WEO 2008, una visión retrospectiva.

 El informe WEO 2008 fue uno de los más importantes de la década.

Mariano Marzo y Pedro Prieto llevaban los análisis españoles del peak oil y este análisis resumen del WEO 2008 , firmado por Mariano Marzo es excelente.

[Una de las conclusiones más relevantes del World Energy Outlook 2008 (WEO 2008), publicado el pasado mes de Noviembre por la Agencia Internacional de la Energía (AIE), es que la seguridad del suministro global de petróleo depende más de la tasa de declive de la producción que de la tasa de crecimiento de la demanda. Según el WEO 2008, la mayor parte de las inversiones futuras deberán destinarse a compensar la pérdida de la capacidad productiva de los campos actualmente en explotación. 

Esta perdida o declive productivo tiene lugar cuando el yacimiento alcanza su madurez, sobrepasando un punto a partir del cual ni el despliegue tecnológico ni el esfuerzo inversor pueden detener una disminución de la presión que se traduce en un descenso del caudal obtenido a boca de pozo. 

Tal y como muestra la figura 1, la AIE espera que como consecuencia de dicho declive la producción global de crudo convencional procedente de los yacimientos actualmente en producción caiga de 70 millones de barriles diarios (Mbd) en 2007, a 51 Mbd en 2015, y a 27 Mbd en 2030. Es decir, una caída de 43 Mbd (excluyendo los aumentos de producción obtenidos a partir de la aplicación de técnicas de mejora de la recuperación del petróleo). Eso significa que entre 2007 y 2030, para mantener la capacidad de producción a los niveles de 2007 y cubrir las necesidades surgidas del incremento de la demanda prevista, cifradas en torno a los 21 Mbd, la industria petrolera tendrá que desarrollar una nueva capacidad productiva cercana a los 64 Mbd, volumen que equivale a más de seis veces la existente hoy en día en Arabia Saudita. Y el tiempo apremia, ya que, de aquí a seis años, en 2015, la nueva capacidad requerida será de 30 Mbd.

El análisis campo a campo de la AIE.

 La AIE ha llegado a estas conclusiones tras estudiar la historia de la producción y otros datos técnicos de aproximadamente 800 de los mayores yacimientos petrolíferos del mundo. La base de datos analizada incluye todos los campos súper-gigantes (54 en total) y gran parte de los campos gigantes (263 sobre un total de 320) que actualmente se encuentran en producción. 

Asimismo, también se han estudiado la mitad (285) de los campos catalogados como grandes y alrededor de 200 campos asimilables a la categoría de pequeños1 . Aunque hoy en día existen cerca de 70.000 campos en producción en todo el mundo, los yacimientos analizados por la AIE aportaron en 2007 más de dos tercios del petróleo crudo producido en el mundo. Es interesante subrayar que la mayoría de los campos descubiertos hasta la fecha en el mundo ya han sido puestos en producción. En porcentaje, este hecho resulta especialmente cierto para los campos de mayor tamaño, principalmente porque muchos de ellos fueron descubiertos hace varias décadas. De los 58 campos super-gigantes hallados hasta la fecha, solo cuatro de ellos no han sido puestos en producción. Asimismo, de los aproximadamente 400 campos gigantes descubiertos tan solo 80 no están todavía en fase de producción. En total, se estima que el 79% de las reservas mundiales de petróleo convencional se localizan en campos que ya están siendo explotados. Por lo tanto, conocer las perspectivas de producción en dichos campos resulta fundamental para evaluar la seguridad del suministro mundial de petróleo a corto y medio plazo.

 Tamaño, edad y distribución geográfica de los campos en producción.

