Arabia Saudí. Análisis de producción y reservas futuras. Un ejemplo de rápido decline de la producción de petróleo.
Para saber cuando puede declinar la producción en el país con mayores reservas del mundo es preciso realizar algunas estimaciones.
El seguimiento del análisis es un poco pestoso , si no se conoce la nomenclatura básica. Paciencia.
En primer lugar se evalúa la cantidad de petróleo descubierta, sumando todos los hallazgos conocidos, contando todo el petróleo encontrado en cada yacimiento.
Introducción.
Petróleo descubierto en Arabia.
http://theoildrum.com/node/5154
El total del petróleo descubierto (campos en rojo y verde) oscila entre 600.000 y 700.000 millones de barriles (según Saudí Aramco), si sumamos el total de los campos que figuran en el gráfico (ojo Ghawar rompe el gráfico por arriba hasta los 200.000 millones de barriles).
Factor de recuperación habitual.
http://theoildrum.com/node/4153
Los factores de recuperación varían según cada campo y cada parte de un campo. El factor de recuperación se define como el petróleo recuperable final dividido por el petróleo inicialmente en el lugar. Esta presentación de ASPO de 2004 afirmó que "el factor de recuperación global promedio es de aproximadamente 30-35%". Esto se basa en datos de la base de datos de IHS Energy sobre 9000 campos en todo el mundo que contienen reservas de 1400 Gb. Las bandas del factor de recuperación se muestran en la siguiente figura.
Saudí Aramco nos presentó sus datos en 2004.
Vamos a explicar este gráfico.
La línea negra superior es el OIIP (petróleo total descubierto).
La línea roja es el factor de recuperación (tanto por ciento que se recupera sobre el total del petróleo descubierto OIIP).
La línea verde son las reservas totales recuperables URR. Se calculan aplicando el RF (factor de recuperación sobre el OIIP).
La línea rosa es el petróleo extraído.
La línea gris son las reservas que quedan después de descontar el petróleo extraído. Es decir la línea verde menos la línea rosa.
Ahora podemos analizar curiosidades.
1º). El petróleo total descubierto (en la contabilidad de Aramco) se incrementa constantemente una cantidad fija cada año.
2º). Las reservas permanecen casi constantes a pesar de la producción anual y la falta de nuevos yacimientos descubiertos.
3º). La cantidad de las reservas recuperables totales URR crece exactamente lo mismo que la producción anual de petróleo. Es prácticamente imposible que eso ocurra en la realidad.
4º). Una explicación más lógica sugiere que los saudíes utilizan un método para mantener estables las reservas pendientes. Elevan la cantidad de OIIP cada año, justo en la proporción de petróleo producido, manteniendo constante el factor de recuperación. De esta forma, las reservas totales pendientes se mantienen constantes a pesar de la producción anual.
5º). La exploración masiva de cada centímetro de Arabia desde hace años, sugiere que el petróleo descubierto realmente es la cifra inicial, 588.000 millones de barriles, con pequeñas modificaciones posteriores.
6º). La tecnología saudí es excepcional, probablemente la mejor del mundo. El factor de recuperación promedio del 52% es una barbaridad, pero analizando las cifras de producción es probable que sea bastante correcto.
7º). Si calculamos las reservas recuperables en función de esa cifra y su RF, las reservas totales recuperables serían 588.000 x 52% = 306.000 millones de barriles.
8º). La producción acumulada hasta 2023, son 99.000 millones producidos hasta 2004 más 73.000 millones de barriles acumulados desde 2004 hasta finales de 2023, lo que nos da un total de 172.000 millones de barriles producidos.
9º). El histórico de plataformas de perforación en Arabia es un indicativo de cuando comenzaron los problemas.
En 2005, Arabia empezó a utilizar muchas más plataformas para intentar mantener la producción estable. Esto supuso el fin del petróleo barato.
Hasta 2015 realiza un esfuerzo máximo. La caída de los precios del petróleo consecuencia del incremento del shale oil, reduce notablemente el esfuerzo saudí, hasta finales de 2021.
Los nuevos desarrollos de Manifa, Shaybah y Khurais, reducen la necesidad de nuevas plataformas, mientras la producción se mantiene estable.
