Crónica de un colapso energético anunciado.

 Voy a transcribir un artículo de Wood Mackenzie completo, introduciendo mis propios comentarios (encabezando el comentario con "quark", seguido de cursivas), para mostrar los terribles presagios que ofrece una casa de análisis oficialista.

Reconoce la abundancia de recursos de petróleo, para a continuación entrar a considerar, la escasez de petróleo de calidad. No tiene reparos en hablar del pico de la demanda de petróleo, de los objetivos para reducir las emisiones de CO2, pero presenta un par de gráficos realmente demoledores, que se asemejan mucho a los presentados en la hoja de ruta propia.

Para empezar, el título del artículo es llamativo.

https://www.hellenicshippingnews.com/scraping-the-barrel-is-the-world-running-out-of-high-quality-oil-and-gas/

Raspar el barril: ¿Se está quedando el mundo sin petróleo y gas de alta calidad?

 20/02/2023

Por qué la ventaja máxima es el desafío upstream definitorio de nuestro tiempo
El mundo no se quedará sin petróleo o gas en el corto plazo. Los recursos totales de petróleo y gas descubiertos y prospectivos son más del doble de la demanda probable para 2050. La industria upstream puede priorizar barriles ventajosos para producir opciones de bajo costo y bajas emisiones de carbono. Mientras tanto, gran parte del vasto stock mundial de recursos desfavorecidos puede permanecer felizmente bajo tierra. Más de dos tercios de los recursos comerciales no desarrollados corren el riesgo de nunca desarrollarse.

Tal generosidad aparente crea la impresión de que la industria puede relajarse. Lejos de ahi. Los recursos verdaderamente ventajosos, con bajo punto de equilibrio (resiliencia a precios bajos) y emisiones (sostenibilidad en términos de alcance 1 y 2) son todo menos abundantes. Tal como están las cosas, vemos lo suficiente para satisfacer solo aproximadamente la mitad de nuestro pronóstico de demanda de petróleo y gas de caso base para 2050. Incluso nuestro escenario de demanda de transición energética acelerada (AET-1.5) mucho más bajo, que establece lo que se necesita para lograr el máximo Los ambiciosos objetivos del Acuerdo de París, mantener las emisiones dentro de 1,5 °C de los niveles preindustriales y alcanzar el cero neto global para 2050, requerirá un suministro desfavorecido.

Este problema de la 'ventaja máxima' se cierne cada vez más y presenta un enorme y urgente llamado a la acción. Como las recientes interrupciones del suministro sirven para recordarnos, descuidamos la corriente arriba por nuestra cuenta y riesgo. Tanto el petróleo como, en particular, el gas seguirán necesitando inversiones ingentes y sostenidas.

Quark. en esta introducción nos hace un resumen del artículo, presentando los principales detalles. 

Las empresas upstream deben actuar ahora. Vemos tres temas principales de inversión para mitigar esta próxima escasez de recursos privilegiados:

1. Renovación de cartera. Los campos nuevos son generalmente más ventajosos que los antiguos. Disfrutan de una alta utilización de las instalaciones y tecnologías modernas de descarbonización. La exploración es una fuente relativamente pequeña, pero valiosa, de nuevos campos, y la exploración salvaje de alto impacto puede persistir durante mucho más tiempo de lo que se cree.

2. Descarbonización de activos existentes. Tecnologías como la electrificación de las instalaciones y la reducción del escape de metano pueden mejorar las emisiones de los activos más antiguos sin aumentar demasiado los costos.

3. Alternativas bajas en carbono. Las empresas pueden invertir para reducir la demanda de petróleo y gas haciendo crecer sus negocios de energía verde, incluidos los biocombustibles.
Incluso juntos, estos tres remedios no serán suficientes para arreglar toda la industria upstream. Su perspectiva se vuelve cada vez más desafiante a medida que aumentan las presiones ambientales, sociales y de gobierno (ESG) mientras el inventario madura inexorablemente. Esperamos una diversidad cada vez mayor de estrategias upstream a medida que las empresas elijan entre huir o luchar.

