Hoja de ruta AIE hasta 2028. Parte III. Suministro de petróleo y conclusiones.
Esta es la tercera parte dedicada al informe de la AIE. Alerta, es un artículo muy, muy largo.
Las dos primeras pueden verse en estos post.
https://www.rankia.com/blog/economia-petroleo-geopolitica/5938500-nueva-hoja-ruta-agencia-internacional-energia-2028-parte-i
https://www.rankia.com/blog/economia-petroleo-geopolitica/5938526-hoja-ruta-aie-2028-parte-ii-demanda-por-regiones-pico-petroleo
https://www.rankia.com/blog/economia-petroleo-geopolitica/5938500-nueva-hoja-ruta-agencia-internacional-energia-2028-parte-i
https://www.rankia.com/blog/economia-petroleo-geopolitica/5938526-hoja-ruta-aie-2028-parte-ii-demanda-por-regiones-pico-petroleo
Para los que nos dedicamos al análisis del mercado del petróleo, este informe de la AIE es una delicia. Por primera vez en mucho tiempo, describe la oferta prevista hasta 2028, casi país por país, dando una notable información de la producción global prevista de petróleo.
Después de analizar la demanda en el post anterior y concluir que estamos ante el pico de la demanda, AIE explica con detalle de donde sale la oferta para suministrar al mercado esos 105,7 millones de b/d.
Suministro.
Empieza describiendo el incremento previsto sobre la producción hasta 2028, advirtiendo un debilitamiento progresivo, consecuencia de la menor necesidad de petróleo debido a la transición energética.
Aún así, la capacidad máxima sube hasta los 111 millones de b/d en 2028. El exceso de capacidad se concentra en Arabia y EAU.
Por zonas.
El exceso de capacidad de la Opep, permanece estable desde 2022.
Con esta información, AIE deja claro desde el principio, que no existe, ni existirá ningún problema de oferta, porque la capacidad máxima es suficiente para solventar cualquier problema de suministro hasta 2028. Aviso a navegantes del peak oil.
Además, la nueva capacidad se produce con menores emisiones de CO2.
A continuación describe como se distribuye el aumento de producción hasta llegar en 2028 a los 105,7 millones de b/d.
Parece que solo Angola, México y Rusia tienen disminuciones importantes. USA, Brasil y Guyana, encabezan el incremento de nueva producción. Las tasas de decline del 8%, tan mencionadas en informes anteriores, han desaparecido por completo. Los campos ya no declinan, debido a las inversiones de mantenimiento (pero el agotamiento de las reservas, sigue su curso, sin que AIE diga nada sobre ello).
Ya se empieza a presentar, la tendencia a una mayor contribución de la Opep en el futuro. Pasa de un 30% a un 32% del total de la producción en 2028.
Inversión.
Las inversiones siguen recuperándose, sin alcanzar las del 2014. En 2023 crecerán un 11% hasta llegar a los 528.000 millones de dólares. Remarcar que los costes suben un 22% en 2022 respecto a 2020 y en el caso del shale oil, un 38%, aunque sin alcanzar las cifras de 2014.
Los proyectos sancionados (descritos en función del año) contribuyen con una aportación anual de 1,6 millones de b/d hasta 2028. Destacan los proyectos en Brasil (Mero, Búzios) y Guyana.
Las inversiones en exploración han caído y el informe recalca los descubrimientos en mínimos que se están produciendo en los últimos años.
Este apartado es muy importante.
El informe advierte sobre el descenso en al tasa de reposición global. En el caso del shale oil, pasamos de una tasa de reposición del 1.580% en los primeros años a una tasa de solo el 33% en los últimos años. En los descubrimientos convencionales, el promedio de los últimos diez años es 7.500 millones de barriles (con mayor caída en en los últimos ocho años, como se puede ver en el gráfico).
Frente a un consumo de 30.000 millones de barriles cada año, el agotamiento de las reservas avanza muy rápido, aunque el informe de la AIE olvida mencionarlo, pese a que resulta evidente. Alude a la reducción en la inversión en exploración, la consecuencia de los menores descubrimientos.
