En los comentarios del blog surgen aportaciones interesantes que cuanto menos, te hacen reflexionar.
Esta mañana estaba contestando al usuario JR cuando me he visto en la "obligación" de justificar por qué un descenso abrupto en la producción de petróleo es lo más probable, sobre todo a partir de 2030.
En lugar de evadir la respuesta, le comentaba una serie de puntos que voy a explicar con más detalle.
Divido la explicación en dos partes.
La primera detalla las perspectivas de producción de petróleo para el futuro.
La segunda, se centra en la producción norteamericana y como se ha convertido en el "centro del Universo" y la pieza fundamental.
Primera parte.
1º). Entre los trabajos caseros que desarrollo, se encuentra uno sobre la producción futura de Arabia Saudí. En su momento me pareció interesante y utilizando múltiples fuentes, llegué a este gráfico resumen (procedente de peak oil barrel), como opción más plausible.
Ghawar (naranja) ha dominado la producción de Arabia desde el principio de los años sesenta. Pero como conocimos hace unos años, está en claro declive.
Para compensar este descenso, se puede apreciar como han desarrollado intensivamente los campos de Manifa, Zuluf, Shaybah, Marjan y Khurais. Incluso tres de ellos tienen la última ampliación pendiente para 2025-2028, momento en que se acabó todo incremento de capacidad según las palabras de MBS.
En el gráfico se aprecia como Ghawar está muriendo, lo mismo que Abqaiq y Safaniyah, por lo que cuando las ampliaciones de los campos mencionados anteriormente, empiecen a experimentar caídas (hacia 2030), todos los campos importantes de Arabia estarán en declive permanente, hundiendo la producción como se muestra en el gráfico.
Para los que crean que esto es una percepción incorrecta, decir que Ghawar ha pasado de un pico de 5,5 millones de b/d a solo 3,04 millones en 2023, según Globaldata (en 2019 Saudí Aramco reconoció que Ghawar todavía producía 3,8 millones de b/d).
2º) El caso de Arabia Saudí no es único. El resto de grandes campos supergigantes (en todo el mundo) se encuentra en una situación parecida y en este artículo mencioné muchos casos con gráficos similares.
3º). El shale oil USA produce 9 millones de b/d de petróleo y 7 millones de b/d de líquidos de gas natural. Quedan apenas diez años de producción siguiendo las ubicaciones restantes.
En este trabajo se analiza su situación y por el declive brutal que presentan sus cuencas, debido a las características de su producción, en cuanto terminen las ubicaciones de primer nivel, la extracción de líquidos (tanto petróleo como LGN) se hundirá sin remedio.
Si no aumenta el número de equipos, es complicado mejorar la producción, por mucho que mejore la productividad (mayor rapidez) en la perforación y fracking de los nuevos pozos.
En la primera fase de explosión del Pérmico desde 2016 hasta 2019, la subida de la producción de petróleo era acompañada del incremento en el número de DUC´s (pozos perforados pero no completados).
En cambio en el ascenso de la producción desde 2021, se han utilizado los DUC´s pendientes acumulados, para completar muchos pozos y aumentar la producción reduciendo gastos.
Vean la diferente tendencia.
La fuerte reducción de DUC´s limitará el crecimiento futuro de la producción, al no poder usar la acumulación de DUC´s para finalizar más pozos. En 2020-2021 tenía sentido utilizarlos por los bajos precios del petróleo, pero desde 2022 los precios del petróleo han promediado 70-100$ y los DUC´s no han vuelto a incrementarse, lo que nos dice que el aumento de la producción está llegando a su fin, si unimos la caída de los equipos de frac, el descenso de las plataformas de perforación y el agotamiento de los DUC´s disponibles.
Comentaba en este artículo alguna de las conclusiones sobre la producción de petróleo de nueve países de Oriente Medio.
Su gráfico de producción total.
En el caso de Arabia.