Precios petróleo. En 2005 rompe máximos anteriores.
Curva de decline esperada.
http://theoildrum.com/node/5154
En el informe de theoildrum, con los cálculos de una URR entre 185.000 millones y 210.000 millones de barriles, se obtiene esta gráfica.
Figura 2.
En 2009 fecha del informe, se pensaba en una recuperación total de 185.000 millones de barriles, extensible a 210.000 millones con los desarrollos remanentes, que explica el informe. Con estas reservas se forma el gráfico y la producción futura en dos curvas. En azul si la URR son 185.000 millones y en azul discontinuo si la URR son 210.000 millones.
Han pasado 14 años del informe y aunque no sabemos la recuperación final, si sabemos la producción en estos años y por lo tanto el petróleo consumido de las reservas.
Desde el pico de 2005 hasta 2023, se ha producido una media de 10 millones de b/d, aproximadamente.
El excelente comportamiento observado de los yacimientos saudíes habla muy bien del trabajo y comprensión de los ingenieros, aplicando las últimas técnicas de recuperación. Han conseguido mejorar la recuperación a la altura de los mejores rendimientos del mundo.
Las reservas declaradas por Arabia son.
Desde su revisión a mediados de los años 80, las reservas declaradas de Arabia Saudí han permanecido inmutables en torno a los 266.000 millones de b/d, sin modificar ningún año a pesar de la producción. No ha habido grandes descubrimientos declarados por lo que las reservas teóricamente no han variado y debemos descontar lo producido de las reservas totales.
Si ese dato en torno a 266.000 millones de reservas es correcto (la última auditoria revisó las reservas hasta 270.000 millones https://www.cambio16.com/saudi-aramco/#:~:text=Los%20resultados%20de%20la%20auditor%C3%ADa,se%C3%B1al%C3%B3%20OilPrice%20refiriendo%20a%20Reuters.) , quiere decir que Arabia podría empezar a declinar en cualquier momento.
Límite de la capacidad de producción de petróleo en Arabia, se ha alcanzado.
Las declaraciones de MBS respecto al incremento de la capacidad de producción de Arabia para 2027, reconociendo que después no hay más, puede hacernos pensar que Arabia Saudí comenzará el decline entre 2027 y 2032, siguiendo una curva muy parecida a la figura 2.
https://www.worldenergytrade.com/oil-gas/general/arabia-saudi-planes-capacidad-exportacion-petroleo
" La reducción de la quema directa de petróleo y líquidos de petróleo para la generación de energía impulsaría la capacidad de exportación de crudo de Arabia Saudí, que ya ha dicho que su límite de capacidad de producción será de 13 millones de bpd cuando se alcance en 2027.
Arabia Saudí no tendrá capacidad adicional para aumentar la producción por encima de los 13 millones de bpd que se ha comprometido a tener en 2027, así lo ratificó la el príncipe heredero saudí Mohammed bin Salman en la cumbre de lideres árabes realizada la semana pasada con la participación del presidente norteamericano Joe Biden.
Refiriéndose al suministro de petróleo a los mercados globales, el príncipe heredero dijo que "el Reino hará su parte en este sentido, ya que anunció un aumento de su capacidad de producción hasta 13 millones de barriles por día, después de lo cual el Reino no tendrá ninguna capacidad adicional para aumentar la producción." "
Recordar que la capacidad máxima de 13 millones de b/d no se puede alcanzar en forma de producción máxima continua (un año entero), porque los campos necesitan paradas de mantenimiento.
Variabilidad de la fecha de inicio de descenso, en función de URR.
La cifra promedio del total URR son 306.000 millones de barriles.
Si el decline comienza en 2027, la URR (reservas totales recuperables) se quedaría en 290.000 millones y si empieza el decline en 2032, llegaría hasta los casi 310.000 millones de barriles, alcanzando el límite superior del 52% de recuperación promedio de todos sus campos.
Declive de Ghawar finalmente reconocido.
En 2019, Saudí Aramco presentó un informe donde reconocía que Ghawar tenía una capacidad máxima de 3,8 millones de b/d. Por lo tanto el decline sobre su producción máxima de 5,5 millones de b/d estaba muy avanzado.
