viernes, 9 de diciembre de 2016

El Ocaso del Petróleo: Edición de 2016

Queridos lectores,

Como sabn si siguen este blog desde hace algún tiempo, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publica su informe anual, el World Energy Outlook (WEO), a mediados del mes de noviembre. También sabn que hace poco hemos comentado en este blog el último informe y algunas de sus consecuencias. Algunos años la AIE nos proporciona datos detallados sobre la producción de hidrocarburos líquidos prevista para los próximos 25 años de acuerdo con su escenario de referencia, y cuando esa información está disponible (no siempre la dan, la AIE sigue una política bastante errática a ese respecto) yo analizo esos datos para intentar hacer una evaluación de cómo va a evolucionar la energía disponible del petróleo, ya que la AIE tienen la mala costumbre de expresar la producción como una suma de volúmenes de sustancias disímiles, con diferente contenido energético y diferente coste energético de producción. Ése ha sido uno de esos años en los que la AIE ha proporcionado la información necesaria, incluso alguna información nueva y muy útil, y he aquí por tanto la edición de 2016 de "El Ocaso del Petróleo".

Teniendo en cuenta la discusión que la propia AIE hace en el WEO 2016 sobre los escenarios que se pueden plantear si se prolonga la actual situación de desinversión en el sector petrolero, he creído conveniente introducir dos escenarios para analizar la evolución de la energía proveniente del petróleo: el "Escenario central", que se corresponde con los que estudié otros años y en el que se acepta que la inversión se recuperará, como asume la AIE; y el "Escenario de baja inversión", en el que pasa exactamente lo contrario. La verdad, como veremos, se encontrará en algún punto intermedio.

Escenario central


En primer lugar, presentemos los datos en los que se basa este análisis: la tabla 3.11 del WEO 2016:



Esta tabla puede ser expresada en forma de gráfico, siguiendo el código de colores de la gráfica 3.15 del WEO 2016, que ya comentamos con cierto detalle.



Aunque he sido yo mismo el que he generado los gráficos, he nombrado los tipos de explotación en inglés porque sé que con posterioridad estas gráficas serán reutilizadas, así que déjenme que les especifique qué es qué:
  • Post-peak: Yacimientos de petróleo convencional que han superado su pico. Franja de color verde oscuro.
  • Legacy: Yacimientos de petróleo convencional de legado; posiblemente han superado su pico, pero aún no es evidente. Franja de color verde intermedio.
  • Ramp-up: Yacimientos de petróleo convencional aún en crecimiento. Franja de color verde claro.
  • Approved: Yacimientos de petróleo convencional aprobados para su explotación, pero que aún no han entrado en explotación. Franja de color añil oscuro.
  • NGL: Líquidos del gas natural. Franja de color añil claro.
  • LTO: Light Tight Oil, o petróleo ligero de roca compacta, que se explota con la técnica de fracking. Franja de color naranja oscuro.
  • Heavy oil: El nombre está abreviado, pues más bien debería ser "Extra Heavy Oil and Bitumen" o "EHOB"; entran aquí las arenas bituminosas de Canadá y el petróleo extra-pesado de la Franja del Orinoco. Franja de color naranja intermedio.
  • Other: Otros hidrocarburos no convencionales, que son mayoritariamente biocombustibles.
  • Processing gains: Ganancias de proceso. Corresponden a la expansión del volumen de los hidrocarburos líquidos cuando son procesados en las refinerías (recordemos que se combinan con gas natural en algunos tratamientos). Franja de color naranja claro.
  • Found, not approved: Yacimientos de petróleo convencional que ya han sido identificados, pero o bien no se han pedido los permisos para explotarlos o bien sí se han pedido pero aún no se han concedido. Franja de color rojo.
  • Yet to be found: Yacimientos de petróleo convencional que se prevé que serán encontrados y puestos en operación en los próximos 25 años. Franja de color morado.