Son todos gráficos parecidos a los incluidos en los puntos anteriores con una salvedad, Laherrere estima que la producción ya ha empezado a caer y no esperará a 2030.
Este informe tiene la "virtud" de demostrar la escasa fiabilidad de las declaraciones de Birol (IEA).
Birol ha repetido por activa y por pasiva, que para 2030 existirá un asombroso exceso de capacidad de producción de petróleo y por lo tanto, insiste en recomendar al sector petrolero que deje de invertir en nuevos desarrollos de petróleo, porque la abundancia de petróleo en 2030 alcanzará un grado tan elevado que puede hundir los precios del petróleo y arruinar a las petroleras.
"Con el surgimiento de un importante superávit de oferta en esta década", dijo Birol, "las compañías petroleras tal vez quieran asegurarse de que sus estrategias y planes comerciales estén preparados para los cambios que se están produciendo".
La respuesta de Exxon es que si se deja de invertir, el declive de la producción de petróleo será monstruoso.
Y la razón es que el declive anual natural alcanza el 15%. Con esa tasa, en un solo año pasaríamos de producir 100 millones de b/d a solo 85 millones b/d si se deja de invertir totalmente. Por supuesto, el declive será proporcional a una menor inversión y no se puede dejar de invertir, con esa tasa de declive.
6º). Aquí llega el problema. Se necesita invertir desde luego, pero si no se descubre apenas nada, ¿en qué yacimientos por descubrir se va a invertir?.
Hasta 2030 existe una larga lista de proyectos por desarrollar, incluyendo los de Brasil-Guyana (**).
Pero después de esa fecha no queda nada por desarrollar.
La tasa de reposición de nuevas reservas apenas llega al 15-20%, por lo que estamos consumiendo las reservas restantes a una velocidad insostenible, sobre todo en la última década.
La línea verde son los descubrimientos acumulados desde 1900.
La línea azul, la producción mundial de petróleo acumulada desde 1900.
La línea roja, las reservas de petróleo (excepto el petróleo extrapesado) que quedan.
Desde mediados de los años 80, se descubre menos petróleo del que se consume y por eso la línea roja está descendiendo desde entonces. También se aprecia que desde 2010, la caída se ha acelerado acompañando al descenso de nuevos descubrimientos. Si no se reponen nuevas reservas, en 15-20 años no quedará nada por extraer. Pero mucho antes de esa fecha, algunos yacimientos entrarán en fase terminal y por eso, la producción empezará a caer con mucha fuerza por razones geológicas de agotamiento.
No busquen este tipo de gráficos en las reservas oficiales. Como he descrito en el artículo de referencia del primer punto, en los años 80 los países de la Opep revisaron al alza sus reservas y desde entonces no han reducido absolutamente nada las reservas, a pesar de la ausencia casi total de nuevos descubrimientos, con lo que los datos oficiales son poco fiables.
La producción de petróleo convencional (sin el shale oil) se encuentra en una meseta desde 2005 e hizo un máximo en 2016, cayendo desde entonces.
La perforación de relleno, tanto horizontal como vertical, ha sido el método elegido para con una mínima inversión, mantener la producción de los viejos campos supergigantes a costa de agotar sus reservas con mucha rapidez. Este sistema lleva funcionando más de 30 años y se ha generalizado en todo el mundo. Por eso estamos en una meseta desde 2005.
Las reservas de petróleo se están agotando con gran velocidad, como muestra el gráfico de referencia.
Aplicando el cálculo de las reservas pendientes a los gráficos de producción mundial de petróleo, obtenemos un descenso abrupto en los próximos años, con un formato equivalente al "acantilado Séneca, caída tanto más aguda, cuanto más permanezcamos en la meseta de producción actual. Son matemáticas puras ...
La estimación para Arabia nos proporciona un punto de referencia (*).
Si Arabia es la referencia de los campos supergigantes, la fecha de 2030 como inicio del declive permanente es bastante congruente con el análisis. No quiere decir que sea una fecha exacta, solo es una referencia para establecer un punto de partida que deberá ser monitorizado y modificado en función de los datos reales.
