Petróleo y gas

La guía del sector saudí del petróleo y el gas en la Visión 2030 aborda el sistema de hidrocarburos que aún financia buena parte de la transformación del Reino: Saudi Aramco, la producción upstream, el refino, el gas de Jafurah, la política de la OPEP+, la CCUS y las oportunidades de inversión en el sector petrolero. El petróleo y el gas siguen siendo la columna vertebral de la economía nacional y el principal motor que financia la diversificación de la Visión 2030, incluso mientras Arabia Saudí trabaja por maximizar el valor a largo plazo de los hidrocarburos y reducir a la vez la dependencia fiscal de los ingresos petroleros.

Panorama del sector

El fundamento de la economía saudí

El petróleo y el gas siguen siendo, por sí solos, el sector más importante de la economía saudí: aportan en torno al 49 % del PIB y proporcionan el cimiento fiscal sobre el que se construye todo el programa de transformación de la Visión 2030. Aunque la diversificación económica es el objetivo estratégico declarado, el sector de los hidrocarburos no está siendo desatendido: está siendo optimizado, ampliado en áreas selectivas y reposicionado para financiar la transición al tiempo que mantiene el papel dominante del Reino en los mercados energéticos mundiales.

Arabia Saudí posee las segundas mayores reservas probadas de crudo del mundo, estimadas en unos 259.000 millones de barriles, y mantiene una capacidad máxima de producción sostenida de aproximadamente 12 millones de barriles diarios. Los niveles reales de producción fluctúan en función de los compromisos de la OPEP+ y suelen situarse en una horquilla de 9 a 10 millones de barriles diarios. La capacidad del Reino de aumentar o reducir la producción en varios millones de barriles diarios le confiere una influencia inigualable sobre la fijación del precio mundial del petróleo, un activo estratégico que ningún programa de diversificación renunciará voluntariamente.

Saudi Aramco: la institución de referencia

Saudi Aramco no es simplemente una compañía petrolera nacional: es la empresa más rentable del planeta y la columna vertebral institucional del Estado saudí. Tras su histórica salida a bolsa en el mercado Tadawul en diciembre de 2019 —que recaudó 25.600 millones de dólares y valoró la compañía en 1,7 billones de dólares—, Aramco opera como entidad cotizada, aunque el Gobierno saudí conserva una mayoría abrumadora de la propiedad a través del Fondo de Inversiones Públicas (PIF) y de participaciones directas.

Las operaciones upstream de Aramco se definen por su escala y eficiencia. La compañía explota el yacimiento de Ghawar, el mayor campo petrolífero convencional jamás descubierto, que por sí solo produce alrededor de 3,8 millones de barriles diarios. Otros campos supergigantes, entre ellos Safaniyah (el mayor campo marino del mundo), Shaybah, Khurais y Manifa, aportan una producción diversificada a lo largo de la geografía del Reino.

La integración downstream de la compañía se ha acelerado en los últimos años. La adquisición por parte de Aramco de una participación del 70 % en SABIC en 2020 por 69.100 millones de dólares creó una de las mayores empresas integradas de energía y productos químicos del mundo. La capacidad de refino, tanto en el país como a través de empresas conjuntas internacionales en China, Corea del Sur, Japón y Estados Unidos, garantiza que el crudo saudí encuentre mercados de salida estables al tiempo que captura margen a lo largo de la cadena de valor.

Excelencia operativa y ventaja en costes

Los costes de extracción de Aramco —el gasto de sacar un barril de petróleo del subsuelo— se encuentran entre los más bajos de la industria mundial y suelen oscilar entre 2 y 4 dólares por barril. Esta estructura de costes constituye un enorme colchón frente a la volatilidad del precio del petróleo y asegura la rentabilidad incluso en escenarios de fuerte recesión. En comparación, los productores de crudo marino de aguas profundas, arenas bituminosas y petróleo de esquisto de otras jurisdicciones se enfrentan a menudo a costes de extracción diez a veinte veces superiores.

Esta ventaja en costes es estructural, no temporal. Se deriva de la geología de los prolíficos sistemas de yacimientos de la península arábiga, de décadas de inversión en infraestructura y de la pericia técnica de Aramco en la gestión de campos supergigantes maduros. Significa que la producción petrolera saudí seguirá siendo económicamente viable mucho después de que los barriles de mayor coste de otros lugares dejen de ser rentables, un hecho que modela la estrategia energética a largo plazo del Reino.

El megaproyecto de gas de Jafurah

El desarrollo nuevo más significativo del sector saudí de los hidrocarburos es el proyecto de gas no convencional de Jafurah, que representa un compromiso de capital de aproximadamente 110.000 millones de dólares y constituye el mayor desarrollo de gas no convencional fuera de Norteamérica. Situada en la Provincia Oriental, la cuenca de Jafurah alberga unos recursos estimados de 200 billones de pies cúbicos de gas húmedo.

