Chevron muestra el verdadero problema. El declive es brutal.

 Ayer tuvimos la "fiesta" anual del otoño, donde la IEA nos muestra lo maravilloso que puede ser el futuro. Este año tocaba acercarse al lobby petrolero, después de varios años de mayor influencia del lobby renovable y el WEO 2025 desempolva el "escenario Opep", donde la demanda de petróleo no termina de crecer hasta más allá de 2050. 

Leyendo el informe, el escenario base es una mezcla del "escenario Opep" y el STEPS. Eso se puede ver cuando analiza las perspectivas futuras región por región, al final del informe. En ningún momento tiene en cuenta el escenario Net Zero, que solo es un "espantajo" para que no protesten las empresas de energías verdes.

Nos hablan de una demanda creciente de petróleo, de la resurrección de la energía nuclear y del avance de las renovables, en una mezcolanza de todo tipo de fuentes energéticas, cuyo objetivo final es una expansión energética.

En la pequeña parte dedicada al petróleo, sugieren que se necesitan 25 millones de b/d en nuevos desarrollos hasta 2035.

Reconocían que el exceso actual desaparecerá muy pronto.

  "Los mercados petroleros parecen estar bien abastecidos a corto plazo, gracias a un grupo de cinco productores en América (Estados Unidos, Canadá, Guyana, Brasil y Argentina) y a un crecimiento moderado de la demanda. Sin embargo, las actuales presiones a la baja sobre los precios no se mantendrán por mucho tiempo en el escenario de producción en serie. La disminución subyacente de la producción en los campos existentes y el continuo crecimiento del consumo disiparán el actual exceso de oferta de petróleo con relativa rapidez. En este escenario, se necesitarán unos 25 millones de barriles diarios (mb/d) de nuevos proyectos de producción de petróleo hasta 2035 para mantener el equilibrio de los mercados, y los precios del petróleo subirán desde los niveles actuales para incentivar estos proyectos adicionales de exploración y producción."  

Ayer ya decía que se habían quedado muy cortos en sus estimaciones.

El declive natural en los yacimientos de petróleo alcanza cotas superiores al 8% anual. Las empresas y los estados invierten en mantener la producción, lo más alta posible con técnicas como la recuperación mejorada inyectando agua o gas a los reservorios, junto con la perforación de relleno horizontal y vertical.

Mediante estos procedimientos, el declive observado promedio baja al 5,6%, según la propia IEA.  

Es decir, la mayor parte de las inversiones se dedican a reducir ese declive natural. Y las inversiones en nuevos campos, deben suplir el decline observado. El problema es que un 5,6% es muy alto.

85 millones de b/d (promedio mundial esperado para 2026) x 5,6% = 4,76 millones de b/d.

Los nuevos desarrollos deben cubrir esos 4,76 millones.

El cálculo  hasta 2035 es sencillo.

4,76 x 10 años (2035 - 2025)  = 47,6 millones de b/d.

Actualmente hay aprobados unos 6 millones  de b/d de nueva producción hasta 2030. Eso nos deja alrededor de 42 millones de b/d de déficit hasta 2035.

Pero si la demanda de petróleo sigue subiendo hasta 2035 como hasta ahora (entre 700.000 y 1 millón de b/d cada año), habrá que sumar otros 8-10 millones  a los 42 millones. Eso nos deja en la necesidad de encontrar alrededor de 50 millones de b/d hasta 2035 (aparte de los proyectos ya aprobados hasta 2030).

Chevron ha hecho una presentación reciente , donde reconoce este problema y hace un cálculo muy similar.

Vean esta página de su presentación.

El gráfico de la izquierda nos muestra la demanda creciente de petróleo y gas desde 1990 hasta 2025. Realmente impresionante. Hemos pasado de poco más de 100 millones de b/d (ojo petróleo más gas) en 1990 hasta casi 180 millones de b/d en 2025.

Este crecimiento es totalmente insostenible.

Pero el gráfico más interesante es el que se encuentra en el margen superior derecho.

Como se puede apreciar, la demanda sube ligeramente hasta 2035, mientras el suministro declina. Sin nuevas inversiones (aparte del mantenimiento de los campos) se necesitarán 50 millones de b/d en 2035.

En su presentación, Chevron comenta que se necesitan cinco Arabia Saudí, para cubrir el gap.  

Por lo tanto, estamos lejos de los 25 millones que cita la IEA en su "informe de pinta y colorea" WEO 2025.

Lo malo son dos cosas.

1º). El declive observado del 5,6% está creciendo. 

Los campos supergigantes se están agotando y sustituimos el petróleo de estos gigantes por pequeños campos, o shale oil o yacimientos de aguas ultraprofundas, cuyo declive en fase 1, es muy superior al declive de los viejos megacampos.

Por lo tanto, la tasa de declive observado va a crecer sustancialmente (solo hace falta ver que el shale oil tiene un declive el primer año de casi el 70% y los campos pequeños  o de aguas ultraprofundas, tienen declives superiores al 10%, frente al 1,6% de los campos supergigantes.

Con el paso del tiempo, la necesidad de nuevos proyectos de producción crecerá notablemente, por lo qu esta estimación de 50 millones de b/d, se va a quedar muy corta.

2º). Cuando en 2030 terminen el desarrollo de Brasil, Golfo de México y esté muy avanzado el desarrollo de Guyana, no tenemos nuevos campos para desarrollar excepto los pequeños campos encontrados en zonas maduras como Noruega. Oriente Medio está desarrollando ampliaciones de capacidad de viejos campos, con lo que no puede aportar nuevos yacimientos (hace mucho tiempo que no se descubre nada importante). Y el shale oil USA está en el pico o muy cerca de él (tampoco ayudará, mas bien retrocederá). 