Mi hoja de ruta (establecida hace unos años) de la producción futura de petróleo, describe el proceso en tres fases.
Todos conocemos el gráfico de la producción mundial de petróleo y la estimación hasta 2025 de la EIA (cortesía de OVI para peakoilbarrel). En el mismo se aprecia un descenso en la producción de petróleo más condensados hasta la última fecha oficial publicada por la EIA (Mayo 2024). Y en rojo, el crecimiento esperado de la producción de c+c hasta finales de 2025 (veremos).
No se ha valorado convenientemente el impacto del shale oil-gas USA en los mercados mundiales de energía.
La relativa abundancia de petróleo y gas en el mundo, provienen exclusivamente del mercado norteamericano. Para demostrarlo voy a mostrar un gráfico espectacular.
[Albert en el sitio de Gail Tverberg ha presentado una aplicación que permite obtener gráficos de la producción de petróleo y LGN en todo el mundo, con la base de datos de la EIA.
En el caso de todos los líquidos, el gráfico con la producción mundial sería este, aprovechando la aplicación de Albert. Estamos casi en máximos históricos.
En la producción mundial de petróleo (Crudo+Condensado) podemos estirar el gráfico para el largo plazo. El ya famoso máximo de Noviembre de 2018 es el punto rojo.
Y ahora vamos a la producción mundial de todos los líquidos sin contar la aportación de EE.UU.
Aquí el pico se produce en Noviembre de 2016.
Y la clave de todo la tiene este gráfico, que es el que quiero mostrar porque sencillamente es espectacular.
Se trata de la producción de todos los líquidos en EE.UU. Desde mediados de 2009 hasta mediados de 2024, ha pasado de 8 millones de b/d a casi 22 millones de b/d. Impresionante.
Es evidente después de ver este gráfico, que dependemos del shale oil USA hasta un extremo impensable. Sin la aportación de estos líquidos, los precios del petróleo estarían por las nubes y sin duda, ya estaríamos instalados en una crisis sin fin, porque el resto del mundo no tiene la capacidad de suplir 14 millones de b/d.
Otro ejemplo similar es el crecimiento de la producción de gas USA, aprovechando el shale gas.
El aumento de la producción de todos los líquidos en USA y el incremento de la producción de gas, ha permitido tener una energía barata en EE.UU. En Europa dependemos de las exportaciones USA y debemos vigilar atentamente su producción, porque un rápido agotamiento del shale oil-gas, significará un desastre mundial de proporciones "cósmicas".
Las características del declive de estos pozos (petróleo) implica un problema en cuanto las ubicaciones se agoten. Un ejemplo se ve en este gráfico de Enno Peters, para la producción futura en el caso de no añadir más pozos. Está fechado en 2020, pero la forma de la caída de la producción es la misma para la actual producción (en tres años alrededor de un 75% sobre la producción total de shale oil).
Quedan aproximadamente unos diez años de ubicaciones (buenas, malas y regulares) y cuando terminen de aportar nueva producción, el declive será del 70% para los pozos de primer año y del 45% para todos los pozos en promedio, por lo que en tres o cuatro años, desaparecerá casi toda la aportación de este periodo (14 años).
La contribución del shale oil a la producción mundial de petróleo, es lo que explica la mayor parte del incremento en el declive mundial del 8% al 15% que presentó Exxon el otro día en su informe.
EE.UU. produce el 22% de todos los líquidos y el 25% del gas mundial y la gran mayoría de su producción procede del shale oil-gas. En cambio sus reservas son muchísimo menores de ese 22-25% (apenas 3-4%), por lo que más pronto que tarde, se agotarán a la velocidad de extracción actual (son matemáticas, lo siento). No hace falta decirlo, pero que la producción actual siga subiendo???, no quiere decir que sea sostenible en el tiempo ...