En el gráfico a la izquierda se puede ver que la producción convencional ha comenzado el descenso en la producción, frente a un aumento acusado de la producción no convencional (sobre todo shale oil) y los líquidos de gas natural.
Pasamos a la descripción por países, del suministro de petróleo hasta 2028.
Suministro Opep+
Primero variaciones de capacidad de los países Opep.
AIE estima que los recortes voluntarios de la Opep terminarán en 2025 y se producirá un incremento en alguno de ellos (sobre todo EAU y Arabia), culminando 2028 con Arabia produciendo un sorprendente 11,2 millones de b/d.
Esta previsión resulta llamativa con el escenario central de precios de AIE (recordar 75$ Brent), por cuanto en la actualidad, Opep está recortando producción, !!precisamente con ese nivel de precios¡¡.
El "encaje de bolillos" que anuncia AIE es espectacular y claramente contradictorio con lo que estamos observando hoy.
Arabia Saudí.
Producción estimada en la línea negra de puntos.
Ni una mención al decline de Ghawar.
Iraq-Emiratos Árabes Unidos EAU.
Estos son dos de los países que si tienen capacidad para incrementar su producción, sin problemas.
Descripción campo por campo de los posibles incrementos. Interesante.
Kuwait.
Bastante hará con mantener la producción hasta 2028, aunque AIE ve pequeños incrementos. Como siempre, AIE omite un posible decline de los viejos campos supergigantes que ya han pasado su cenit de producción como Burgan.
Irán.
Si descontamos las sanciones, Irán podría volver a alcanzar su producción de 3,8 millones de b/d, respecto de la producción de 2,5 millones de b/d en 2022.
Capacidad de la Opep.
Solo Arabia, EAU e Iraq tienen posibilidad de incrementar la capacidad y han sido los países que siempre han estado invirtiendo para ello.
Hace mención al mantenimiento de la producción de Omán en torno a los 1,1 millones de b/d hasta 2028.
Rusia.
El suministro de Rusia caerá como consecuencia de las sanciones y el nulo acceso a la tecnología occidental.
En la línea azul clara, las previsiones pre-invasión Ucrania. AIE reconoce el peak oil de Rusia en 2025, incluso sin restricciones occidentales. Otro país más que ha alcanzado el peak oil.
Pone en dudas el megaproyecto Vostok, con previsiones pre-Ucrania, capaz de alcanzar los 600.000 b/d en 2024.
Kazajistán será capaz de aumentar la producción desde los 1,8 millones de b/d en 2022, hasta los 2,1 millones de b/d en 2025, con las ampliaciones de Tengiz y quizás Kashagan.
Azerbaián está en declive desde hace años, pero un nuevo proyecto de expansión (ACG) puede mitigar en 100.000 b/d el descenso.
África.
Excepto Libia, el resto de países experimentará un descenso continuado.
Destacar Libia , porque el resto está bastante mal, como se puede ver por el gráfico.
Nigeria y Angola presentan un peak oil claro, desde hace bastante tiempo.
Libia.
Tiene la capacidad de producir 1,2 millones de b/d, pero todos sabemos que este es el máximo en las mejores condiciones. El historial conflictivo de Libia, indica una seria duda sobre el mantenimiento de la producción durante periodos largos.
México.
Otro país en claro declive.
El repunte de 2023 durará nada, con fuertes descensos hasta 2028.
Venezuela es un caso singular.
En 2022 produjo 700.000 b/d y en el forecast, solo se espera un incremento hasta los 840.000 b/d en 2028. Sin cambio político, que permita nuevas inversiones, no habrá incremento de producción.
Según fuentes secundarias, la producción de Mayo 2023 fueron 735.000 b/d.
Suministro no Opep+.
Tabla resumen.
Incremento total de 5,1 millones de b/d, pero casi 2 millones son en 2023.
EE.UU., Guyana y Brasil corren con el grueso del incremento previsto. Se destaca el potencial en Argentina del shale oil (Vaca Muerta). Mar del Norte y Asia Pacífico prosiguen con su decline.
EE.UU.