 Como se ha indicado con anterioridad, en la actualidad existen alrededor de 70.000 campos de petróleo en producción en todo el mundo. Sin embargo, la mayor parte del crudo proviene de un pequeño número de campos muy prolíficos, en su mayoría súper-gigantes y gigantes, localizados en Oriente Medio y Rusia. Así, en 2007, la producción de los diez mayores yacimientos mundiales ascendió a algo más de 14 millones de barriles diarios (Mbd), volumen que representó el 20% mundial, mientras que si consideramos los primeros veinte campos la producción fue de 19,2 Mbd, cifra equivalente a mas del 25% global. Hoy en día, alrededor de 110 campos producen más de 100.000 barriles diarios cada uno y, en conjunto, estos 110 representan algo más del 50% mundial. El porcentaje restante proviene de un gran número de campos pequeños con una producción inferior a 100.000 barriles por día. 

Esta claro que los suministros mundiales de petróleo son muy dependientes de un reducido número de súper-gigantes y gigantes que han venido siendo explotados durante décadas. Sin embargo, a pesar de ello, la producción de dichos campos ha crecido significativamente en los últimos dos decenios, tras reducirse drásticamente a finales de la década de los setenta y principios de los ochenta a causa de la política de la OPEP. De esta forma, la cuota de producción mundial proveniente de los campos súper-gigantes y gigantes incluidos en la base de datos de la AIE pasó del 56% en 1985, al 60% en 2007. 

Sorprendentemente, algunos campos, que entraron en producción antes de la década de los setenta son los que hoy en día todavía aportan algo más de 24 Mbd en 2007, o el equivalente al 35% mundial. Sólo cinco campos súper gigantes o gigantes han empezado a producir en la actual década (Ourhoud en Argelia, Grane en Noruega, Girassol en Angola, Jubarte en Brasil y Xifeng en China). En 2007, estos cinco tan solo representaron algo más del 1% de la producción mundial.]

    

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Mirando el gráfico de la producción mundial prevista en 2008 y la real en 2023, la desviación ( a la baja en 2008) apenas alcanza unos 2 o 3 millones de b/d.

A pesar del elevado grado de acierto, lo realmente importante es el enorme error en la  procedencia de esos líquidos. En 2008 el shale oil no existía como recurso de futuro (aunque era conocido desde hace mucho tiempo). 

Suponer que la extracción más cara del shale oil, ha desplazado a los yacimientos en tierra de Oriente Medio (mucho más baratos obviamente) es una afirmación dudosa. Es mucho más lógico pensar que las reservas de Oriente Medio no son tan elevadas como siempre nos han contado, puesto que si no fuera así, el petróleo seguiría a 26$ y el shale oil nunca se hubiera desarrollado. 

Además desde 2008, la tasa de descubrimientos de petróleo ha brillado por su debilidad.

     

En este gráfico de Rystad podemos ver los descubrimientos de petróleo y gas desde 2010.

En 2010 tuvimos el último gran campo, Libra en Brasil (acompañado por Sverdrup en Noruega). En 2012-2013, una serie de notables hallazgos en el golfo de México norteamericano engordaron las cifras. Y por último, desde 2015, la serie fantástica de Guyana.

Prácticamente todos ellos están produciendo actualmente y solo los desarrollos de Brasil y Guyana, traerán nuevo petróleo al mercado hasta 2030.

Si en 2008 apenas quedaban campos gigantes por desarrollar y en 2023, está todo en marcha, ¿cúal ha sido la noticia que nos ha salvado del desastre estos últimos 15 años?.  

Sí, el shale oil y shale gas ha sido el milagro. Entre la producción de shale oil y los LGN de los yacimientos de shale, suman 16 millones de b/d de un total de 100 millones b/d mundiales. Un 16% desarrollado a lo largo de estos 15 años ha sido la salvación de la economía mundial, que desde 2008 viene pendiendo de un hilo, cuando hablamos de recursos del petróleo.

Este inmenso recurso (16 millones de b/d son casi 6.000 millones de barriles al año y 60.000 millones en 10 años) ha "protegido" la economía mundial del desastre previamente anunciado por las previsiones del peak oil, tan en boga en 2008.