No obstante, no hay que preocuparse si aceptamos las optimistas previsiones de la EIA y pensamos que el shale oil puede mantenerse hasta 2050, con una producción similar a la actual, a pesar de que las reservas de petróleo de shale oil, apenas cubren la producción de diez años y los puntos dulces (zonas de mayor productividad) se limitan a cuatro años según la mayoría de los expertos.
Veremos quien tiene razón en los próximos años.
Conclusión ambas partes.
La primera parte explica como el forecast para después de 2030 es muy bajista para la producción mundial de petróleo, sobre todo por el agotamiento de las reservas y la falta de nuevos descubrimientos.
La segunda parte muestra como el incremento de la producción mundial de todos los líquidos en la última década, ha dependido exclusivamente del shale oil USA. El característico declive anual para este tipo de petróleo (70% de caída en el primer año), obliga a perforar intensivamente hasta que se acaben las ubicaciones de shale oil (10 años).
La combinación del agotamiento de los viejos campos supergigantes con el rápido declive del shale oil es una bomba en potencia. Como no se aprecia sustituto en la producción, vía nuevos descubrimientos, la parte de descenso de las curvas de producción apuntan a un abrupto cataclismo a partir de 2030, tomando esta fecha como una referencia, no como una fecha exacta.
Solo una opinión (recordar que nunca tendremos certeza de nada).
Saludos.
PD. Me ha dado por hacer unas cuentas sencillas, para comprobar si la previsión de EIA tiene posibilidades reales de cumplirse.
Una producción de 22,5 millones de b/d durante 30 años, implica una reservas totales de al menos, 250.000 millones de barriles (sin tener en cuenta la pequeña parte de biocombustibles).
22,5 millones b/d x 365 días = 8.212,5 millones al año x 30 años = 246.375 millones de barriles.
Teniendo en cuenta que las reservas de petróleo de shale oil eran 26.902 millones en 2022, ya pueden explicarnos de donde sale el resto de reservas.
[Tener en cuenta que cada nuevo pozo perforado en el shale oil, acumula una pequeña cantidad de reservas no extraídas el primer año, por lo que mientras queden nuevas ubicaciones, las reservas se mantienen en cifras parecidas para el shale oil].
Por otro lado, recordar que en 2022, el precio promedio del petróleo WTI y el gas HH, subió bastante, lo que aumentó las reservas por precio (a mayor precio algunos recursos se vuelven rentables y entran a formar parte de las reservas).
1º) El cambio climático ha cambiado las preferencias. Ahora el foco está en invertir en energías limpias (otra cosa es que sustituyan realmente al petróleo).
El último informe de IEA dice que necesitamos triplicar las inversiones en renovables urgentemente.
2º). Los costes de los barriles actualmente extraídos (shale oil) están por los 60-70$.
3º). Ya se está comprobando que los productores necesitan precios más altos que los actuales y en cambio, los consumidores quieren precios más bajos, por lo que es difícil encontrar un punto de solapamiento.
Es decir, si los precios suben, se extrae más petróleo, pero la demanda se hunde. Y si bajan los precios, la demanda aumenta, pero la extracción disminuye.
No parece que con los costes actuales, los precios del barril de petróleo puedan ascender lo suficiente, para convertir en reservas los recursos que no se han sacado ya (siempre se extrae primero lo más fácil, de forma que lo que queda es lo más complicado y caro de extraer).
4º). Parte de esos recursos están sobrevalorados como el petróleo extrapesado de Venezuela. Ni con el petróleo a 200$ sería rentable extraerlo.
Saludos.
#2
24/09/24 15:58
Hola, no leí el articulo pero te hago una pregunta. Actualmente hay 1.5 billones en recursos de petróleo ¿cuántos se pueden transformar en reservas? Y esas cifras siempre cambian. Yo creo que lo van a sacar todo. Gracias.
Para los estudiosos del tema, hay muchos enlaces con las explicaciones pertinentes. Si se quiere tener una visión completa es necesario entrar en casi todos ellos. Si no, basta con leer el texto principal.
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