El otro elemento que creó al menos algunos titulares fue la tabla en la página 88 que se refería a la capacidad de producción por campo, mostrando que el campo supergigante Ghawar tiene una capacidad de "solo" 3,8 millones de barriles por día, por debajo de la sabiduría convencional de 5 mb/d. La mayoría consideró esto una sorpresa; un bloguero dijo que la noticia "sorprendió a los analistas" y un analista afirmó que "la cifra de capacidad de producción sorprendentemente baja de Ghawar es lo más destacado del informe".
Dentro de todas las predicciones de producción futura de Ghawar, la que mejor ha encajado es este escenario de Euan Mearns.
1. Ghawar
Ghawar se encuentra en Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 3,04 mmbpd en 2022 y recuperó el 66,59 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1980. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2081. Compre el perfil aquí .
2. Gran Burgán
Gran Burgan se encuentra en Al Ahmadi, Kuwait. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Kuwait Petroleum y es operado por Kuwait Oil Co. El campo produjo 1,51 mmbpd en 2022 y recuperó el 79,02 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1972. Según las estimaciones de GlobalData, la producción continuar hasta que el campo alcance su límite económico en 2041. Compre el perfil aquí .
3. Rumaila
Rumaila se encuentra en Basora, Irak. Este campo de petróleo crudo es propiedad de BP , China National Petroleum , Ministerio de Petróleo, Irak y es operado por Rumaila Field Operating Organisation (ROO). El campo produjo 1,42 mmbpd en 2022 y recuperó el 68,64 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1979. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2049. Compre el perfil aquí .
4. Complejo Khurais
El Complejo Khurais está ubicado en la Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 1,25 mmbpd en 2022 y recuperó el 24,96 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2025. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2077. Compre el perfil aquí .
5. Shaybah
Shaybah se encuentra en Provincia Oriental, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,93 mmbpd en 2022 y recuperó el 31,58 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2043. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2093. Compre el perfil aquí .
6. Safaniyah
Safaniyah se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,85 mmbpd en 2022 y recuperó el 58,59 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 1981. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2052. Compre el perfil aquí .
7. Alto Zakum
Upper Zakum se encuentra en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Abu Dhabi National Oil Co, Exxon Mobil , Inpex y es operado por ADNOC Offshore. El campo produjo 0,82 mmbpd en 2022 y recuperó el 47,13 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2024. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2075. Compre el perfil aquí .
8. Manifa
Manifa se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,78 mmbpd en 2022 y recuperó el 33,18 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2015. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2061. Compre el perfil aquí .
9. zulúf
Zuluf se encuentra en el Golfo Arábigo, Arabia Saudita. Este campo de petróleo crudo es propiedad de Saudi Arabian Oil Co y es operado por Saudi Arabian Oil Co. El campo produjo 0,76 mmbpd en 2022 y recuperó el 26,71 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2028. Basado en estimaciones de GlobalData , la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2068. Compre el perfil aquí .
10. Bloque 6
El bloque 6 se encuentra en Dhofar, Omán. Este campo de petróleo crudo es propiedad del Gobierno de Omán, PTT Public Co, Shell , TotalEnergies y es operado por Petroleum Development Oman . El campo produjo 0,76 mmbpd en 2022 y recuperó el 73,78 % de sus reservas totales recuperables de petróleo crudo y condensado, con una producción máxima en 2001. Según estimaciones de GlobalData, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2055. Compre el perfil aquí .
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El petróleo saudita presentó los siguientes proyectos de ampliación, con su campo, capacidad y fecha de terminación.
https://www.edisongroup.com/insight/whats-going-on-with-saudis-rig-count/
| Campo | Capacidad (mbbl/d) | Terminación |
|---|---|---|
| Khursaniyah | 500 | 2008-10 |
| Shaybah | 250 | 2009 |
| Nuayyim | 100 | 2010 |
| Jurais | 1200 | 2010 |
| Safaniyah | 200 | 2010 |
| Manifa | 900 | 2013 |
| Total | 3,150 |
El principal programa de capital de Aramco comenzó en 2007 y se completó en 2010, con la puesta en marcha del campo gigante Khurais (1,2 mmbbl/d), Khursaniyah (500 mbbl/d), la expansión de Shaybah (250 mbbl/d) y Nuayyim (100 mmbbl/d). d). Esto permitió a Arabia Saudita alcanzar su objetivo de 12,5 mmbbl/d a fines de 2009, de acuerdo con el plan. Esta ola de inversión fue seguida por el proyecto de petróleo pesado Manifa de 900 mbbl/d, cuya puesta en marcha tuvo lugar en abril de 2013.
