria en gas. Si la producción de Jafurah y otros desarrollos gasísticos avanzan según lo previsto, el Reino podría disponer de excedentes de gas para exportar a finales de la década de 2020 o principios de la de 2030.
La posible entrada de Arabia Saudí en el mercado de exportación de GNL incorporaría un nuevo gran proveedor al comercio mundial de gas y dotaría al Reino de una fuente de ingresos por hidrocarburos diversificada más allá del crudo. No obstante, el calendario depende del ritmo del desarrollo interno del gas, de la trayectoria de la demanda nacional y de las decisiones comerciales sobre la inversión en infraestructura de GNL.
Otros desarrollos gasísticos
Más allá de Jafurah, Aramco desarrolla otros varios recursos de gas. El programa de gas del sur de Ghawar se centra en los yacimientos de gas de baja permeabilidad (tight gas) situados bajo la sección meridional del campo petrolífero de Ghawar. Los proyectos de compresión de gas de Haradh y Hawiyah mantienen e incrementan la producción de campos de gas ya existentes. La exploración de la cuenca del mar Rojo ha identificado posibles recursos de gas, aunque siguen en una fase inicial de exploración.
Importancia estratégica
El desarrollo del gas cumple múltiples objetivos estratégicos en el marco de la Visión 2030. Reduce el consumo interno de crudo para generación eléctrica, liberando aproximadamente 1 millón de barriles diarios para la exportación o la reserva estratégica. Aporta materia prima a la creciente industria petroquímica, respaldando la diversificación industrial. Reduce la intensidad de carbono del mix energético, en apoyo del compromiso del Reino de alcanzar cero emisiones netas para 2060. Y, potencialmente, genera una nueva fuente de ingresos por exportación mediante la venta de GNL, diversificando aún más los ingresos del Estado más allá del crudo.