Por supuesto, no hay ningún recurso extra detrás del shale oil (como se puede ver por la dramática caída de los descubrimientos en la última década)  y para hacer de la necesidad virtud, se puso en marcha la transición energética acelerada. Antes de que nos quedemos sin petróleo, tenemos que construir un sistema energético independiente del petróleo, puesto que no queda nada por desarrollar después de 2030.

Llama también la atención el inicio de una leve caída en la producción de los yacimientos de shale gas (el total de la producción de gas sigue subiendo porque la parte de gas correspondiente al shale oil, sigue aumentando).

https://www.artberman.com/blog/draining-america-first-the-beginning-of-the-end-for-shale-gas/ 

 

WEO 2023.

Entre el shale oil, los LGN y la perforación horizontal que limita el decline observado, hemos sobrevivido los últimos 15 años, pero las previsiones de producción hasta 2050 que introduce el informe WEO 2023, son tétricas en el caso del escenario net zero (porque la demanda desaparece, claro).

En este gráfico (dividido entre Opep+ y no Opep+) se definen los tres escenarios previstos. La línea azul si todo sigue como hasta ahora, la línea naranja si se aplican las políticas restrictivas aprobadas y la línea verde si pasamos al net zero.

En el primer caso, se necesitan fuertes inversiones para sustituir el petróleo que declina (se da por supuesto que las reservas necesarias existen), en el segundo necesitamos una inversión mucho menor y en el zero neto, apenas nada (con los campos actuales es suficiente y el decline natural hace el resto), 

Crecimiento de la demanda de petróleo hasta 2028.

Las previsiones de demanda de la IEA son crecimiento  hasta 2028. Es decir , IEA cree que la demanda de petróleo seguirá el escenario actual (línea azul en los gráficos anteriores) hasta 2028, a pesar de toda la transición energética masiva programada hasta 2030.

Y ya tiene distribuida la aportación de líquidos para cubrir el crecimiento de la demanda. Con este reparto, tenemos todos los proyectos en marcha hasta 2028, como he repetido muchas veces. Es correcto, excepto el caso de la aportación norteamericana que ya se verá por donde evoluciona a partir de 2025-2026. 

     

   Y ahora, ¿cómo vamos a descender de consumir 105,7 millones de b/d hasta solo 20 millones de b/d en 2050, sin que la economía sufra la mayor crisis de la historia?.

La electrificación del sistema va a reducir notablemente el uso del gas y del carbón, en la generación de electricidad, pero más allá de eso, no se sabe como vamos a reducir el uso del petróleo.

 Los proyectos sobre el papel son maravillosos, pero la dinámica actual es contraria a las previsiones.

Veamos un resumen.

1º). El consumo de petróleo sigue subiendo hasta 2028, y todo el mundo lo admite.

2º). Para reducir el consumo de líquidos desde 106 millones a solo 20 millones de b/d en 22 años, necesitamos una reducción de 4 millones de b/d cada año, contando con que el tercer mundo va a seguir incrementando la demanda. Es decir, entre Occidente y China, deberemos reducir la demanda de petróleo casi 5 millones de b/ cada año entre 2029 y 2050, para cumplir con las perspectivas del escenario zero neto.

3º) La reciente aprobación en la COP28 de la eliminación total de los combustibles fósiles en 2050, obliga moralmente a entrar en el escenario net zero. 

4º) La reciente crisis de la eólica, la disminución de las ventas esperadas de los coches eléctricos, la saturación de la fotovoltaica (no se esperan grandes incrementos en los próximos años), el retraso en la capacidad de almacenamiento de energía, la difícil adaptación de las redes eléctricas, la incapacidad de extraer los materiales críticos en la cuantía necesaria, son ejemplos de los problemas que no estaban sobre los planes de papel previstos en el escenario net zero.

5º) La más que probable crisis económica antes de 2030 por el exceso de deuda, impedirá financiar el macroplan de la transición y debilitará la demanda de eléctricos.