Aquellos que contemplan una retirada de aguas arriba pueden ver la ventaja máxima como una validación de una retirada más rápida. Eso dejaría más oportunidades para que otros opten por duplicar el sector.

La mayoría de los que se quedan con el upstream se esforzarán por mejorar la calidad de su cartera a medida que agoten el inventario. La competencia seguramente se intensificará a medida que las empresas luchen por un conjunto cada vez menor de activos ventajosos. Simplemente no hay suficientes para que todos mantengan el rendimiento actual, y mucho menos para mejorarlo.

En sí mismo, la ventaja máxima hará poco para acelerar la transición energética más amplia. Podría respaldar precios más altos, pero por lo demás no erosionará sustancialmente la demanda de petróleo o gas. La ventaja máxima es un problema que aumenta los costos y las emisiones de la industria sin hacerla mucho más pequeña.

Quark. Aquí destacan opciones de inversión para mejorar nuestras opciones, al mismo tiempo que acaban reconociendo que la escasez de buenos proyectos, tampoco acelerará la transición energética, sino que elevará los precios. 

¿Son realmente abundantes los recursos mundiales de petróleo y gas?

Si somos indiferentes a la calidad de los recursos, tenemos mucho petróleo y gas para todos.

Para el petróleo, estimamos los recursos totales descubiertos y prospectivos en más de 2 billones de barriles. Eso es el doble de nuestro pronóstico de demanda acumulada de petróleo de la perspectiva de transición energética (ETO) del caso base para 2050. Es el triple de la demanda de petróleo para 2050 bajo nuestro escenario AET-1.5.

Para el gas, es una historia similar. Estimamos los recursos totales de gas descubiertos y prospectivos en 1,7 billones de barriles de petróleo equivalente, casi el doble de la demanda de gas ETO para 2050.
Estas estimaciones del excedente de recursos son anteriores al inevitable aumento de los volúmenes en muchos activos que esperamos del éxito de la evaluación y la recuperación mejorada. . Con tantas opciones, muchos de los recursos descubiertos en el mundo nunca se producirán. Muchas de sus perspectivas nunca serán exploradas.

Quark. Ahora entra en el análisis de los recursos. Como los medios oficialistas, presenta un gráfico donde aparentemente sobra mucho petróleo y gas. Al menos el doble de lo necesario hasta 2050, en coincidencia con el discurso de la AIE y resto de organismo oficiales.  

  No importa la cantidad, ¿dónde está la calidad?

Como era de esperar, ya casi nadie habla sobre el suministro máximo de petróleo. Una industria que alguna vez se preocupó por quedarse sin petróleo ha pasado a preocuparse por tener que dejar gran parte de sus recursos en el suelo.

Fue la aparición del petróleo de arenas compactas hace más de una década lo que más ayudó a aliviar esas preocupaciones sobre el suministro. Aquí, al parecer, había un nuevo recurso casi ilimitado para solucionar el problema a mediano plazo. Luego, los mercados petroleros consideraron cada vez más que la transición energética erosionaría gran parte de la demanda a largo plazo de todos modos.

Pero, ¿realmente la industria del petróleo y el gas ha asegurado el suministro a largo plazo? No si el aceite apretado es el único remedio nuevo. Ahora sabemos mucho más sobre la escala probable del petróleo de arenas compactas global. La producción ha crecido a alrededor de 10 millones de barriles de petróleo por día a partir de reservas de alrededor de 150 mil millones de barriles. Tales reservas equivalen a cuatro años de demanda mundial de petróleo. Si el suministro máximo de petróleo alguna vez fue un problema, entonces el petróleo de arenas compactas solo ha retrasado tal déficit por unos pocos años.

