viernes, 11 de diciembre de 2015

El ocaso del petróleo: Edición de 2015

Queridos lectores,

En el último informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el World Energy Outlook (WEO) edición de 2015 (informe que ya comentamos in extenso en este blog) tuvimos la suerte de que la AIE nos dejara una tabla numérica sobre la evolución de la producción de hidrocarburos líquidos (lo que en un abuso de notación hace años que denomina "petróleo" o "todos los líquidos del petróleo") prevista para los próximos 25 años de acuerdo con su escenario central. Es la Tabla 3.5, que reproduzco aquí debajo:


 

En los informes de 2012 y 2014 la AIE dio también estos valores (bueno, en el de 2012 sólo dio una gráfica, lo cual me obligó a hacer un buen trabajo de hormiguita de deducir los números a partir de esa gráfica). Eso me permitió escribir sendos posts sobre cuál era, en opinión de la AIE, la evolución previsible de la energía bruta y la energía neta provenientes del petróleo, utilizando para ello ciertos parámetros convencionales para estimar el contenido energético de cada categoría y sus respectivas TREs (para más información sobre estos parámetros y su discusión, consultar el post "El ocaso del petróleo"; en el post de este año, para facilitar la comparación, volveré a usar esos mismos parámetros, a pesar de que otras elecciones más conservadoras o más drásticas serían posibles). En aquellos posts ofrecía también una estimación más realista de cómo va evolucionar la energía neta proveniente de los hidrocarburos líquidos, una vez corregidos los maquillajes contables más evidentes.

Cuando publiqué, en 2012, "El ocaso del petróleo" causó una honda impresión, puesto que mostraba que, a su manera, la AIE comunicaba que había problemas serios con el petróleo, incluso aún cuando no se corrigiese el maquillaje contable más evidente. Con el espíritu de dar una cierta trazabilidad a las previsiones de la AIE, en 2014 repetí el análisis (en 2013 no pude, pues no dieron los datos) en el post "El ocaso del petróleo: Edición de 2014". Por ese mismo motivo, vuelvo a repetir el análisis este año. No volveré a discutir las hipótesis realizadas ni la metodología empleada; simplemente, mostraré las gráficas resultantes en el punto conveniente del post, y me centraré en comparar los resultados de este año con los del año precedente.

Las categorías de producción de hidrocarburos líquidos que contemplo son seis. Cuatro de ellas corresponden al petróleo convencional, 3 de crudo ("Campos actualmente existentes" - franja de color negro - "Campos por explotar" - franja de color azul celeste y "Campos por descubrir" - franja azul marino) y una de "Líquidos de gas natural" - franja morada. Además, incluyo otras dos categorías no convencionales: el petróleo ligero de roca compacta (en inglés Light Tight Oil, abreviado LTO) - franja roja - y el resto de no convencionales (de éstos no desgloso, como hace la Tabla 3.5, los petróleos extra pesados y bitumen) - franja amarilla


Hay dos categorías más en la tabla 3.5, no explícitamente incluidas arriba, que tienen que ser discutidas. 

La primera es la correspondiente a la "Recuperación mejorada de petróleo" (en inglés, Enhanced Oil Recovery, abreviado EOR). El desglose de la producción de los petróleos convencionales incluyendo la EOR como si fuera una categoría aparte es bastante artificiosa, pues el declive terminal de la producción de petróleo crudo convencional se produce debido al rápido declive anual de los campos maduros y eso a pesar de que es justamente en esos campos donde se explota más masivamente la EOR. Por esta razón, y como hice en 2014, en los cálculos que siguen acumulo los valores de EOR a la categoría de "Campos actualmente en explotación" o "Existentes". 