Noten que en contraste con otros años, las categorías de "Yacimientos pendientes de explotación" (franja roja) y "Yacimientos aún por encontrar" (franja morada) se colocan en la parte de arriba del gráfico, para respetar la unidad cromática de la figura 3.15 del WEO, y también de cara a facilitar la comparación durante la segunda parte de este post.

Repito aquí la gráfica de la producción prevista de hidrocarburos según el escenario de referencia del WEO 2016, para facilitar la comparación con la gráfica equivalente del WEO 2015, que rescato de la edición de 2015 de "El Ocaso del Petróleo".



La previsión de volumen de hidrocarburos producidos en 2040 es similar en ambos WEO's, unos 103 millones de barriles diarios (Mb/d), aunque con diferencias más que apreciables en su procedencia. Entre los cambios, destaca sobre todo el considerable aumento del volumen de petróleo "pendiente de explotar" del WEO 2015 (que en el WEO 2016 correspondería a la suma del "Aprobado para explotación", franja añil, más el "Encontrado, no aprobado", franja roja): mientras el WEO 2015 arrojaba una proyección de 21,3 Mb/d en esta categoría para 2040, en el WEO 2016 se le estima una producción de 27,2 Mb/d en 2040 (y eso a pesar de que período de previsión tiene un año menos y por tanto la producción estimada en 2016 debería ser ligeramente inferior a la estimación de 2015). Por desgracia, estos cambios bruscos en la composición  de la producción futura son norma en los WEO's de los últimos años, como ya hemos comentado varias veces, y probablemente son fruto de la dificultad de hacer cuadrar una realidad productiva complicada con unas previsiones económicas predefinidas mucho más optimistas; en ese sentido, conviene resaltar que hace diez años la AIE aún pensaba que en 2035 el mundo sería capaz de producir 120 Mb/d, mientras que ahora cree que será ligeramente superior a 100 Mb/d en 2040.

Los datos arriba indicados son, como siempre, la suma de los volúmenes de los diferentes hidrocarburos líquidos más o menos asimilados a petróleo, a pesar de tratarse de sustancias muy diversas. Sin embargo, esas diferentes sustancias tienen diferentes contenidos energéticos, y sería interesante saber a cuánta energía bruta equivalen. Aplicando el mismo criterio que venimos usando desde 2012, consideraré que los petróleos no convencionales tienen en media sólo el 70% de la energía de los petróleos convencionales. De ese modo, obtengo la figura de la evolución prevista de la energía bruta según el WEO 2016,



a comparar con la gráfica que obtenía con el WEO 2015.




Aunque la proporción de los diferentes tipos de hidrocarburo líquidos no es la misma, el resultado es, como ven, muy similar. Pero esto no es el fin de la historia: como sabemos, los diferentes tipos de hidrocarburos líquidos tienen un diferente coste de producción, también en términos energéticos. Estimamos la energía neta de cada tipo de hidrocarburo como la fracción de energía que resta una vez hemos descontado la energía de producción. Para los diferentes tipos de hidrocarburo líquidos, usaremos los valores convencionales de Tasa de Retorno Energético (TRE) que hemos venido usando estos os, según sigue:

  • Petróleo convencional actualmente en explotación: TRE=20
  • Yacimientos de petróleo convencional aprobados pero aún no explotados: TRE=5 
  • Yacimientos de petróleo convencional sin aprobar y por descubrir: TRE=3
  • Líquidos del gas natural: TRE=5
  • LTO y petróleo pesado: TRE=2
  • Biocombustibles: TRE=1 (es decir, no aportan energía neta y por tanto esta franja desaparece).    
Se puede calcular la energía neta N de cada tipo conocida la energía bruta B (la que se muestra en la anterior gráfica) y la TRE del tipo de hidrocarburo en cuestión usando la fórmula: N=(1-1/TRE) x B. De ese modo, la gráfica de la energía neta nos queda como sigue



a comparar con la que derivábamos para el WEO 2015


Como se ve, el pico de energía se sitúa en el mismo año, 2015, pero con el nuevo WEO la caída de energía neta es algo más rápida que la del año pasado, reflejando la mayor dependencia en combustibles fósiles más difíciles de extraer y por tanto de menor energía neta.