Desde la finalización de Manifa, el ritmo de inversión en la expansión de la capacidad petrolera parece haberse ralentizado notablemente. Actualmente, Saudi Aramco está planificando solo dos proyectos petroleros: una expansión de 300 mbbl/d en Khurais (a 1,5 mmbbl/d) para 2017 y una expansión de 250 mbbl/d en Shaybah a 1 mmbbl/d para fines de 2015. La capacidad adicional de estos proyectos de 550 mbbl/d representa menos de una quinta parte de la nueva capacidad de la ola anterior de proyectos.
Posteriormente, como he comentado antes, tiene en desarrollo ampliaciones en Marjan (300.000 b/d), Berry (250.000) y Zuluf (600.000 b/d), dando por terminado su incremento de capacidad.
Lo que nos quiere decir todo este análisis es que Arabia ha puesto todos los desarrollos que podía avanzar y no tiene forma de incrementar la producción de petróleo con nuevos campos. El decline avanzado de Ghawar y otros viejos campos supergigantes y la falta de nueva producción, señalan que a partir de 2027 (quizás unos años más tarde, si se retrasa un poco el plan de desarrollo) comienza un declive en la producción saudí. Los viejos campos siguen declinando y esta vez no es posible sustituir el petróleo que declina por nueva producción.
Volviendo a la figura 2, ahora es posible explicar el desarrollo futuro de la producción de petróleo en Arabia atendiendo a las estimaciones del análisis.
Para calcular este tipo de curvas se utiliza el URR (total reservas recuperables). La línea azul marca la producción de petróleo, que en el pasado (hasta 2023) es conocida.
El área formada por la curva y el eje de las X (tiempo en forma de año), corresponde a las reservas totales URR. La forma de caída de la curva es también conocida por la experiencia y tiene forma exponencial. Por lo tanto, con los datos conocidos de producción, la forma de caída y las reservas totales estimadas URR, es posible dibujar esa línea que nos define el declive esperado.
En el caso de Arabia, estamos en 2023 y en el gráfico se ha formado entre 2005 y 2023 una meseta ondulante de producción en torno a 10 millones de b/d. El área bajo esa curva de producción conocida desde 1940, alcanza los 170.000 millones de barriles. Si aceptamos un URR de 306.000 millones, y la forma de caída de la línea discontinua azul, es posible estimar el momento en que comienza la caída.
La meseta de 10 millones de b/d consume 3.650 millones de barriles al año. Por lo tanto es posible evaluar el periodo de tiempo donde los saudíes pueden mantener esta producción.
En cifras. URR total 306.000 millones. - 210.000 millones del gráfico = 96.000 millones de meseta
El número de años de meseta será esos 96.000 millones dividido por los 3.650 millones de barriles de producción anual a 10 millones de barriles.
96.000 millones / 3.650 millones = 26 años.
Por lo tanto, la fecha de inicio de declive terminal será 2005 + 26 = 2031.
En función de la mayor o menor producción anual ( y de las estimaciones totales de URR), es posible variar esta fecha. Viendo el declive acelerado de Ghawar, quedan pocas dudas sobre la posibilidad cierta de la caída esperada. Observar que en 10-15 años, la producción pasa de 10 millones de b/d a solo 5 millones de b/d.
Otros datos importantes.
En la presentación de 2004 y antes de los numerosos proyectos de ampliación desarrollados entre 2004 y 2027, Saudí Aramco dio los porcentajes de agotamiento de sus yacimientos.
Gracias a GlobalData (imagino que los datos los ha conseguido con información cercana a Saudí Aramco) podemos ver como ha evolucionado el agotamiento entre 2004 y 2022.
Ghawar pasa de un 48% a un 66,59%.
