La tendencia en el shale oil USA. El exceso de petróleo mundial finaliza en 2026.

 No se oye hablar de otra cosa, exceso, abundancia, inundación de petróleo.

La IEA cuantifica este espectacular exceso en cuatro-cinco millones de b/d, separando LGN, biofuel y crudo más condensado. El segundo trimestre de 2026 superará los cinco millones de b/d.

 

Pero en el primer-segundo y tercer trimestre de 2025 el exceso ha alcanzado casi los dos millones de b/d y en cambio este es el resultado en los inventarios de la OCDE (gráfico presentado en el último informe mensual de la Opep). Apenas ha subido el inventario total y sigue por debajo del promedio de 2020-2024, sin que aparezca por ningún lado el exceso de acumulación (estamos en la parte baja de la banda). 

No obstante, solo IEA advierte de semejante exceso. EIA y Opep lo rebajan considerablemente como se puede ver en este gráfico (extraído de este post de Art Berman igual que el primero).

No es lo mismo 4-5 millones de b/d que solo 1-1,5 millones de b/d que "desaparecen" en solo un año.

La demanda de petróleo está creciendo y las previsiones de consumo de todos los líquidos son al alza, según el STEO de Diciembre de la EIA.

Sí, Brasil, Canadá, Guyana, Argentina y sobre todo la devolución de los recortes de la Opep (sobre todo Arabia y EAU), han contribuido a engordar la producción mundial de petróleo.

Pero no hay que engañarse. La producción mundial de petróleo presenta este gráfico sin el petróleo USA.

Sin contar el petróleo USA, seguimos en la meseta que comenzó en 2005, a pesar de la inundación de petróleo aportada por el resto del mundo. 

 El shale oil USA es el único responsable del incremento de producción en los últimos diez años y una vez pase  (2026) la aportación de Brasil-Guyana y la Opep, lo único que nos interesa es la evolución del shale oil USA.

Aquí ya he comentado las quejas de los productores estadounidenses, advirtiendo del agotamiento de las mejores zonas productivas, que en dos o tres años van a terminar por agotarse. Se están probando múltiples tecnologías para hacer rentable la producción en zonas menos productivas, pero es indudable que la producción no solo no puede crecer al mismo ritmo, sino que va a empezar a caer.

En el informe STEO ya tenemos una imagen que muestra como la aportación de la producción de shale oil ha ido cayendo año a año.

Repasemos el gráfico. 

En 2023, la suma de la producción fuera de Alaska y Golfo de México aportó más de 800.00 b/d (barra azul).

En 2024 aflojó muchísimo y se quedó por debajo de 400.000 b/d.

En 2025 se ha quedado por debajo de los 300.000 b/d 

En 2026 se espera una producción negativa (casi -200.000 b/d) sin Alaska y Golfo de México.

La tendencia es indudable.

En esta imagen, todavía se ve más claro ese declive en la producción del Pérmico desde 2022 (la única cuenca realmente importante por su enorme contribución).

    

En el gráfico de más largo plazo, también podemos apreciar el cambio de tendencia.

Podemos distinguir seis periodos.

1º) De 2010 a finales de 2014 un crecimiento con una tendencia alcista muy fuerte (precios petróleo superiores a 100$).

2º) De finales de 2014 a mediados 2016 (hundimiento de precios del petróleo) se produjo una clara caída, pero inferior al crecimiento anterior.

3º) De mediados de 2016 a finales de 2019 (precios del petróleo 60-70$), de nuevo fuerte crecimiento con una tendencia muy similar al primer periodo.

4º) La pandemia en 2020 hundió los precios y la producción hasta 2021.

5º) De 2021 a finales 2023 crecimiento de la producción, pero con una pendiente mucho menor que los periodos anteriores de fuerte crecimiento. Los precios fueron muy altos (80-120$), pero el crecimiento fue mucho menor.

6º) De principios de 2024 hasta las previsiones de finales de 2026, estancamiento inicial con descenso final en 2026. Precios de 60-70$ hasta 2025 y previsión por debajo de 60$ en 2026.

Con este desglose vemos que en 2016-2019 los precios estaban en la misma banda que en 2021-2024 y el crecimiento fue mucho menor en el segundo periodo con un estancamiento claro en 2024-2025.

Todavía es peor, porque el periodo 2021-2025 ha sido aprovechado para utilizar todos los pozos DUC´s acumulados, reduciendo costes al tener que pagar mucho menos por pozo completado.

  

  Las empresas han utilizado todo su arsenal de DUC´s y además han fomentado los laterales más largos, las técnicas de simul-frac (perforar varios pozos horizontales por cada pozo vertical)  y aumentado la velocidad de perforación, lo que ha requerido muchos menos equipos de fracturación.