Por fin llegamos a la clave de la oferta hasta 2028.
La producción se divide en convencional, Alaska, Golfo de México, shale oil y Líquidos de gas natural (LGN).
Alaska y convencional llevan años de decline y seguirán con la tendencia. Golfo de México empieza a declinar en 2026. LGN y shale oil siguen incrementando la producción.
Las previsiones del informe son:
- Shale oil ganará 2,1 millones de b/d hasta un total de 10 millones b/d en 2028.
- Convencional declinará otros 550.000 b/d hasta 2028.
- Total producción de petróleo se incrementa hasta 13,6 millones de b/d en 2028.
- LGN sube 860.000 b/d hasta llegar a los 6,7 millones b/d en 2028.
La receptividad del precio del petróleo varía la producción esperada.
Un 30% es afectado por el precio y un 70% de la producción no es afectado por los programas de hedging que protegen los descensos del precio.
El análisis del shale oil parece que se ha quedado anticuado. La caída de las plataformas de perforación, con el precio del petróleo en el entorno del escenario central, desmiente las previsiones.
La encuesta de la FED de filadelfia que marca un breakeven más alto, que el marcado en el informe, también disminuye la probabilidad de incremento de producción, a medida que los costes se incrementan.
En el análisis se ignora el agotamiento de los puntos dulces, los problemas de gasificación del Pérmico, el tratamiento caro de las aguas residuales, y el bajo margen del flujo de caja para pagar dividendos, hacer recompras de acciones e invertir en nuevos desarrollos.
La previsión de producción es muy posible que sea errada y en lugar de incrementar la producción en 2,1 millones de b/d, termine en un descenso global de 3 millones de b/d, si no tenemos en cuenta los LGN.
El breakeven parece claramente reducido sobre los comunicados del sector. El incremento de producción esperado, se circunscribe al Pérmico, sobre todo a Delaware.
El golfo de México alcanza el peak oil en 2026 con 2,1 millones de b/d. Recordar que el decline en los campos de aguas ultraprofundas es mucho más acusado que en tierra, por lo que la producción del GM caerá con rapidez en ausencia de nuevos proyectos.
Las reservas probadas son 44,4 millones de barriles a final de 2021.
No hay nuevos descubrimientos apenas y la tasa de reposición del shale oil se queda en el 33% como reconoce el informe AIE.
Con una producción de 13 millones de b/d, cada año desaparecen 4.745 millones de barriles, lo que no da una ratio de poco más de 9 años, hasta el agotamiento total de las reservas a expensas de nuevas adiciones de reservas. Esto nos lleva al agotamiento total en 2030. Pero el informe de AIE predice un fuerte incremento de producción hasta 2028. ¿Dónde nos hemos perdido?.
Canadá.
El suministro subirá hasta 6,2 millones de b/d en 2028, con un incremento de 400 b/d sobre 2022.
En realidad, desde 2023 casi todo el incremento son LGN.
El informe habla de pequeños incrementos convencionales en un sector maduro. Comenta que se sigue estudiando el gran proyecto Bay du Nord (700 millones de barriles), cuando en realidad ya se ha pospuesto 3 años por los altos costes.
En este tipo de noticias se ve el retraso del informe (lo mismo para la gran caída de plataformas en el shale oil americano). Este tipo de trabajos lleva muchos meses de preparación y cuando ve la luz, siempre "olvida" los últimos cambios.
Además las previsiones van disminuyendo a lo largo del tiempo. Este informe de 2019, pronosticaba 5,66 millones de b/d (sin contar los LGN, solo pentanos y condensados) en 2030, frente a los 5 millones b/d de 2028 en el informe AIE.
El forecast de 2014 todavía era más alto.
Conventional crude oil is produced across the western Canadian provinces while the oil sands are located only in Alberta. Eastern Canada produces limited amounts of crude oil primarily from projects located offshore of Newfoundland and Labrador. Of the 4.6 million b/d of Canadian production in 2018, Eastern Canada contributed 233,000 b/d, meaning western Canadian production contributed over 95 per cent of the total. Nearly two-thirds was comprised of oil sands production and the remainder, including pentanes and condensate, was from conventional production. By the end of the outlook period, oil sands production is expected to account for nearly 75 per cent of total production (Figure 2.1).