Si ya es preocupante que el descenso de la energía neta proveniente de todos los líquidos del petróleo sea más marcado que en años anteriores, tenemos encima que, como siempre, la gráfica de la energía neta tiene ciertos maquillajes evidentes que si se eliminan, sólo los más evidentes, nos muestran una historia bastante peor. Éstas son las correcciones que he aplicado para obtener una estimación de la futura evolución de la energía neta más acorde con los hechos constatados.

  • De acuerdo con el propio WEO 2016, aún invirtiendo de manera razonable en el mantenimiento de los pozos activos su caída anual media se sitúa en el 6,2%; sin embargo, la caída de los yacimientos post-peak en las gráficas anteriores es de un 4,8% anual, y aún menor para los tipos de legado y en ascenso, una vez superados sus respectivos picos. Por ese motivo, aplico un descenso del 6,2% anual a estos tres tipos de yacimiento, a partir de 2015 en el caso de los yacimientos post-peak,  a partir de 2020 en el caso de los de legado y a partir de 2025 en el caso de los yacimientos en ascenso, reflejando así las diferentes llegadas a sus picos productivos.
  • No modifico la franja correspondiente a los campos aprobados pero no explotados, a falta de un conocimiento más detallado de cuál podría ser su evolución.
  • De los líquidos del gas natural, teniendo en cuenta que sólo pueden sustituir parcialmente al petróleo, principalmente en las líneas de producción no energéticas (propileno y butileno), contabilizo exclusivamente un tercio de esta categoría.
  • Como siempre, considero que las estimaciones para LTO y petróleo extra-pesado están bastante infladas y las rebajo a la mitad.
  • Para el petróleo convencional encontrado y no aprobado, lo rebajo también a la mitad, teniendo en cuenta que en muchos casos las dificultades técnicas (y últimamente también las financieras) ponen en entredicho la capacidad de explotación de esos yacimientos.
  • Por último, en el caso de los yacimientos convencionales todavía por encontrar, como en 2012 se ve que se asumen ritmos de descubrimiento que prácticamente cuadriplican los observados (respecto a este año casi los multiplican por 6) y por tanto los reduzco a la cuarta parte.  

Teniendo todo eso en cuenta, la evolución más probable de la energía neta procedente del petróleo sería como en la gráfica que sigue,


a comparar con la gráfica del año pasado,



Como se ve, las curvas resultantes son muy similares, quizá con un inicio del descenso un poco más suave en la gráfica que hemos obtenido este año. En todo caso, la conclusión es que la energía del petróleo habría tocado su máximo en 2015, en unos 69 millones de barriles equivalentes a petróleo por día (Mbep/d) y se reducirían a sólo 32,5 Mbep/d en 2040, una caída de más del 50%. En lo sustancial, por tanto, no cambian las malas previsiones que apuntamos desde 2012.


Escenario de baja inversión:

Este escenario correspondería a lo que sucedería si se mantuviese por un tiempo indefinido, e incluso se agravase, la tendencia en materia de inversión en exploración y desarrollo de los últimos años. Como ya comentamos a comienzos de este año, las compañías del sector del gas y del petróleo están desinvirtiendo de una manera demasiado radical y brusca, y eso puede precipitarnos demasiado rápido por el lado derecho de la curva de Hubbert. La razón de tan fuerte desinversión es la caída de la rentabilidad de los yacimientos que se vienen explotando desde hace años, y especialmente desde principios de esta década; tan mala es que las compañías perdían dinero a mansalva (ver el ejemplo de SRSroccoreport sobre Shell). Estas pérdidas eran insostenibles y han llevado a la actual caída de inversión, y el entorno de precios bajos propiciado por la espiral de destrucción de oferta - destrucción de demanda no va a permitir una pronta recuperación de las inversiones en el negocio petrolero (especialmente cuando el precio, después de subir meteóricamente como acabará haciendo, se vuelva a precipitar hacia los precios bajos). Imaginemos, por tanto, un escenario en el que la falta de inversión no sólo no sólo no se detiene sino que se agrava. Éste sería el escenario en el que los gobiernos no intervienen y dejan al libre mercado la regulación del precio. ¿Qué sería lo que podría llegar a pasar? 
  • Como comentábamos, sin una inversión continua el declive de los pozos de petróleo convencional no sería del 6,2% anual, sino que llegaría ser del 9%. Aplico ese factor de declive a los yacimientos post-peak a partir de 2015, a los de legado a partir de 2020 y a los en ascenso a partir de 2025.
  • Los líquidos del gas natural se mantendrían sin cambios.
  • Por falta de rentabilidad, considero que a partir de 2015 la producción sería la mitad en los yacimientos aprobados pero no desarrollados, en el LTO, el petróleo extra pesado y resto de no convencionales, y también (por falta de materia de refino) en las ganancias de procesamiento.
  • Finalmente, por falta absoluta de rentabilidad considero que los yacimientos encontrados pero no aprobados y los que faltan por descubrir nunca se llegan a desarrollar, al menos hasta 2040.
Bajo esas hipótesis, lo que se obtiene es la siguiente curva para el volumen de hidrocarburos líquidos producidos. Observen el escasísimo peso del petróleo crudo (las franjas verdes y la añil oscuro) en 2040.
 

Fíjense que es la primera vez que una curva que expresa el volumen (no la energía, ni bruta ni neta) muestra un claro declive a partir de 2015.

A partir de la curva de volumen calculo la de la energía bruta, usando las mismas hipótesis de más arriba.




A partir de la cual, usando las mismas hipótesis de más arriba, podemos deducir la curva de energía neta




Se puede calcular una energía neta más realista si se tiene en cuenta que los líquidos del gas natural sólo aportan un tercio de lo que se asume (el resto de categorías se mantienen tal cual, ya que en el escenario de baja inversión su evolución es realista de acuerdo con las hipótesis del escenario).





Como pueden ver, la curva de energía neta más realista en el escenario de baja inversión (sería más apropiado decir "Nula inversión") nos acerca demasiado al terrible Horizonte 1515 de Manuel Casal Lodeiro: tras llegar a su cenit de 70 Mbep/d en 2015, la energía neta caería rapidísimamente hasta los 13,8 Mbep/d en 2040 (una caída del 80% en 25 años).

Conclusiones

El "Escenario de Baja Inversión" corresponde con una situación dramática, en la cual la inversión en la búsqueda y explotación de hidrocarburos no se recupera nunca y, más bien al contrario, debido al enorme riesgo financiero que supone su explotación las compañías profundizan en sus estrategias de desinversión y de compra de autocartera de los últimos años. Es poco probable que las cosas se desarrollen de acuerdo con este escenario, puesto que la rapidísima caída en energía neta, que se evidenciaría como una caída inmediata incluso en el volumen de hidrocarburos líquidos, movería a los estados a intervenir en este mercado para evitar consecuencias peores. Sin embargo, a tenor de los datos de los que ya disponemos sobre la evolución de 2016 y sobre la falta de inversión que parece que se va a prolongar, tampoco es probable que la producción volumétrica de hidrocarburos líquidos supere el pico de 2015, como prevé el escenario central. La realidad irá probablemente entre los dos escenarios, seguramente saltando a trompicones de uno a otro en función de cambios bruscos en las políticas de los países productores. Debemos por tanto estar atentos al declive volumétrico de la producción de todos los líquidos del petróleo para saber si estamos más cerca de uno o de otro, teniendo en cuenta que, incluso en el más favorable de los dos, la energía neta del petróleo en 2040 sería la mitad que ahora. La caída brusca del peor de los dos escenarios, de ser seguida durante demasiado tiempo, seguramente se vería agravada por el estallido de guerras y revoluciones en los países productores, e incluso consumidores; y es que conviene no olvidar que todo esto no dejan de ser proyecciones mecanicistas que ignoran el factor humano y las cuestiones sociales. Justamente ese error (ignorar el factor humano y social) que nos ha llevado a la situación en la que estamos ahora.