La otra categoría no explicitada es la correspondiente a las "Ganancias de proceso". Como ya explicamos en el primer post sobre el ocaso del petróleo, las denominadas "Ganancias de proceso" corresponden a los incrementos de volumen de los productos de refinado en las refinerías. La idea es simple: en la refinería entra un barril de petróleo pero sale más de un barril de productos refinados (gasolina, diésel, keroseno, alquitrán, etc). Incluso si estuvieran contabilizando esas "Ganancias de proceso" en términos energéticos y no en volumen (cosa dudosa, conociendo a la AIE), éstas no se corresponden con una ganancia neta de energía: el proceso de refinado es un procedimiento físico-químico y en él, forzosamente, se consume energía, así que los productos resultantes contienen, forzosamente y por meras razones termodinámicas, menos energía que la de los productos utilizados en la refinería.  Los productos combustibles resultantes del refinado, dependiendo del tipo de petróleo y del proceso utilizado, pueden efectivamente contener más energía que la del petróleo que entró en la refinería, pero eso solamente es posible porque en la refinería no sólo entra el petróleo en el refinado, sino también grandes cantidades de gas natural, en parte para aportar calor y en parte para reaccionar químicamente con el petróleo, produciendo nuevas moléculas más energéticas; si uno contabiliza la energía del petróleo y del gas natural utilizado se comprueba trivialmente que los productos resultantes contienen, por barril de petróleo procesado, menor energía que el petróleo y gas natural entrantes. Por tanto, contar las ganancias de proceso como un incremento de la energía del petróleo es bastante espurio, ya que el incremento de energía de los refinados lo está aportando - y con una pérdida considerable- el gas natural, el cual se computa en una estadística aparte. No deja de ser destacable que en los informes anuales de 2013 y en 2014 la AIE decidió no incluir esta espuria categoría de "Ganancias de proceso" (aunque siempre la contabilizan en los informes mensuales), asumiendo que su inclusión incrementa una confusión interesada. Que en 2015 recuperen esta categoría nos muestra cuán desesperados están en disimular los problemas. En lo que sigue, no me voy a molestar en contabilizar esta categoría carente de sentido.
 
La gráfica resultante de la Tabla 3.5 para la evolución del volumen de hidrocarburos líquidos producidos (excluyendo las "Ganancias de proceso") según la AIE es la siguiente:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en volumen, de acuerdo con el WEO 2015
Lo más llamativo de esta gráfica respecto a la de 2014 (ver más abajo) es que entonces se estaba asumiendo que los "Campos por explotar" (la franja azul cielo) iban a experimentar una rápida subida en los próximos años y por eso en la gráfica correspondiente a 2014 se veía un segundo pico de petróleo crudo (las tres franjas inferiores sumadas) en 2015. Ahora ya se sabe que no va a ser así, sino que estamos en el declive del petróleo crudo:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en volumen, de acuerdo con el WEO 2014

Curiosamente, acabamos en aproximadamente el mismo valor de petróleo de todo tipo producido en 2030, gracias a pequeñas y disimuladas crecidas en las otras categorías (excepto LTO).

La gráfica para la energía bruta nos queda este año de la siguiente manera:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía total, de acuerdo con el WEO 2015

que con respecto a la de la 2014 sólo destaca la desaparición del rápido crecimiento de los campos por desarrollar:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía total, de acuerdo con el WEO 2014

Los escenarios de energía neta siguen el curso previsible: aquí tenemos el de 2015:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta, de acuerdo con el WEO 2015

y aquí el de 2014:
Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta, de acuerdo con el WEO 2014

Por último, los escenarios de energía neta más realista son, en 2015,

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta en un escenario más realista, de acuerdo con el WEO 2015
en tanto que en 2014 era:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta en un escenario más realista, de acuerdo con el WEO 2014

Como ven, muy parecidos ambos a pesar de la diferencia en torno a 2015, convergiendo a prácticamente el mismo valor de energía neta en 2040 (por cierto, un escenario nada halagüeño, en el que la energía neta del petróleo habría decrecido a la mitad en los próximos 25 años, aunque siempre hay escenarios peores). En suma, a primer golpe de vista, y salvo la anomalía en los campos por desarrollar, nuestras conclusiones son prácticamente idénticas a las de 2014.
 