Jafurah es estratégicamente importante por varias razones. En primer lugar, atiende la creciente demanda interna de gas del Reino, que históricamente se ha cubierto con el gas asociado producido junto con el crudo. A medida que Arabia Saudí desarrolla su base industrial, su capacidad de generación eléctrica y su infraestructura de desalación, la demanda de gas ha superado la oferta de gas asociado, lo que ha obligado al Reino a quemar crudo para generar electricidad, una práctica económicamente ineficiente.

En segundo lugar, Jafurah producirá volúmenes significativos de líquidos del gas natural (LGN) y condensado, lo que aportará materia prima para el sector petroquímico y generará ingresos adicionales por exportación. Se espera que el proyecto produzca, en su pico de producción, 2.000 millones de pies cúbicos diarios de gas comercial y más de 400.000 barriles diarios de condensado y LGN.

En tercer lugar, el gas liberado por el desarrollo de Jafurah posibilita la estrategia más amplia de transición energética. Al desplazar el crudo de la generación eléctrica nacional, el Reino puede redirigir esos barriles a los mercados de exportación al tiempo que integra energía renovable en la red interna. Las centrales eléctricas de gas también generan menos emisiones de carbono que sus equivalentes de petróleo, lo que respalda el compromiso del Reino de alcanzar cero emisiones netas en 2060.

Estrategia de la OPEP+ y política de producción

El papel de Arabia Saudí dentro de la OPEP+ sigue siendo central para el funcionamiento del mercado mundial del petróleo. El Reino ha actuado históricamente como productor de ajuste del cartel, aceptando recortes de producción desproporcionados respecto a su cuota con el fin de apuntalar la estabilidad de precios. Este papel conlleva un coste fiscal considerable —cada barril retirado del mercado es un ingreso al que se renuncia—, pero también refuerza la influencia geopolítica de Arabia Saudí y su credibilidad en la gestión del mercado.

La evolución de la OPEP hacia la OPEP+, con la incorporación de Rusia y otros productores no pertenecientes a la OPEP, ha complicado la búsqueda de consensos pero ha ampliado la cuota de mercado del grupo. Arabia Saudí y Rusia, como los dos mayores productores de la alianza, marcan de hecho la dirección de la política de producción, aunque sus intereses no siempre coincidan por completo.

La política de producción bajo la Visión 2030 refleja un doble objetivo: mantener los ingresos petroleros en niveles suficientes para financiar el programa de transformación y, al mismo tiempo, preservar la cuota de mercado a largo plazo frente a fuentes de suministro competidoras. El Reino ha demostrado su disposición a aceptar una reducción de ingresos a corto plazo mediante recortes de producción cuando es necesario para apuntalar los precios, pero también ha mostrado que inundará el mercado con barriles adicionales cuando se quiebre la disciplina de cumplimiento entre otros miembros de la OPEP+.

Ampliación del downstream y el refino

La capacidad de refino de Arabia Saudí se ha ampliado de forma notable en las dos últimas décadas. Las refinerías nacionales, entre ellas Ras Tanura, Yanbu, Riad y la empresa conjunta SATORP con Total en Jubail, proporcionan una capacidad de refino de unos 2,9 millones de barriles diarios. El complejo de refino de Jazan, integrado con una central eléctrica de 3.850 MW y una terminal de 4 millones de toneladas anuales, añadió capacidad adicional en el suroeste.

Las empresas conjuntas internacionales de refino amplían el alcance downstream de Aramco. La refinería FREP en Fujian, China (con Sinopec y ExxonMobil), la refinería S-Oil en Corea del Sur y la refinería Motiva en Port Arthur, Texas —la mayor refinería de Norteamérica— aportan diversificación geográfica y aseguran salidas de demanda para los distintos tipos de crudo saudí.

La integración entre el refino y la petroquímica se ha convertido en una prioridad estratégica. La tecnología de conversión de crudo en productos químicos, que evita las etapas tradicionales de refino para convertir el crudo directamente en materia prima petroquímica, se está desarrollando a gran escala. Este enfoque responde a las proyecciones a largo plazo que sugieren que la demanda de combustibles para el transporte puede tocar techo mientras la demanda petroquímica sigue creciendo, lo que convierte a los productos químicos en la vía downstream de mayor valor.

Transición energética y gestión del carbono

La relación del sector del petróleo y el gas con la transición energética es más matizada de lo que sugieren los titulares. Arabia Saudí se ha comprometido a alcanzar cero emisiones netas de gases de efecto invernadero en 2060 en el marco de la Iniciativa Verde Saudí, complementando el programa de energías renovables, y Aramco ha fijado su propio objetivo operativo de cero emisiones netas para sus emisiones de alcance 1 y alcance 2. La posición del Reino, articulada de forma coherente en las negociaciones internacionales sobre el clima, es que los hidrocarburos seguirán formando parte de la matriz energética mundial durante décadas y que el foco debería ponerse en reducir las emisiones derivadas del uso de los hidrocarburos, más que en eliminar los hidrocarburos en sí.

La captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) es un pilar central de este enfoque. Aramco opera una de las primeras instalaciones de captura de carbono a gran escala de Oriente Próximo en su planta de gas de Hawiyah y ha anunciado planes para ampliar de forma significativa su capacidad de CCUS. La producción de hidrógeno azul —hidrógeno obtenido del gas natural con captura y almacenamiento del carbono asociado— se posiciona como un futuro producto de exportación, aprovechando los recursos gasísticos del Reino y su capacidad de almacenamiento geológico.

Aramco también ha invertido en tecnología de captura directa del aire, combustibles sintéticos (e-fuels) y materiales avanzados que podrían reducir la intensidad de carbono de los productos derivados de los hidrocarburos. Estas inversiones reflejan una apuesta por que las soluciones tecnológicas prolonguen la vida comercial de los hidrocarburos en lugar de acelerar su declive.

Panorama inversor y participación extranjera

La inversión extranjera en el sector saudí del petróleo y el gas se ha visto históricamente limitada por el dominio de Aramco y por el restrictivo régimen de licencias upstream del Reino. Sin embargo, varios avances han abierto nuevos canales de participación. El programa de licencias de gas upstream, lanzado en 2017, adjudicó por primera vez bloques de exploración a compañías internacionales, y entidades como Total, Eni, Repsol y Sinopec obtuvieron superficie en cuencas poco exploradas.

El sector de los servicios petroleros ofrece oportunidades más amplias de participación extranjera. El programa de Valor Añadido Total en el Reino (IKTVA) de Aramco exige a los proveedores de servicios y suministros aumentar progresivamente la proporción de bienes y servicios adquiridos dentro de Arabia Saudí. Esto genera oportunidades de empresas conjuntas y de contenido local para las compañías internacionales de servicios petroleros dispuestas a establecer operaciones de fabricación y prestación de servicios en el Reino.

La propia cadena de suministro de Aramco —una de las mayores de cualquier industria del mundo— representa una oportunidad comercial considerable. La compañía adquiere anualmente miles de millones de dólares en servicios de perforación, tecnologías del subsuelo, instalaciones de superficie, servicios marítimos y soluciones digitales. Su marco de contratación favorece cada vez más a los proveedores que se comprometen con la localización, la transferencia de tecnología y la saudización de la mano de obra.

Riesgos y desafíos estructurales

El sector del petróleo y el gas se enfrenta a varios vientos en contra. Las políticas mundiales de transición energética, si se aplican de forma agresiva, podrían reducir la demanda de petróleo a largo plazo por debajo de las proyecciones actuales, aunque el calendario sigue siendo profundamente incierto y sujeto a variables políticas y tecnológicas. La cohesión de la OPEP+ se pone a prueba periódicamente por la divergencia de intereses entre sus miembros, por la expansión de la capacidad de producción de competidores como Estados Unidos, Brasil y Guyana, y por las perturbaciones geopolíticas.

En el plano interno, el sector debe gestionar la tensión entre maximizar los ingresos por hidrocarburos a corto plazo para financiar la Visión 2030 e invertir en las tecnologías de transición energética que con el tiempo podrían limitar la demanda de hidrocarburos. La gestión del agua en las operaciones upstream, en particular para el desarrollo del gas no convencional en Jafurah, plantea desafíos ambientales y logísticos en una geografía con escasez de agua.

La transición de la mano de obra también merece atención. A medida que el sector se automatiza y digitaliza, el perfil de competencias de la fuerza laboral de los hidrocarburos va cambiando. Aramco ha invertido con fuerza en formación técnica y en la mejora de las competencias digitales, pero el ecosistema más amplio de servicios petroleros debe adaptarse de forma similar.

Perspectivas

El sector saudí del petróleo y el gas no es una industria heredada a la espera de su declive. Es una base de activos gestionada estratégicamente que está siendo optimizada para maximizar el valor durante las próximas décadas al tiempo que financia la diversificación del Reino. El proyecto de gas de Jafurah, la integración downstream con la petroquímica, las inversiones en gestión del carbono y los programas de eficiencia upstream apuntan todos a un sector que evoluciona en lugar de contraerse. Para los inversores y los participantes del sector, este ofrece oportunidades a lo largo de toda la cadena de valor —desde la superficie de exploración y los servicios petroleros hasta la integración downstream y las tecnologías de gestión del carbono—, dentro de un entorno regulatorio que se va abriendo poco a poco al capital extranjero.