La deuda americana ha alcanzado los 34 billones de dólares y el coste de los intereses acaba de superar el billón anualizado (y seguirá creciendo).

6º). No se tiene en cuenta los costes energéticos exacerbados que soportan los consumidores.  Se nos dice por activa y por pasiva, que las renovables son muchísimo más baratas que los fósiles, pero lo cierto es que la crisis energética europea ha hundido el corazón de Alemania.

El índice Gfk de Alemania mide la confianza de los consumidores en la actividad económica. El índice largo desde el año 2000 es demoledor. Solo en la crisis punto.com de 2002-2003 estuvo negativo hasta ahora. Primero la pandemia y sobre todo la crisis energética consecuencia de eliminar el barato gas ruso y su deriva inflacionista, ha hundido la confianza en la economía hasta extremos de gran depresión. Incluso en la gravísima crisis de 2008, quedó en positivo el índice, lo que nos dice mucho de la gravedad de la situación actual. También señala la sensación de empeoramiento económico en las circunstancias personales de la ciudadanía, frente a unas estadísticas oficiales de crecimiento (PIB desde 2021) y control de la inflación.     

      

7º) Las bolsas no reflejan este empeoramiento de la confianza. La bolsa alemana se encuentra en máximos históricos.

 8º). La capacidad industrial de Occidente depende totalmente de China.

https://cepr.org/voxeu/columns/china-worlds-sole-manufacturing-superpower-line-sketch-rise 

La capacidad de la industria china supera la suma de las nueve naciones que le siguen (ver gráfico).  

    

En lo referente a la transición energética es mucho peor. De los alrededor de 14 millones de coches eléctricos vendidos en 2023, China ha comprado 8,1 millones. En la instalación de nueva capacidad fotovoltaica, de los 380 GW mundiales, a China le corresponden más de la mitad.

Con estos datos queremos eliminar a China de la competencia occidental. Mientras Alemania se hunde como potencia industrial, debido a la energía muy cara, China dispone de todas las ventajas. No parece que los planes faraónicos europeos se puedan cumplir sin la intervención china. Tampoco los problemas en el eólica occidental han afectado mucho a las compañías chinas del sector.    

El día a día (y las bolsas en máximos) disimula la constatación de estos desagradables problemas. Pero siguen creciendo lejos de arreglarse, hasta que lleguemos al momento de la catarsis.

Desde el WEO 2008 han sucedido muchas cosas. Ni el shale oil, ni la transición energética acelerada, ni la dependencia industrial de China, formaban parte de sus análisis. Seguro que el WEO 2038 es completamente diferente al de las previsiones de 2023.

Saludos. 

PD Un sector a vigilar para comprobar la transición del petróleo a la electricidad es el transporte por carretera y las ventas de eléctricos.

Poco a poco, el mercado se va ajustando a crecimientos más bajos.

https://elperiodicodelaenergia.com/las-ventas-de-vehiculos-electricos-alcanzan-los-14-millones-en-2023-y-aumentaran-a-167-millones-en-2024/  

La previsión para 2024 marca una ralentización de las tasas de crecimiento anual causada por el calendario normativo en Europa, la saturación del mercado en China, los elevados tipos de interés a los que se enfrentan los consumidores estadounidenses, la lenta adopción de los vehículos eléctricos por parte de los tres grandes fabricantes de automóviles en EEUU y la incapacidad de Tesla para renovar su gama de modelos.

El mercado de vehículos eléctricos de pasajeros en China creció un 27% interanual en el tercer trimestre de 2023, superando los 2,2 millones de vehículos eléctricos vendidos. Las ventas de vehículos eléctricos en el país ascenderán a 8,1 millones en 2023. No obstante, se avecina una ralentización en 2024, ya que BNEF prevé que las ventas en China sean sólo un 18% superiores a las de 2023 -9,7 millones de vehículos eléctricos vendidos-, debido a un menor impulso normativo, a la saturación del mercado y a una situación económica más difícil en el país.