Safaniya pasa de un 26% a un 58,59%.
Zuluf pasa de un 16% a un 26,71%.
Shaybah pasa de un 5% a un 31,58%.
Khurais alcanza el 24,96%.
Manifa alcanza el 33,18%.
El hundimiento de Ghawar ha obligado a desarrollar con fuerza, los campos menos desarrollados. Pero viendo el rápido agotamiento de estos campos (ver el salto de Shaybah), es evidente que no se puede sustituir tan fácilmente Ghawar.
Otra referencia importante es como se distribuye en zonas Ghawar.
Las mejores zonas por grosor, porosidad, permeabilidad eran Ain Dar, Shedgum y Uthmaniyah, ahora completamente agotadas. La recuperación de los peores reservorios es muy probable que no alcance las grandes tasas de las anteriores, por lo que el declive de Hawiyah y Haradh será más rápido y probablemente, el factor de recuperación empeora para estas zonas.
Saludos.
PD 20/09/2023.
https://peakoilbarrel.com/opec-update-september-2023/#comments
Distribución de la producción de petróleo saudí a lo largo del tiempo (hasta 2018), según los yacimientos.
Forecast producción petróleo Arabia.
Bravo, bravo, bravo. Gracias por el análisis. No son cuentas muy complicadas para los que tenemos formación técnica, pero cuesta encontrar las cifras para hacerlas.
ResponderEliminarEste análisis, si lo extrapolamos y pensamos que el resto del mundo está igual (que quizás es mucho suponer...) me dice pues que:
- boom económico no va a volver a verse
- pero el descalabro acelerado es para la siguiente década.
Nos quedan pues mínimo 5 añitos de tensiones, fricciones etc entre países y dentro de las sociedades, pero estos plazos pues encajan con las políticas que se están intentando implementar a todos los niveles.
Muy probablemente el 2030 sea fecha clave.
Digamos que empleando un símil médico, hemos desarrollado cáncer, ahora estamos con metástasis, estamos notando ya síntomas raros, pero será en 2030 cuando empecemos la fase terminal (aún nos queda pasar por tratamientos muy duros que no nos salvarán hasta entonces).
Sobre la bocina... aún hay tiempo para hacer deberes
Un dato que no he comentado, pone de manifiesto al agotamiento de los viejos campos supergigantes.
EliminarGran Burgan (Kuwait) es el segundo mayor campo del mundo. Alcanzó el pico de producción en 1972, con 2,4 millones de b/d. mediante técnicas de perforación horizontal y producción controlada por ordenador, han conseguido extraer 1,51 millones de b/d en 2022, lo que es un logro impresionante después de 50 años de pico.
Lo preocupante es que el campo está agotado hasta casi un 80% y aún produce 1,51 millones de b/d. Es decir, con esa tasa de agotamiento , cualquier día la producción colapsa. No lo vamos a ver venir, nos va a impactar en la cara, cuando todos estos campos supergigantes, se derrumben de repente, porque todo el esfuerzo de los operadores se ha dirigido a exprimirlos al límite.
Saludos.
No solo es Oriente Medio.
EliminarRusia tiene su particular versión de la reina roja, agravada desde la invasión de Ucrania y las sanciones occidentales.
La información de 2019, pone las cosas claras.
https://peakoilbarrel.com/opec-tight-oil-and-russia/
En 2009, el analista de petróleo y gas de Renaissance Capital, Alex Burgansky, dijo:
Si excluye toda la actividad de perforación que tiene lugar cada año, entonces la disminución orgánica de la producción rusa es cercana al 19%. Para compensar esa disminución orgánica, Rusia perfora entre 5000 y 6000 pozos cada año.
5 a 6 mil en 2009, 8 a 9 mil en 2014. Ahora están perforando 3,000 pozos más que hace cinco años y la producción se ha estancado durante aproximadamente un año y medio. Rusia tiene su propia versión de la Reina Roja.
Saludos.
Por ejemplo,
Eliminarhttps://www.naturalgasworld.com/russia-continues-cranking-up-oil-drilling-in-west-siberia-data-shows-105249
MOSCÚ, 19 mayo (Reuters) - Rusia continuó aumentando la perforación en su corazón petrolero en Siberia occidental en abril, aunque la producción allí está disminuyendo gradualmente, según datos industriales vistos por Reuters el viernes.