La narrativa del pico del petróleo de antaño se preocupaba por el problema equivocado. La abundancia de recursos significó que nunca estuvimos en peligro de quedarnos sin petróleo (o gas) en un futuro previsible. Pero tenemos un problema con la asequibilidad (definida por costos bajos y punto de equilibrio) y las emisiones (definidas por alcance bajo 1 y 2) de los recursos conocidos.

Olvídese del pico de suministro de petróleo. La 'ventaja máxima' se convertirá en el desafío definitivo para la industria upstream en las próximas décadas.

Quark. Recuerda que la población ya no se preocupa del pico del petróleo con tantos recursos. Alude a la llegada del shale oil, que hizo desaparecer las dudas sobre la disponibilidad de petróleo y comienza a presentar las primeras dudas sobre la "solución" de este tipo de petróleo. Termina diciendo que la narrativa sobre pico del petróleo estaba mal enfocada. El verdadero problema es la calidad del petróleo que queda, no el total de recursos. 

Los campos conocidos por sí solos no pueden satisfacer la demanda de petróleo y gas hasta 2050
El mundo está lejos del final de la era de los hidrocarburos. Según nuestro pronóstico ETO de caso base, la demanda de petróleo alcanza su punto máximo en la década de 2030 antes de disminuir lentamente a 94 millones de barriles por día en 2050.

Este pronóstico de demanda y la perspectiva del horizonte de inversión presentan un gran llamado a la acción, que requiere una industria upstream de una compañía petrolera nacional (NOC) y una compañía petrolera internacional (IOC) muy activa durante las próximas tres décadas. El suministro de los campos desarrollados probados existentes se reducirá a solo 10 millones de b/d para 2050 sin futuras inversiones de capital (gráfico de la izquierda a continuación).

El suministro de petróleo 'más probable' de todos los campos comerciales no desarrollados y en curso conocidos seguirá siendo de solo 40 millones de b/d en 2050 (gráfico de la derecha a continuación). Muchos de estos campos están fuera de las supercuencas energéticas que tienen fácil acceso a los factores de descarbonización que mejor permiten un suministro ventajoso.

La demanda de petróleo en nuestro escenario AET-1.5 es unos 20 millones de b/d más baja que la de nuestro ETO para 2035, pero seguirá siendo de 33 millones de b/d para 2050. Las empresas responsables que esperan este resultado climático mucho mejor enfrentan un difícil desafío de planificación dado la amplia diferencia en los escenarios de demanda.

Quark. Llegamos a dos gráficos inolvidables. La línea roja muestra la demanda de petróleo prevista si todo sigue como hoy. La línea verde-gris muestra la demanda prevista en condiciones de control de la temperatura objetivo 1,5ºC. La demanda máxima se alcanza a mediados de la década de los 30.

El primer gráfico muestra la producción de petróleo prevista si se deja de invertir en los proyectos actuales y no se desarrolla ninguno más. Quedaría en unos miserables 10 millones de b/d en 2050. En realidad nos muestra como es el decline natural de la producción de petróleo sin intervención humana.

El segundo gráfico nos muestra la producción de petróleo prevista, invirtiendo tanto en el mantenimiento de los campos actuales, como en el desarrollo de las reservas conocidas y no desarrolladas.

El desarrollo inicialmente nos permite una cierta sobre-oferta, hacia 2027. Esto está en línea con mis previsiones 

https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2022/12/por-que-hasta-2030-habra-bastante.html

con todo el desarrollo anunciado (con la excepción de la caída prevista del shale oil en mi hoja de ruta) y a partir de 2030, un hundimiento total de la producción de petróleo, llegando a un increíble gap de más de 50 millones de b/d en 2050. 

Nos anuncia el acantilado Séneca.     

La imagen es similar para el gas. Según nuestro escenario ETO, la demanda de gas será de 88 millones de boe/d en 2050, un 12 % más que en la actualidad. Bajo nuestro escenario AET-1.5, la demanda de gas en 2050 caerá a 59 millones de boe/d.