Brasil.
Aumenta 970.000 b/d hasta 2028, sobre todo de Mero y Búzios (con 15 nuevos FPSO). A pesar de ello, ya se aprecia el rápido declive de la producción base y del campo supergigante TUPI.
El problema de esta presentación es que acumula muy rápido los desarrollos y omite las reservas de Brasil, para justificar el desarrollo posterior de los campos. Es decir, si los FPSO no tienen retrasos, veremos un pico más alto (4 millones de b/d) seguido de un desplome cuando no queden nuevos desarrollos. Lo lógico es un pico más bajo, por retraso en la puesta en marcha de los FPSO previstos, que es lo habitual.
Por ejemplo, en el IEA 2021, las perspectivas para Brasil eran bastante más altas.
Según el IEA 2021 en Brasil llegaríamos a una producción de petróleo de 4,2 millones de b/d en 2026. Solo dos años después, en el IEA de 2023, la producción prevista en 2023 se rebaja a 3,8 millones de b/d. El petróleo no ha desaparecido, pero los retrasos, disminuyen las nuevas aportaciones y el decline continuo hace el resto.
Aún así mi crítica es la escasez de reservas para mantener esta producción.
Argentina.
Doblará la producción de shale oil de Vaca Muerta hasta los 610.000 b/d en 2028 y alcanzará un total de 1 millón de b/d en esa fecha.
Guyana.
El mayor éxito de exploración de los últimos años, con un crecimiento fantástico de la producción esperada.
El resto de Latinoamérica está en franco decline, por reducción de las inversiones.
No sé por qué , el informe incluye aquí la mención sobre los biocombustibles sin terminar la exposición de la previsión del Mar del Norte. Lo comentaré luego.
Mar del Norte.
Declive terminal en Gran Bretaña hasta los 590.000 b/d y peak oil relativo (después de unos años de incrementos) en Noruega en 2025.
Asia Pacífico.
Declive generalizado (incluso China en 2025).
Qatar incrementará los condensados (360.000 b/d) de su masivo campo North Field, hasta llegar a los 2,1 millones de b/d.
No Opep+ África.
Destaca el desarrollo de Uganda a partir de 2025. 230.000 b/d en 2028. Pequeño desarrollo en Senegal.
Grandes esperanzas en los descubrimientos de Namibia, no se espera ninguna aportación hasta 2028.
Menciona desarrollos en Kenia para 2026 (120.000 b/d), pero lo cierto es que se ha producido una fuga de los antiguos propietarios. Total y Africa oil salen del proyecto, certificando su muerte.
Egipto sigue su decline como antiguo gran productor.
Con esto termina el análisis de producción por países.
Biocombustibles.
Crecen 600.000 b/d hasta 2028.
La parte correspondiente al refino no la voy a comentar porque aporta poco a la discusión del balance oferta-demanda de petróleo.
Solo dejo la tabla resumen.
El balance exportadores-importadores si parece importante.
Oriente Medio seguirá siendo el gran exportador. China, India y Europa los grandes importadores.
EE.UU. sigue creciendo en 2028 como exportador, algo que es imposible si la producción decae. AIE piensa que seguirá exportando grandes cantidades (3,7 millones de b/d en 2028).
Anexo tablas.
Finalmente, la tabla resumen.
Y la tabla incluyendo el detalle Opep+.
Conclusión.
AIE ve un pico de la demanda en 2028, en torno a 106 millones de b/d. La oferta acumula una capacidad en exceso de más de 4 millones de b/d en esa fecha. Ningún problema con la oferta por lo tanto.
La clave es la mejora de la eficiencia y la transición energética que elimina nada menos que 7,8 millones de demanda potencial.
Crítica quark1.
Para empezar fijémonos en las tablas. Para 2023 y 2024 existe un déficit reconocido. 1 millón de b/d en 2023 y 800.000 b/d en 2024. Desde 2025, la oferta iguala sin problemas la demanda esperada, a pesar de su crecimiento.
