Por qué la producción de petróleo caerá en picado en la década de 2030.

 Hace mes y medio comenté el informe de la IEA sobre las tasa de declive en los campos de petróleo.

Ahora quería puntualizar algunos datos importantes que se mencionan en dicho informe.

Vuelvo al gráfico de las fases tras alcanzar el pico en un campo de petróleo. Vuelvo a comentar las tres fases tras el peak para recordar conceptos.

Después de iniciar la puesta en marcha (Ramp-up), la producción de un campo va subiendo hasta alcanzar un momento donde la producción es máxima (Peak). Y a partir de ese punto, comienza la fase de descenso.

- La fase  1 tiene un declive relativamente pequeño (luego veremos que según el tipo de campo, este declive varía). Dura hasta que la producción llega al 85% del pico.

- La fase 2 tiene un declive bastante más rápido. Alcanza hasta que la producción se sitúa en torno al 50% del pico.

- La fase 3 tiene un declive más acelerado que la fase !, pero menos que la fase 2, hasta su agotamiento final. 

Ahora quería introducir la tabla con los declives por el tipo de campo, según la fase en la que se encuentran.

Es necesario explicar con algo de detalle esta tabla,

a) Los campos en tierra (onshore) declinan más lentamente.

b) Los campos en aguas superficiales (shallow offshore) declinan mucho más rápido que los campos en tierra.

c) Los campos en aguas profundas y ultra-profundas (deep and ultradeep offshore) , todavía declinan más rápido.

Luego según el tamaño del campo (sus reservas iniciales) tenemos distintos declives.

i) Los campos supergigantes (> 5.000 millones de barriles) tienen un declive muy lento.

ii) Los campos gigantes (entre 500 y 5.000 millones) tienen un decline bastante más rápido que los supergigantes.

iii) Los campos medianos (entre 100 y 500 millones de barriles) tienen un gran declive.

iv) Los campos pequeños (menos de 100 millones de barriles) declinan muy, muy rápido.

 El problema es que pasar de la fase  1 a la fase 2 supone un salto enorme en la velocidad de declinación.  Por ejemplo, los supergigantes pasan del 1,4% al 4,6%, lo que dado el tamaño y producción supone una debacle a considerar.

IEA nos muestra como es la producción actualmente.

La mayor parte de la producción mundial de petróleo procede de los campos gigantes y supergigantes.

Estos campos llevan décadas produciendo y la gran mayoría hace décadas que alcanzaron su pico de producción. Gracias a su enorme tamaño, todavía están en la fase 1. 

En este punto, IEA hace un reconocimiento importante.

Página 62 de su informe.

 "Another potential risk for markets is tied to the level of spare capacity in oil markets that are tied to supergiant fields. While these fields decline slowly in phase 1, our analysis highlights that percentage losses that are up to five-times faster in phases 2 and 3. While the supergiant fields held by OPEC members have been carefully managed to adapt to changes in global markets, there is a large degree of uncertainty around when they might enter decline phases 2 or 3; the rapid drop in output could compromise their ability to provide spare capacity buffers. A similar situation holds in the case of natural gas, with the added complication that many supergiant fields have extensive associated pipeline infrastructure that may struggle to adapt to changes in pressure and flow rates from lower output."

Traducción.

 "Otro riesgo potencial para los mercados está relacionado con el nivel de capacidad excedentaria en los mercados petroleros vinculados a yacimientos supergigantes. Si bien estos yacimientos disminuyen lentamente en la fase 1, nuestro análisis destaca que las pérdidas porcentuales son hasta cinco veces más rápidas en las fases 2 y 3. Aunque los yacimientos supergigantes que poseen los miembros de la OPEP se han gestionado cuidadosamente para adaptarse a los cambios en los mercados mundiales, existe un alto grado de incertidumbre en cuanto a cuándo podrían entrar en las fases de declive 2 o 3; la rápida caída de la producción podría comprometer su capacidad para proporcionar reservas de capacidad excedentaria. Una situación similar se da en el caso del gas natural, con la complicación añadida de que muchos yacimientos supergigantes cuentan con una amplia infraestructura de gasoductos asociada que puede tener dificultades para adaptarse a los cambios en la presión y los caudales derivados de una menor producción."

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En resumen, tienen mucho miedo que décadas de inyección de agua y abuso de la perforación de relleno horizontal y vertical, hayan agotado las reservas hasta el punto de entrar masivamente en las fases 2-3 (pasar de la fase 1 a la fase 2 en campos supergigantes y gigantes, implica pasar de un declive conjunto de 1,5 millones de b/d a 4 millones de b/d cada año) .

Tienen razón, porque Ghawar el mayor campo del mundo, ya pasó hace unos años a la fase 2-3, con un descenso sustancial de su producción. 