Tanto el pronóstico como el escenario requerirán una inversión enorme y sostenida de gas upstream. El suministro probado de gas desarrollado, suponiendo que no haya inversiones futuras de capital en campos existentes o nuevos, será de solo 7 millones de boe/d para 2050.

El suministro de gas 'más probable' de todos los campos comerciales no desarrollados y en línea conocidos será de solo 29 millones de boe/d en 2050, en gran parte fuera de las súper cuencas energéticas.

Quark. En el caso del gas, parecidas conclusiones, con incluso déficit en 2025, pensando en la imposibilidad de sustituir el gas ruso, cuya producción ha empezado a caer por falta de compradores. Se observa que el decline del gas es más lento que el del petróleo, pero aún así, el gap es enorme.   En el caso del gas, creo que el análisis infravalora el desarrollo futuro, porque existen muchas más reservas disponibles que en el caso del petróleo. 

La búsqueda de ventajas parece poco prometedora.
Cubrir la brecha de la demanda más allá del suministro probado de campos conocidos (desarrollados y no desarrollados) depende de una combinación de recuperación mejorada de campos productores y nuevos campos no probados. Ninguna categoría parece particularmente favorecida.

En primer lugar, la ventaja de los campos productores. La recuperación mejorada de los campos en curso es insuficiente para satisfacer toda la demanda futura de petróleo o gas. En cualquier caso, es poco probable que perseguir los barriles más difíciles de recuperar de estos campos reduzca los costos o las emisiones. A menudo hay buenas razones por las que estos barriles no se desarrollaron en primer lugar. Muchas tecnologías de recuperación secundaria y terciaria son de alto costo y alto contenido de carbono. La recuperación por pozo (EUR) suele ser mucho menor para la perforación de relleno. Las inversiones en terrenos abandonados de mediana a avanzada vida útil pueden prolongar en gran medida la vida útil de los campos. Eso implica muchos años adicionales de utilización de las instalaciones menos que óptima, con la consiguiente mayor intensidad de emisiones.

Quark. Aquí hace alusión a la recuperación secundaria y terciaria de las reservas, cuya obtención implica costes muy elevados y encima, no es suficiente. 

En segundo lugar, el desarrollo de nuevos campos. Claramente, la industria va a necesitar una gran cantidad de nuevos campos. Desafortunadamente, gran parte del inventario actual de recursos no desarrollados descubiertos tampoco es muy ventajoso. Esto se debe a que las mejores oportunidades de este tipo tienden a implementarse rápidamente y lo que queda a menudo se ve comprometido:

• solo el 28% de los recursos en campos comerciales no desarrollados (49 mil millones de boe) tienen ventaja en términos de punto de equilibrio por debajo de US$30 Brent con una intensidad de emisiones de menos de 20 kgCO2e/boe. Eso deja al 72% de este recurso en riesgo de no alcanzar los umbrales de costos y emisiones de la industria upstream moderna.

• Algunos de estos campos no desarrollados pueden mejorarse. Los barriles de bajo costo pero con altas emisiones representan el 10% de los campos comerciales no desarrollados (17 mil millones de boe). Estos ofrecen oportunidades para agregar ventajas a través de la inversión en descarbonización, siempre que los costos incrementales no sean demasiado altos. Las nuevas tecnologías, como la electrificación de las instalaciones y la reducción de las emisiones de metano, pueden reducir las emisiones sin aumentar demasiado el punto de equilibrio.

• Sin embargo, otros parecen condenados a permanecer subdesarrollados. Es poco probable que los barriles de bajas emisiones pero de alto costo, que representan el 38% de los campos comerciales no desarrollados (66 mil millones de boe), logren una ventaja. El costo estructuralmente más alto es un problema mucho más difícil de solucionar, aunque estos barriles podrían ascender en el orden jerárquico en un escenario de precio de carbono muy alto.