La región rusa de Khanty-Mansiisk (Yugra) en Siberia Occidental representa alrededor del 40% de la producción total de crudo del país, pero sus campos petroleros están cada vez más agotados y se requiere más perforación para producir petróleo de los depósitos maduros.
Según los datos, la región abrió 472 nuevos pozos de petróleo en abril, frente a los 402 de marzo y los 301 de febrero.
La producción de petróleo en Yugra disminuyó el mes pasado a 17,78 millones de toneladas desde los 18,57 millones de toneladas de marzo, que es un día más.
El año pasado, la región produjo alrededor de 223 millones de toneladas, o 4,5 millones de barriles por día, de condensado de petróleo y gas del total de 535 millones de toneladas de Rusia.
Saludos.
Impresionante análisis Quark, enhorabuena. Me pregunto, si Arabia Saudí presenta estos números ¿qué será de aquellos países productores con menos reservas?, ¿qué será del mundo con una demanda creciente?, ¿que pasará si el autoconsumo deja menos a la exportación?
ResponderEliminarCreo que todos nos imaginamos el panorama.
EliminarSaludos.
Uau, estás en racha.
ResponderEliminarSi no lo he entendido mal, el grafico de la figura dos, hecha en 2010, preveía un abrupto descenso inminente que resultó ser erroneo?
Sí, las gráficas dependen de la URR, es decir de la "estimación" de reservas totales.
EliminarY las reservas dependen del petróleo descubierto (no suele variar su asignación) y del factor de recuperación de los yacimientos. En la estimación de Theoildrum, se optaba por un factor de recuperación más bajo, acorde con lo visto en los archivos de la IHS, pero el extraordinario reservorio de Arabia unido a la mejor tecnología del mundo ha elevado hasta máximos ese factor de recuperación. Ahora casi 15 años después, tenemos mejores datos para afinar el pronóstico, aunque siga siendo difícil predecir el futuro.
Saludos.
Ah ahora entiendo gracias
EliminarEn la huida hacia delante emprendida por los gobiernos, la deuda pública global sigue creciendo.
ResponderEliminarEl caso estadounidense es otro ejemplo de deuda perpetua, que parece no tener importancia ... hasta que la tiene.
https://wolfstreet.com/2023/06/17/us-national-debt-hits-32-trillion-up-by-572-billion-since-debt-ceiling-suspended-tga-starts-refilling-draining-liquidity-from-markets/
Saludos.
Soy un poco malo y perezoso con las matemáticas y además, seguro que alguien ya ha hecho ese trabajo y para qué hacerlo dos veces jaja, es muy difícil hacerse la idea de las dimensiones de los campos petrolíferos en millones de barriles, pero alguien se ha tomado la molestia de compararlo con algún gran lago o masa de agua? para hacerse una idea de todo el petróleo que hay debajo de eso campos?
ResponderEliminarSí, ibones. Son inmensas las reservas que tenemos (y hemos tenido), sobre todo teniendo en cuenta que han debido soportar 150 años de civilización tecnológica (más lo que pueda quedar).
EliminarPara que nos podamos hacer una idea de esto, sólo tenemos que fijarnos en el consumo diario de petróleo en el mundo: grosso modo, unos 100 mb/d, los cuales equivaldrían a unos casi 16 Hm3/d. Si tenemos en cuenta que una piscina olímpica (estándar de comparación oficioso hoy en día) contendría unos 3375 m3 (según la Wikipedia), el planeta se ventilaría todos los días el total de 4711 piscinas de dimensiones olímpicas.
Y al parecer, todo indica que la demanda de "piscinas" va a crecer en los próximos años...
Otra manera de hacerse una idea es transformar la producción diaria a caudal. Si no hago mal las cuentas, estamos hablando que se producen 185 m3/s de petróleo.
EliminarEs un caudal que Ebro o Duero no llevan todos los días, para que lo entendáis...
La transición energética tal y como está planteada supone sustituir la energía de ese río de petróleo por placas solares y turbinas eólicas.
Súmale además el gas y el carbón.
