Aunque se prevé que se convierta en el tercer mayor productor de gas del mundo para 2027, las importaciones de China seguirán creciendo a largo plazo. Un factor clave que contribuye es un pronóstico más bajo en la producción nacional de gas, particularmente en el gas shale y el metano del lecho de carbón (CBM), según una investigación reciente de Wood Mackenzie.
“Hemos ajustado nuestra perspectiva general para el suministro de gas doméstico de China en nuestra última actualización. Se espera que la producción se duplique de 149 mil millones de metros cúbicos (bcm) en 2018 a 325 bcm en 2040, pero esto es 39 bcm más bajo que nuestra perspectiva anterior”, dijo Xueke Wang, consultor de Wood Mackenzie.
“Si bien somos positivos en la producción de gas convencional y ajustada, el crecimiento a largo plazo de CBM y la producción shale parece ser un desafío”, explicó Wang.
Con un crecimiento de casi cero en 2010, China produjo 10 bcm de gas shale en 2018, o el 7 % de la producción total de gas. Después de años de desarrollo, los costos integrales por pozo en el campo Fuling de Sinopec son más de un 40 % más económico que los pozos de exploración iniciales en 2010, y un 25 % más económico que el primer lote de pozos comerciales en 2014.
Sin embargo, el éxito en el campo Fuling de Sinopec será difícil de replicar debido a la heterogeneidad geológica; Incluso los tres proyectos gas shale de PetroChina en la misma cuenca no alcanzan la misma economía que el campo Fuling.
No se espera que el gas shale de dos cuencas Ordos y Tarim se comercialice a mediano plazo. A pesar de la infraestructura bien desarrollada en la cuenca Ordos, los rendimientos de los pozos son extremadamente bajos, principalmente debido a las propiedades inferiores del reservorio. En la cuenca Tarim, se han llevado a cabo pocas exploraciones de gas shale en los últimos cinco años. El entorno desértico y la infraestructura limitada se suman a la lista de desafíos.
“Para estimular el desarrollo del gas shale, China ha reducido el impuesto a los recursos sobre el gas shale e instó a las compañías petroleras no nacionales (NOC) a actualizar los planes de perforación. Sinopec planea gastar 60.000 millones de RMB (aumento del 41 % interanual) en inversiones de capital de exploración en 2019, con una parte sustancial presupuestada para la expansión del campo Fuling. A pesar de esto, hemos reducido el pronóstico a largo plazo del gas shale bituminoso a 88 bcm en 2040, que es 44 bcm más bajo en comparación con nuestra vista H2 2018”, dijo Wang.
Se han ofrecido 22 bloques CBM para ofertar a jugadores de compañías petroleras no nacionales (NOC) desde 2017. Sin embargo, la comercialización de estos bloques ha sido lenta. En primer lugar, los bloques ofrecidos eran de calidad media a baja. Pero lo que es más importante, la superposición de los derechos mineros entre CBM y el petróleo y el gas ha obstruido el desarrollo de CBM.
Con una inversión mediocre, la producción de CBM se mantuvo estable en 2018. Con una producción limitada por la economía del proyecto y los problemas técnicos y reglamentarios, se espera que la producción de CBM alcance los 15 bcm en 2040, una reducción de 40 bcm del pronóstico anterior de Wood Mackenzie.
En contraste, el gas se estanco, aunque también es un recurso no convencional, se ha convertido en una parte central de la mezcla de gas de China. Esto se debe a una tecnología más madura, datos geológicos confiables y una distribución superpuesta con gas convencional, lo que puede reducir los costos de desarrollo de infraestructura. El gas probado sustancial en la cuenca Ordos apuntalará el crecimiento de gas a largo plazo.
En 2019, China incluyó el gas ajustado en el nuevo esquema de subsidio de gas no convencional por primera vez, recompensando un crecimiento incremental basado en volúmenes elegibles para subsidio. Como tal, se espera una mayor inversión de capital en gas hermético con la potencial comercialización de reservas de gas hermético anteriormente subeconómicas y técnicamente desafiantes. En consecuencia, Wood Mackenzie aumentó su perspectiva de gas ajustado a 85 bcm para 2040.
Las cosas también parecen positivas en el frente de producción de gas convencional. En 2018, la producción nacional de gas aumentó en un 7 %, principalmente a partir de juegos convencionales en las cuencas de Ordos, Sichuan y Tarim. China está decidida a reducir la dependencia de las importaciones, instando a más actividades de exploración y producción. En respuesta, los CON han formulado planes de siete años (2019-2025) para aumentar los presupuestos y estimular la exploración aguas arriba. PetroChina asignará RMB5 mil millones anualmente en exploración de riesgo, mientras que CNOOC tiene como objetivo aumentar las actividades de exploración para duplicar las reservas probadas para 2025. El aumento de las actividades de exploración y producción debería traducirse en un crecimiento de la producción convencional a mediano plazo.
“La reducción general en las perspectivas de producción de gas de China requiere una mayor necesidad de importaciones a largo plazo a pesar de una tasa de crecimiento de la demanda más modesta. Esto debería impulsar el creciente apetito de China por el GNL y, por lo tanto, influir en los precios spot mundiales del gas”, dijo Wang.
Se espera que la demanda de gas de China supere los 673 bcm, lo que representa la mitad del consumo de gas de Asia para 2040.
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