Salu2,
AMT

lunes, 5 de diciembre de 2016

La hora de la responsabilidad

Queridos lectores,

El último informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el World Energy Outlook (WEO) 2016, incluía una detalladísima discusión sobre las perspectivas del mercado del petróleo, como ya comentamos en el post dedicado a este informe. En el WEO 2016 se explica cómo la caída de inversión actualmente observada en las compañías dedicadas a la explotación de hidrocarburos llevará, si no se revierte pronto, a graves problemas de abastecimiento de hidrocarburos líquidos (también conocidos como "todos los líquidos del petróleo") en los próximos años. Ilustraba el WEO 2016 la magnitud de ese problema con una gráfica que merece la pena rescatar.



En este gráfico se muestra cómo la producción de las fuentes de petróleo más o menos aseguradas podría ser insuficiente para cubrir la demanda de petróleo en un momento tan temprano como 2018. Es significativo que el escenario de referencia que toma la AIE para hacer su predicción sobre la evolución de la producción y demanda de petróleo contempla una recuperación del precio internacional del oro negro ya en 2017, a pesar de que sabemos que la recuperación de precio no será jamás duradera y que, al contrario, el precio irá oscilando cada vez más rápido a medida que nos adentremos en la espiral de destrucción de oferta - destrucción de demanda. A pesar de esa poco verosímil recuperación duradera del precio del petróleo que la AIE estima que debe comenzar en unos meses, la propia Agencia no debe contar con que se consolide la recuperación lo suficiente como para que los yacimientos que aún no se han puesto en explotación empiecen a producir, pues es justamente la producción que debería provenir de esos yacimientos el único tipo de petróleo que no está incluido en la figura 3.16 que reproduzco más arriba. Además, resulta llamativo que la AIE no haya puesto más que el horizonte productivo a diez años vista, cuando sus escenarios cubren 25 años. Tomemos, por tanto, un poco más de perspectiva.

Este año la AIE nos presenta una estadillo muy desglosado, con tipos de yacimiento que antes no distinguía, en su Tabla 3.11




Si uno representa los valores de esa tabla, sobre todo el horizonte de la previsión de la AIE (es decir, hasta 2040) y usando unos colores similares a los suyos, lo que se obtiene es lo siguiente.




Aquí he desglosado los tipos de yacimiento que no están incluidos en la Figura 3.16 en dos categorías: encontrados pero no aprobados para su explotación (franja roja) y por encontrar (franja lila). Incluyo también como categoría aparte las ganancias de proceso (franja amarilla), aunque en la Figura 3.16 está unida a "Otros". Por otro lado, no sólo represento los datos hasta 2040, sino que para mejorar la perspectiva del momento utilizo los datos de 2000, 2005 y 2010 que he recuperado de los anteriores WEOs. En los informes anteriores no había algunas de las categorías actuales de explotación; en particular, el petróleo convencional no venía desglosado en campos post-pico, de legado y en ascenso  (repasen el post sobre el WEO 2016 donde se explican estas categorías), así que he interpolado linealmente los datos para que el aspecto del gráfico sea más razonable (recordando que "legado" y "en ascenso" tienen como fecha convencionalmente fijada de arranque el año 2000, con lo que su valor ese año es cero), aceptando un pequeño grado de error con ello.