La culpa de esta situación es que no se descubre prácticamente nada desde hace una década.

Es decir, no solo no vamos a poder aportar esos 50 millones de b/d, sino que probablemente la cifra no llegue ni a la mitad en el mejor de los casos.

El resultado de la combinación de estos dos factores supone que la producción de petróleo será parecida a estos gráficos de la IEA.

    

Si el escenario futuro de la demanda de petróleo es el escenario CPS (crecimiento hasta 2050) o STEEPS (mantenimiento hasta 2035 y suave descenso hasta 2050) , tenemos un gravísimo problema. 

Vamos a celebrar el exceso de oferta actual (durará un par de años a lo sumo), porque después todo van a ser lágrimas.

La conclusión es clara.

Si la producción de petróleo empieza a caer con fuerza a partir de 2030 (puede ser incluso antes), en solo cinco años entraremos en barrena. El colapso económico está asegurado.

Sigo preguntándome por qué nadie dice nada. Las cuentas no son complicadas ...

Probablemente esperaban que la transición energética realmente pudiera suplir con rapidez los barriles que van a faltar, pero ya se han dado cuenta que no es posible (además, la producción de cobre va a seguir una caída similar a la del petróleo en el mismo periodo).

Este gap del cobre ( diferencia oferta-demanda )  es del WEO 2025 de ayer.

¿Y ahora qué?

PD. Este gap recuerda mucho el famoso gap que introdujo IEA en su informe WEO 2018.

 

Estamos en 2025 y no solo no se ha cumplido, sino que nadamos en petróleo. 

¿Qué ha ocurrido?.

Desde entonces han potenciado el shale oil USA, ha "nacido" el shale oil argentino, y se ha desarrollado el pre-sal brasileño casi por completo, junto con Guyana (todo ello conocido en 2018). También hemos puesto en marcha casi todos los yacimientos del Golfo de México en USA (descubiertos hace una década). Se terminó y amplió la capacidad del gigante Sverdrup en Noruega y se procedió a ampliar al límite los yacimientos de Tengiz (Kazajistán), y los megayacimientos de Arabia (Marjan, Berri, Zuluf) y EAU (Upper Zakum).

Los líquidos de gas natural han explotado con un fuerte crecimiento procedente (han crecido 4 millones de b/d desde 2017) del shale oil USA.

Irán ha superado las sanciones y está en máximos históricos recientes de producción y exportación.

Canadá ha completado el desarrollo de sus arenas asfálticas (entre LGN y bitumen ha añadido otros 1,5 millones de b/d) y ya no puede crecer por limitaciones de infraestructuras.

China ha invertido una cantidad enorme desde 2018, para aumentar su producción (y lo ha logrado), pero la producción se estancará desde los niveles actuales.

Y Rusia tenía al menos siete proyectos (ahora, ninguno porque Vostok, con las sanciones está "muerto") .

El parón del consumo ocurrido durante la pandemia ha permitido terminar todos estos proyectos, mientras la demanda estaba baja, dando tiempo a evitar la escasez.

El descenso abrupto nos permitió ganar tres años y ahorrar millones de barriles de petróleo.

Ver este gráfico.

Vuelvo a repetir la pregunta.

¿Y ahora qué?.

A finales de 2018 ya se conocían todos estos proyectos. Solo faltaba llevarlos a  término.

Pero ahora estamos a finales de 2025 y los proyectos previstos hasta 2035 apenas superan los 5 millones de b/d, con un gap de 50 millones b/d.

La diferencia fundamental con 2018 es que entonces los descubrimientos recientes estaban por desarrollar y ahora ya lo están. Como no hemos descubierto apenas nada desde entonces, simplemente no tenemos nada que desarrollar. Y el shale oil USA ha alcanzado su pico.

Sí, sacaremos petróleo de más ampliaciones, pero si no descubrimos nada, estamos completamente perdidos. 

Otra diferencia importante es la tasa de declive observada. 

Como decía A. Turiel, entonces estaba contenida en torno a un 4%.

¿Cómo se interpreta esta alarmante gráfica? De acuerdo con el texto, la franja de color granate es lo que denominan "declive natural" y corresponde a cómo disminuiría la producción de petróleo si las compañías ni siquiera invirtieran en mantener los pozos actuales; como se explica en el informe, es del 8% anual. La franja de color claro corresponde al "declive observado" y es lo que la AIE infiere que decaerá en realidad la producción si las compañías por lo menos invierten lo que se necesita para el correcto mantenimiento de los yacimientos actuales (lo cual no se cumplirá en todos los casos, cabe decir). Este declive corresponde a un 4% anual.  

  

Ahora llega al 5,6% con lo que la cantidad de petróleo que "perdemos" en 2025 es mucho mayor que en 2018. Y dentro de diez años, todavía será mucho mayor, porque estamos sustituyendo petróleo "viejo" con tasas de declive del 1,6%, por petróleo "nuevo" con tasas de decline que oscilan entre el 10% de las aguas ultraprofundas y el 70% del petróleo de shale oil. La diferencia es abismal.

Todavía es peor.

Porque los supergigantes pasarán en la próxima década a la fase 2 de declive (tal como aparentemente ha hecho Ghawar), con tasas que pasan del 1,6% al 4,8%, lo que en campos con gran producción es un desastre mayúsculo. 

El resumen es que la combinación de altas tasas de declive (y en modo crecimiento acelerado), el probable pico del shale oil USA  y la ausencia casi total de nuevos descubrimientos, nos ponen al borde del colapso para la próxima década.

No obstante, todos van a pensar lo mismo.

Ya hemos pasado por este "aviso" antes y no sucedió nada. ¿Por qué iba a ocurrir ahora algo distinto? 

Veremos ...