• Peor aún son los recursos tanto con altas emisiones como con altos costos. Alrededor del 24% de los campos comerciales no desarrollados (42 mil millones de boe) se encuentran en esta categoría de desventaja, con pocas esperanzas realistas de desarrollo.

Quark. Ahora pasa a analizar los recursos no desarrollados, explicando lo que todos sabemos. Los campos ya explotados son más interesantes desde el punto de vista del coste económico y energético. Los que quedan ahora, son más caros, más difíciles de extraer y con una mayor emisión de CO2 (arenas asfálticas, petróleos extrapesados o en el Ártico). 

¿De dónde más podrían provenir los recursos aventajados?
La exploración y los biocombustibles pueden ayudar. La escasez de recursos ventajosos dentro de los brownfields y la recuperación mejorada ha puesto el foco en los recursos prospectivos (todavía por encontrar). El historial reciente de creación de valor de Exploration sugiere que seguirá desempeñando un papel. Pero la escala de recursos ventajosos agregados en nuevos descubrimientos no será lo suficientemente cercana para abordar completamente la ventaja máxima.

La industria descubrió 228 mil millones de boe en nuevos descubrimientos convencionales entre 2012 y 2021. Unos 75 mil millones de boe se encuentran dentro de campos comerciales. Estos son generalmente acumulativos para las emisiones, con una intensidad de emisiones promedio de 16 kgCO e/boe versus el promedio global actual de 23 kgCO e/boe (19 kgCO e/boe para campos no desarrollados). Los costes de estos descubrimientos también son buenos en general, con un punto de equilibrio NPV10 medio ponderado en términos de precio Brent de solo 33 USD/bbl.

Esperamos que la exploración de alto impacto sea una fuente importante de nuevos recursos mientras la demanda permanezca a lo largo o cerca de nuestra trayectoria ETO. Es poco probable que la caza salvaje disminuya mucho antes de 2050 en este escenario.

Los resultados recientes sugieren una contribución de alrededor de 5-10 mil millones de boe de barriles nuevos al año. La mayoría se encontrará dentro de las súper cuencas energéticas. La exploración a esta escala durante las próximas dos décadas agregará un suministro de petróleo y gas de alrededor de 10-15 millones de boe por día para 2050.

Los biocombustibles podrían desempeñar un papel más importante que la exploración. Los combustibles diésel y de aviación de base biológica a partir de materias primas de origen vegetal podrían emitir un 80 % menos de carbono que los productos a base de petróleo crudo que dominan el mercado petrolero actual. Vemos que hasta 20 millones de barriles por día son posibles para 2050. Para el gas, el biometano podría desempeñar un papel cada vez mayor en el suministro futuro.

Quark. En este punto comenta la esperanza de encontrar nuevos yacimientos útiles. Espera entre 5 y 10.000 millones de barriles equivalentes (petróleo y gas) cada año. Normalmente el 60% es gas y el 40% petróleo, por lo que espera que se descubran entre 2 y 4.000 millones de barriles de petróleo cada año (cuando el consumo actual es de 30.000 millones de barriles de petróleo).

Termina pidiendo árnica, solicitando la inversión en biocombustibles, creyendo en la posibilidad de llegar hasta 20 millones de b/d en 2050. Es como ponerle velas a la Virgen para solucionar levemente el problema, pero imagino que todo análisis sobre el tema tiene que aportar su granito de esperanza.    

La vida río arriba será más difícil
La recolección incesante de recursos ventajosos deja cada vez menos opciones atractivas. Históricamente, esta situación se resolvió en gran medida mediante el reemplazo total de recursos de un sector de exploración dinámico. Pero la capacidad de exploración de la industria se ha reducido permanentemente, con una reducción de la inversión de más del 70% en una década. No puede haber retorno a la caza salvaje generalizada vista antes.