La diferencia fundamental es el ajuste que AIE realiza con el shale oil americano, que utiliza como productor variable para alcanzar la demanda necesaria, incluso a precios donde se está reduciendo actualmente la perforación.
Si dejamos de invertir totalmente en shale oil, en un solo año, la producción total de shale (suma de todos los años desde 2008), caería un 45%. Esto destaca la importancia de una inversión perpetua y nos recuerda que el shale oil vive en el reino de la reina Roja, donde si dejas de invertir, se hunde rápidamente la producción. El agotamiento de las mejores zonas implica que las ubicaciones restantes tendrán una productividad mucho menor, obligando a duplicar el número de perforaciones en zonas menos productivas de segundo nivel, solo para mantener la producción. Nada de esto se contempla en el informe y sorprende que el informe de las reservas nos lleve al agotamiento total en 2030 y a pesar de ello, las previsiones de precios no suban en consonancia. Es decir para perforar zonas menos productivas, se necesita un fuerte incremento de precios.
En el resto de la oferta, el propio informe de la AIE admite un declive generalizado de la oferta por países. Solo Iraq, EAU, Arabia, Brasil, Canadá, Guyana, Argentina y EE.UU. pueden incrementar su producción.
De estos países hay serias dudas en EE.UU. Y Guyana, Brasil, experimentarán un rápido declive a partir de 2030-2032. Los grandes productores de Oriente Medio, tienen envejecidos y casi agotados sus campos supergigantes y este esfuerzo de inversión hasta 2027 será el último, como ha reconocido la propia Arabia.
El nuevo declive de Noruega, y la entrada en peak oil de Rusia, China , Golfo de México y el decline de Tupi en Brasil, son apuntes de este informe, que contribuyen a formar una imagen de peak oil generalizado. Solo el shale oil (con mis enormes reticencias) , Canadá, Guyana y Oriente Medio mantienen la producción.
Desde este punto de vista, la transición energética corre mucha prisa. Necesita el soporte del petróleo para crear toda una industria, infraestructuras y minería, antes del agotamiento de los combustibles fósiles.
El resultado de este análisis es negativo. La producción no llegará nunca a 106 millones de b/d, a no ser que todo sea biocombustibles y LGN. La producción de petróleo tiene complicado superar Noviembre de 2018 (84,5 millones de b/d) si observamos atentamente el informe. En Oriente Medio habla de aumento de capacidad, pero la producción real es casi imposible que pueda llegar al límite porque siempre hay mantenimientos.
Destacar también que sin mejoras de eficiencia y sustitución de coches fósiles, la demanda potencial de petróleo llegaría a los 113 millones de b/d en 2028, demostrando el crecimiento de una fuerte demanda. Esto solo confirma la dependencia del incremento poblacional y el uso per cápita del petróleo, por encima de cualquier otra consideración. Puede que en Occidente y China se vendan eléctricos, pero en el mundo subdesarrollado está todo por hacer, lo que presiona y de qué forma, el consumo de petróleo.
Una de las explicaciones del rápido incremento de la producción tras la pandemia, viene dado por el drenaje por gravedad en los viejos campos supergigantes. Después de décadas de inyecciones de agua, la parada obligatoria permitió que el agua acumulada en su yacimientos, cayera por gravedad (densidad del petróleo menor que el agua y por ello el agua se va al fondo) y tras la reapertura, el agua drenada, empujaba con fuerza el petróleo del yacimiento. Esa mejora ha terminado y ya no sabemos si los recortes de Arabia reflejan este inconveniente o realmente no tienen problemas de producción.
El mensaje trasladado a los medios es la llegada del pico de la demanda, cuando el informe suspira por todos sus poros, la implantación de un peak oil más agresivo de lo esperado hasta ahora.
Al menos tenemos una hoja de ruta para comparar.
Saludos.
PD. Como curiosidad, AIE tiene fijación con la demanda de 105,7 millones b/d en su forecast a cinco años. Este es el informe de 2020 (sin contar la pandemia).
En 2021 tuvieron que rehacer todo.
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