Del gráfico de arriba se ve claramente dónde está el problema: dada la actual pésima situación financiera de las compañías (que se remonta en realidad a 2011), no es previsible que se vayan a poner en explotación en ninguna fecha temprana los campos que ya cuentan con permiso de explotación pero que no se explotan, y tampoco parece probable que se pidan permisos para yacimientos ya identificados; peor aún, dados los recortes en exploración y desarrollo es probable que no se vayan a descubrir nuevos yacimientos a un ritmo ni medianamente comparable al de las dos pasadas décadas. Ése es el sentido de la Figura 3.16 con la que abro el post (y esa figura es todavía optimista, como ya explicaré cuando escriba la edición de este año de "El ocaso del petróleo").

Pongamos la cosa en mejor perspectiva: redibujemos la figura 3.16 pero usando los datos de la tabla 3.11 para completarla hasta 2040 y con datos de los anteriores WEOs para los años anteriores a 2015, para ver de dónde venimos y a dónde vamos.



Esta gráfica muestra claramente algunas de las cosas que llevamos tiempo comentando en este blog: que la producción de petróleo crudo convencional llegó a su máximo aproximadamente en 2005, que desde 2010 la producción de petróleo convencional empezó un suave declive y, finalmente, que 2015 es probablemente la fecha del peak oil, el temido momento a partir del cual la producción de todos los tipos de hidrocarburos líquidos (convencionales y no convencionales) llega a su máximo y a partir de ahí su declive es inexorable. La gráfica, empero, nos dice algunas cosas más: nos dice que, si no se recupera la inversión y los campos ahora mismo aparcados o simplemente no buscados no se ponen en línea, la producción de hidrocarburos líquidos caerá un 40% respecto al nivel actual en sólo 25 años (y eso sólo en volumen; esperen a que publique "El Ocaso del Petróleo: Edición de 2016" para ver la energía neta). 

Insisto: esa gráfica solamente representa los datos oficiales de la AIE; no he hecho ningún cálculo con ellos (aparte de la interpolación de los años anteriores a 2015, en todo caso valores históricos); por tanto, es tal cual lo que aparece en el informe. Y ya es bastante preocupante.

Delante de este hecho, me planteo varias preguntas, que quisiera trasladar públicamente a los responsables del Gobierno de mi nación:

- El Gobierno español es, como el resto de los gobiernos de la OCDE, receptor de este informe. Las personas al cargo de recibir el informe y valorarlo, ¿se han dado cuenta de la gravedad que translucen estos datos? 

- ¿Piensan emitir alguna recomendación oficial al Gobierno español para que se prepare para este escenario tan complicado que dibuja la AIE?

- Si la posición de las personas al cargo o incluso del propio Gobierno español es que confían en que las categorías de hidrocarburos líquidos no incluidas en la Figura 3.16 (recordemos: encontrado y no explotado, y por encontrar) compensarán el vacío observado, ¿han tenido en cuenta las previsiones de la AIE, que indican que para compensar la desinversión de estos años tendrían que aprobarse nuevos yacimientos a ritmos históricamente nunca vistos?




- Dada la gravedad de lo que se anticipa, ¿no cree el Gobierno español que debería pedir explicaciones más detalladas a la Agencia Internacional de la Energía?

- Si el Gobierno español decide inhibirse y no actuar delante de un asunto de tanto calado que, por lo que parece, va a manifestarse en los próximos pocos años, ¿no estaría incurriendo en una gravísima irresponsabilidad? ¿Puede el Gobierno español ignorar completamente los avisos, aún velados pero cada vez más claros, de un organismo de referencia como es la Agencia Internacional de la Energía?

Cuando vengan los problemas, no digan que no se les avisó, no digan que la información de la que disponían no era clara. Digan, más bien, que no supieron cómo reaccionar, que tuvieron miedo a las consecuencias, que prefirieron cerrar los ojos, como los niños, a ver si los problemas se desvanecían por sí solos. Pero, por desgracia, no estamos hablando de un problema de niños.

Salu2,
AMT