 El resultado final es el agotamiento de las mejores localizaciones y un menor incremento de producción, hasta el punto de esperarse la primera disminución (2026) tras la pandemia.

Si se confirma el agotamiento de los pozos más productivos, este descenso de 2026 continuará en los próximos años, poniendo punto y final al crecimiento de la producción mundial de petróleo.

El exceso e inundación de 2025-2026, dará paso a un déficit considerable en los próximos años, aunque seguramente hasta 2030, esta caída sea muy pequeña, mientras van terminando los desarrollos de Brasil, Guyana y Canadá. 

La Opep solo tiene que finalizar un par de ampliaciones en Arabia (Zuluf) y EAU (Upper Zakum) que suman 1,1 millones de b/d y también habrá finalizado el aumento de producción añadida.

Tenemos 2026 para disfrutar de un mercado bien abastecido. Los inventarios aumentarán y el precio rondará los 50-65$ si no ocurre un acontecimiento inesperado, pero tras 2026 apenas queda nada por desarrollar, lo que implica un déficit anual permanente, como anuncia este gráfico que comenté ayer.

No esperen gap de 30 millones de b/d porque eso es imposible. Pero si cada año el déficit de oferta va aumentando, en pocos años el gap entre oferta y demanda será insalvable, sin necesidad de alcanzar un gap gigantesco. 

En cuanto tengamos un par de años de pequeño déficit, los inventarios caerán por debajo del límite inferior y o bien tenemos una crisis económica que hunda la demanda de petróleo o tenemos una crisis económica por déficit en el mercado de petróleo. 

Para los que creen que nunca va a descender la oferta de petróleo, recuerden este gráfico de la producción mundial menos Irak, Canadá y USA.

Sí, aquí están incluidos Brasil, Guyana, Argentina, Noruega y toda la Opep menos Irak. Y a pesar de ello, la producción de petróleo lleva descendiendo veinte años, incluso con inundación de petróleo.

Si el shale oil empieza a descender como parece ser el caso, este gráfico con USA incluida, empezará un descenso más rápido sobre todo desde el entorno de 2030, por la finalización de todos los proyectos pendientes y la aceleración esperada de las tasas de declive. 

 Lo que no puede ser es que un exceso puntual de producción de petróleo que apenas durará un año o año  y medio, oculte el futuro de la producción de petróleo, expresado por un informe de la propia IEA de hace solo dos meses.

"Fatih Birol, director ejecutivo de la IEA, señaló que sin continuar esas inversiones, el mercado global podría perder un volumen de petróleo equivalente a la producción combinada de Brasil y Noruega por año.

Además, destacó que para mantener la producción actual hasta 2050 hará falta desarrollar más de 45 millones de barriles diarios de petróleo y casi 2.000 miles de millones de metros cúbicos de gas procedentes de nuevos campos convencionales."

Y al mismo tiempo reconoce la existencia de un problema tipo "Reina Roja".

 "En comparación, en 2010 una interrupción de la inversión upstream habría reducido la oferta de petróleo en cerca de 4 millones de barriles por día; hoy esa cifra ascendería a aproximadamente 5,5 millones de barriles por día. Para el gas, las pérdidas estimadas pasarían de 180 mil millones de metros cúbicos al año a 270 mil millones.

Según la IEA, las pérdidas de producción obligan a elevar de forma constante la inversión solo para "mantenerse en el mismo lugar". Dejar de invertir implicaría desequilibrios en la oferta global de energía."

¿Hace falta decir que tras Brasil-Guyana y con el declive esperado en el shale oil USA, no queda prácticamente nada por desarrollar?

Como se puede ver, el declive se está acelerando y la ausencia de descubrimientos nos ha dejado casi sin reservas por desarrollar. 

También se ha olvidado muy rápido este terrible gráfico de Chevron.

Sí, se necesitan inversiones pero también reservas que desarrollar y eso cada vez escasea más.

Insisto, un año de exceso de petróleo no puede ocultar la tendencia subyacente.

El cambio de sustituir la producción de petróleo convencional por shale oil y yacimientos de aguas ultra-profundas conduce a una grave aceleración de las tasas de declive y la ausencia de nuevos descubrimientos impide reponer reservas. El resultado inevitable es que una vez se agotan los pozos convencionales, el declive es muy, muy rápido.  La observación de las tasas de declive nos proporciona una tendencia progresiva donde la necesidad de nuevo petróleo pasa de 4 millones b/d en 2010 a 5,5 millones en 2025. Para 2040, necesitaremos 7-8 millones b/d de nuevo desarrollo, justo cuando no hay nada que desarrollar. Nada de esto se está evitando ...