Las implicaciones de la ventaja máxima son profundas y variadas:

• La vida será cada vez más difícil para los operadores responsables que se preocupan por reducir las emisiones. Eso incluye a casi toda la industria dado el énfasis generalizado en
• los factores ESG.
• Seguramente se intensificará la competencia por el grupo cada vez más reducido de oportunidades ventajosas, incluida la exploración de alto impacto.
• Los objetivos de costes y emisiones líderes en la industria serán cada vez más difíciles de alcanzar.
• Por ejemplo, TotalEnergies requiere nuevas inversiones upstream para alcanzar el punto de equilibrio por debajo de US$30/barril y emitir menos que la intensidad de su cartera actual de 20 kgCO e/boe.
• Equinor requiere que la intensidad de sus emisiones generales sea inferior a 10 kgCOe/bep.
• La descarbonización de recursos de bajo costo pero con altas emisiones debe convertirse en un tema de inversión creciente. Las nuevas tecnologías podrían convertirse en las que cambien las reglas del juego aquí. Pero un tema equivalente de inversión en recursos de bajas emisiones actualmente inasequibles es poco probable, ya que los altos costos son difíciles de mejorar a través de la inversión.
• La ventaja máxima amenaza con aumentar la intensidad de las emisiones a largo plazo de la industria upstream. Y debido a que apenas erosiona la demanda, la ventaja máxima trae muy pocas ventajas desde una perspectiva climática:
• Las implicaciones directas para la demanda de petróleo y gas son modestas. Quizás la consideración completa de las emisiones de alcance 1 y 2 en las curvas de costos de suministro y el modelo de precios apuntaría a costos más altos. Esto podría empujar los precios al alza, pero cualquier impacto en la demanda probablemente sería marginal.
• La mayor intensidad de las emisiones aumenta los dolores de cabeza de ESG tanto para los productores como para los consumidores.
• Las empresas upstream también pueden trabajar en alternativas para reducir la demanda de petróleo y gas. Su palanca de demanda más efectiva es impulsar la inversión en energías bajas en carbono, incluidos los biocombustibles.

Quark. Unas pequeñas recomendaciones. Cuando habla de la ventaja máxima se refiere a combustible de calidad, es decir, con buen rendimiento energético y bajas emisiones. Reconoce que encontrar este tipo de combustible será cada vez más difícil en el futuro y más caro. Termina de nuevo en los biocombustibles como solución, reconociendo implícitamente que la producción de petróleo de calidad, va a caer hagan lo hagan.   

Conclusión:

Las estrategias upstream se diversificarán
En las próximas décadas, es poco probable que la industria satisfaga completamente la demanda de petróleo y gas de ETO con recursos ventajosos. Simplemente no hay suficientes recursos ventajosos para que todos mantengan, y mucho menos mejoren, el costo actual y el rendimiento de las emisiones.

El panorama desafiante del sector presenta a las empresas con una opción clásica de huir o luchar:

• Vuelo: Las empresas que ya empiezan a retirarse del sector upstream hacia las energías bajas en carbono se sentirán reivindicadas en su elección. Quizás algunos aceleren su retirada. A medida que algunas de las principales empresas europeas y otras retroceden, la inversión total en upstream puede caer. La seguridad del suministro puede sufrir.

• Lucha: Otras empresas serán menos escrupulosas con el upstream y se duplicarán. Los Majors de EE. UU. y la mayoría de los CON parecen tener un recorrido más largo. Este grupo esperará menos competidores en el sector.

Quizás unos pocos inversores contracíclicos, reconociendo la necesidad de un suministro seguro y asequible con bajas emisiones, aumentarán el apoyo a los actores de nicho que se especializan en la exploración de recursos ventajosos.
Entre aquellos que eligen quedarse, es probable que la ventaja máxima amplíe la diversidad de estrategias upstream.