"2019: La gran revelación sobre la capacidad real del campo petrolero terrestre más grande del mundo

Durante 40 años, los datos de producción de Ghawar fueron secreto de Estado. Esto cambió en abril de 2019, cuando Saudi Aramco, en preparación para su oferta pública inicial (OPI), publicó un prospecto con datos auditados. La revelación causó una conmoción en el mercado.

El documento mostró que la La capacidad máxima sostenible (MSC) de Ghawar fue de 3,8 millones de barriles por día. Esta cifra fue mucho menor que las estimaciones del mercado, que creían que el campo podría producir más de 5 millones de barriles diarios. La propia Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA) estimó la capacidad de Ghawar en 5,8 millones de barriles en 2017. El comunicado confirmó que... el campo petrolífero terrestre más grande del mundo estaba, de hecho, en una fase de madurez y declive controlado.

En 2025, Ghawar sigue siendo un pilar de la producción saudí, pero opera a un nuevo ritmo. Se estima que su producción de petróleo en 2023 fue de alrededor de... 3,06 millones de barriles por día, muy por debajo de su capacidad máxima, lo que refleja los recortes de producción de la OPEP+ y la necesidad de gestionar cuidadosamente el yacimiento."

El análisis de las reservas de Rystad, por ejemplo, muestra que estos campos supergigantes están a punto de entrar en la fase 2 y en la próxima  década, prácticamente todos los harán (lo contrario indicaría unas reservas bastante más altas ).

Por otro lado, de la tabla se aprecia que los yacimientos de aguas superprofundas, declinan más de un 10% ya en la primera fase y más del 15% en la segunda fase. Es decir, Guyana y Brasil, tienen un boom de producción que rápidamente va a pasar a un boom en el declive de su producción para la década de 2030. 

Por ejemplo, Brasil.

No sirve de nada tener un boom y llegar a producir 5 millones de b/d en 2030, si para 2040 (ver gráfico, aunque no se vea bien las cifras de los años), la producción cae hasta poco más de 2 millones de b/d. 

Lo mismo para los yacimientos del Golfo de México, Angola, Nigeria y lo que se extraiga de Namibia.

Shale oil.

En el caso del shale oil, la cosa es mucho peor. En el primer año, tienen un declive del 70% y para años sucesivos acumulados, alrededor del 40%.

https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=66564

En diciembre de 2023, la producción de petróleo crudo en L48 promedió 11,0 millones de barriles diarios (b/d). La producción de los pozos que entraron en producción en 2023 o antes disminuyó a 6,7 ​​millones de b/d en diciembre de 2024, una baja de 4,3 millones de b/d.

De 11 millones de producción en L48 tierra (incluye shale oil y convencional), cada año desaparecen más de 4 millones de b/d, que deben reponer vía inversiones. Eso es un declive del 40% al año.

Conclusión.

1º) El petróleo USA declina cerca de un 40% al año (por el shale oil).

2º) Los campos de aguas ultraprofundas declinan entre un 10% y un 15%, cada año.

3º). Los campos pequeños (ahora solo se descubren campos pequeños) declinan entre un 14% y un 19% al año.

4º). Los campos supergigantes y gigantes declinan muy poco actualmente, pero en la próxima década , probablemente multiplicarán por hasta cinco veces su ratio de declive, indicando su agotamiento.

Si ahora el punto medio de declive está en el 5,6%, es muy, muy posible que este número alcance cifras del 9-10% para la década de 2030, al mismo tiempo que no se descubre nada y que los nuevos desarrollos para 2030 brillan por su ausencia.

Este gráfico de la propia IEA deja claro que no vamos a poder sustituir los yacimientos que declinan por otros, porque simplemente no se descubre nada de nada. Como este gráfico suma los descubrimientos de gas y petróleo, recordar (y comparar) que entre petróleo, líquidos de gas natural y gas, alcanzamos un consumo equivalente a 60.000 millones de barriles al año. Desde los años 80, estamos consumiendo muchísimo más de petróleo-gas, de lo que hemos descubierto.    

  

En contraposición, todos los países se han lanzado en 2025 a producir al límite. Incluso la Opep ha abierto los grifos para maximizar su producción, dejando la capacidad excedente reducida al mínimo. Es muy posible que durante unos años, la finalización de los proyectos retrasados más la aceleración de la producción de shale oil, además de la apertura de la producción de la Opep, dé como resultado una cierta abundancia de producción, incluso un claro exceso. 

Pero las perspectivas para el futuro señalan todo lo contrario. Una vez terminados los desarrollos pendientes (y algunos pequeños que vayan aprobándose) y las ampliaciones de campos ya en funcionamiento (todo termina en 2030 o incluso antes), el exceso de oferta dará paso a una escasez permanente.

Tengo la sospecha,  que este exceso no es casual, sino fomentado con la intención de aportar suficiente suministro en los próximos años cruciales. Si las previsibles guerras terminan por estallar, serán los vencedores los únicos que disfrutarán de las escasas reservas que queden.

Sí, la lucha por los recursos llevada al extremo de la guerra, para lograr el control de las reservas.