Parece que en Forbes piensan lo que se les dice que tienen que pensar.
ResponderEliminarhttps://forbes.es/opinion/296748/el-fin-del-petroleo/
El autor, Ignacio Rodriguez Burgos, es el redactor jefe de economía de onda cero.
Eliminar" El estallido de las energías renovables es indudable. En España se ha llegado a cubrir la mitad del consumo con la solar y la eólica. Además, los precios de producción siguen a la baja. No solo hay cambios intensos en el mundo del kilovatio, también en el resto de la industria y en los servicios. En los datos de inversión ofrecidos recientemente por el BBVA se aprecia un notable incremento de la inversión en maquinaria, motores y bienes, equipos eléctricos. Se movilizan gigantescas inversiones en nuevas fábricas tanto de coches como de baterías, a la espera del milagro en el almacenamiento, mientras el autoconsumo se extiende por hogares, comercios, factorías y supermercados. Sus tejados se transforman en centrales energéticas. Las empresas se adaptan y cambian de apuesta, del negro petrolero al verde renovable."
Saludos.
Ya, ya...
Eliminarhttps://blogs.publico.es/otrasmiradas/73505/la-moto-que-nos-venden-sobre-la-transicion-energetica/
"Por transición energética deberíamos entender el hecho de que el crecimiento de las energías renovables conlleve decrecimiento en el consumo de combustibles fósiles, algo que justamente no está ocurriendo. Más bien, lo que sucede es que, por mucho que crecen las energías renovables, también crecen los combustibles fósiles".
"Según el último 'Statistical Review of World Energy' de BP, el del 2022, del conjunto de la energía primaria que gastamos en el mundo (595,15 exajulios), solo el 6,7 % es energía renovable (39,91 exajulios), y eso incluye la biomasa y otras fuentes que la AIE considera renovables, que, si las excluimos, resulta que las renovables solar y eólica solo son el 1,7 % (10,4 exajulios). Los combustibles fósiles representan todavía el 81,4 % de la energía primaria que consumimos. Este es el punto de partida, de modo que por muy alto que sea el porcentaje de crecimiento de las energías solar y eólica, que lo es, necesitará mucho tiempo para comenzar a sustituir a los combustibles fósiles".
Yo calcule por encima y muy rapido (por lo que puede que me colara) cuanto nos hemos gastao ya y me salia, tanto como agua hay en el lago Titi Caca...Y alli hay mucha mucha agua, 900km3 para ser exacto. Dicho de otro modo, 360 millones de piscians olimpicas.
ResponderEliminarcomo por ahora el gasto es constante de unos 100M b/d, en 10 años necesitaremos unas 25millones de piscinas...
ResponderEliminarLa demanda interna en China de diésel y gasolina sigue muy baja. En cambio se las exportaciones se disparan.
ResponderEliminarhttps://es.investing.com/news/economic-indicators/exportaciones-chinas-de-gasoleo-en-mayo-casi-cuadruplican-las-del-ano-anterior-2412064
"Las exportaciones de gasóleo se multiplicaron casi por cuatro a 600.000 toneladas, mientras que las de gasolina subieron un 67% a 1,36 millones de toneladas.
La persistente debilidad del mercado inmobiliario chino, patente en datos recientes que muestran un descenso de la inversión en propiedades, ha lastrado la demanda interna de gasóleo, junto con la atonía del sector manufacturero."
Debilidad de la demanda en China, Europa y EE.UU, los tres monstruos del consumo. Y a pesar de ello, la demanda de productos petrolíferos están en 102 millones de b/d.
Saludos.
¿Están haciendo negocio comprando petróleo ruso barato y exportándolo caro?, estos se las saben todas
ResponderEliminarBuenas, nada que a partir del 2030, si no es antes, se va a poner la cosa muy caliente, solo falta que coincidan el descenso del fraking americano con el descenso de producción arabe.
ResponderEliminarNo se si les dara tiempo a construir esa ciudad del futuro en medio del desierto.... en fin.
aqui os dejo una entrevista de Pedro prieto, de las ultimas que ha dao largas, una joya en mi opinion. https://www.youtube.com/watch?v=ZFLtEa3fCRA
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