Algunas empresas podrían decidir cancelar los activos desfavorecidos de sus carteras. Inevitablemente, partes de la industria tendrán que tolerar una producción desfavorecida para satisfacer la demanda esperada. Desafortunadamente, es posible que incluso veamos el surgimiento de compañías especializadas en petróleo y gas 'sucias' que operan los activos más desfavorecidos que otros evitan. Razón de más para que la industria upstream responsable aumente su inversión en renovación, descarbonización y alternativas bajas en carbono.
Fuente: Wood Mackenzie

Quark, conclusión (evidentemente no lo dice), estamos desesperados hagamos lo que hagamos.

Recordar sus propias palabras.

"El suministro de petróleo 'más probable' de todos los campos comerciales no desarrollados y en curso conocidos seguirá siendo de solo 40 millones de b/d en 2050 (gráfico de la derecha a continuación). Muchos de estos campos están fuera de las supercuencas energéticas que tienen fácil acceso a los factores de descarbonización que mejor permiten un suministro ventajoso."

Este es un artículo importante. Demuestra para todos aquellos que solo hablan de la abundancia del petróleo, del "queda petróleo para 40 años" o de los famosos "300.000 millones de barriles de Venezuela", que esto, incluso en el caso de ser verdad, es totalmente insuficiente.

En un solo artículo hemos aunado las posiciones de los seguidores clásicos del peak oil y de los creyentes en la abundancia cuasi-infinita de petróleo, concluyendo que lo importante es el petróleo de calidad (rentable tanto económica como energéticamente) y la velocidad de extracción, sin importar la cantidad de recursos bajo el subsuelo. 

Se han acabado las excusas.

Tremendo.

Y antes de esta crónica del colapso en la producción de petróleo, recordar que ya hemos comenzado la crisis económica-fiduciaria (inflación, exceso de deuda, nueva moneda BRICS, burbujas varias) y tenemos pendiente en breve, la crisis del diésel (por sus especiales características, llegará antes que la del petróleo en general). 

Saludos.

PD.

Este artículo es diferente a todos. Wood Mackenzie es una de las principales casas de análisis independiente del mundo, con Rystad Energy. Son la referencia para todos los estudios que se hacen junto con los de la AIE y EIA.

Y por primera vez se ve una previsión de la producción de petróleo a largo plazo, descarnada. Si se fijan en los gráficos de la AIE, cuando se refieren a la producción van añadiendo capas y más capas, hasta que la última alcanza la demanda prevista. Petróleo en producción, campos descubiertos pero no desarrollados, campos por descubrir, etc.

En este caso, no hay más capas. En el gráfico de la producción prevista invirtiendo en todo tipo de campos, tanto en los desarrollados como en los sin desarrollar, la línea de producción prevista para 2050, forma un gap de más de 50 millones de b/d en 2050 y no hay más capas que sumar.

Es la diferencia fundamental, aunque parezca que todos los gráficos son iguales.

Creo que es la primera vez que veo esto en un informe cuasioficial, que además reconoce la existencia de enormes recursos de petróleo.

Para facilitar la explicación coloco los gráficos de las dos versiones, arriba la de WM y abajo la previsión de la AIE en WEO 2020.

Ambos gráficos representan el suministro de petróleo (todos los líquidos) previsto hasta 2050 en el WM y hasta 2040 en el caso del WEO. 

El primer gráfico de WM corresponde a la previsión de la producción de petróleo sin ninguna inversión. En el gráfico del WEO, equivale a la capa inferior color gris ( o marrón) más claro.

El segundo gráfico de WM responde a la producción de oil prevista hasta 2050, integrando la producción sin inversión, con mantenimiento y con desarrollo de los campos ya conocidos. Equivale a sumar a la capa de sin inversión, las capas de "con inversión en los campos existentes (gris marrón más oscuro) y la capa de desarrollo de nuevos campos (verde), en el gráfico del WEO.

El enorme gap del gráfico WM, corresponde a la capa azul del gráfico del  WEO. Y eso que WM reconoce que los descubrimientos en los últimos diez años, han sido muy minoritarios.

 

Se aprecia que el petróleo de calidad es mucho (muchísimo) más escaso de lo que predice la AIE.