Justamente, lo interesante es explorar esas pequeñas diferencias entre ambos escenarios, pues son las que nos dan información acerca de qué variables están ajustando más en la AIE para intentar mostrar que no hay problemas, pues serán justamente esas variables las que nos indicarán dónde se encuentran los problemas más graves. En ese sentido, resulta interesante comparar la Tabla 3.6 del WEO 2014, que reproduzco a continuación, con la Tabla 3.5 del WEO 2015 (que es la que abre este post):




La primera cuestión que llama la atención, después de un cierto análisis, es la modificación en las tasas de declive terminal en los "Campos actualmente existentes" de un año para otro. Se puede estimar cuál es el declive terminal anual "oficial" de los campos en producción de acuerdo con cada WEO , simplemente comparando la producción en 2040 con la producción en 2020 (para los forofos de las matemáticas, la fórmula que utilizo para determinar el porcentaje anual de declive de la producción, r, en función de las producciones en 2020,
P2020, y 2040, P2040, es r=100.*[1-exp(log(P2040/P2020)/20)]. La tasa de declive anual resultante es sensiblemente diferente si uno integra en esas cifras la EOR o no; la siguiente tabla resume la situación:


WEO 2014:    r          rEOR
                   4,0%     3,3%

WEO 2015:    r          rEOR
                   4,1%     3,1%

Como se ve, el declive terminal de los campos existentes en 2015 es ligeramente superior en el WEO 2015. Para compensar una realidad cada vez más incómoda, se ha hecho crecer la categoría de EOR que si en el WEO 2014 estimaban que alcanzaría los 4,4 Mb/d en 2040 ahora creen que llegará a los 5,8 Mb/d en 2040, cosa difícil de justificar, pues no se han producido en un año avances tecnológicos que justifiquen tal optimismo. En realidad es más bien al contrario: lo que se ha observado en este último año es un descenso en el esfuerzo en exploración y desarrollo de nuevos campos, fruto de la desinversión que anticipábamos a principios de 2014, que a su vez era consecuencia de la mala situación financiera del sector ya antes de la actual caída de precios y que la actual situación de precios bajos ha agravado, a medida que nos adentramos en la espiral de destrucción de demanda - destrucción de oferta.

El toqueteo constante al que somete la AIE la categoría de la recuperación mejorada, EOR, sirve, como ven, para camuflar un declive terminal de los campos de petróleos existentes cada vez más evidente.  Así pues, de manera práctica la AIE está redondeando las cifras para que el declive terminal de los campos existentes (contando en ellos la EOR) sea del 3,1% anual, cuando la propia AIE ha reconocido en repetidas ocasiones que es del 6% anual (en las gráficas sobre escenarios más realistas de más arriba se modifica la variación anual para que se ajuste a ese 6%). Es el mismo afán de camuflar el declive terminal de los campos actualmente en producción lo que ha causado el retorno de la infame categoría "Ganancias de proceso". 


Si han mirado la tabla 3.5 del WEO 2015, verán que nos dan las tasas de cambio, absolutas y anualizadas, de cada categoría en la columna de la derecha. Si se han fijado un poco más, habrán visto que a pesar de lo fantasioso de la evolución de algunas categorías de petróleo crudo convencional, de no ser por la contribución de los líquidos del gas natural el incremento del "Petróleo convencional" hubiera sido un decremento, una caída. La AIE depende excesivamente de los líquidos del gas natural para disimular la brutal caída del petróleo crudo convencional, y eso hace que en este WEO se incremente en 1 Mb/d más en 2040 de lo que pronosticaban en el WEO 2014. Pero casi el 90% de esos "Líquidos del gas natural" son butano y propano, y aunque su introducción en las refinerías alivia la demanda de petróleo para la producción de plásticos (pues el butano le sustituye en la producción de butileno y el propono en la de propileno), lo cierto es que la producción de plásticos es un significativo aunque no mayoritario 10% de todo el uso del petróleo crudo. Los líquidos del gas natural también contienen un pequeño porcentaje de gasolina natural (mayoritariamente, pentanos) que pueden mezclarse con la gasolina convencional. Y poco más. Incluir la producción de líquidos del gas natural como si fuera petróleo es claramente desproporcionado, pues no todo ese volumen podrá ser aprovechado como sustituto del petróleo, y no todos los líquidos del gas natural pueden utilizarse en los mismos usos del petróleo.


La última cosa que querría destacar de la comparativa de la producción de petróleo por tipos en el WEO 2015 respecto al WEO 2014 es la diferente evolución del LTO. En 2014 el espejismo del fracking aún deslumbraba con su brillo, y se apostaba a que en su momento de máximo esplendor el LTO daría 6,6 Mb/d. En 2015, con el hundimiento del fracking cada vez más evidente, la AIE reconoce que el LTO nunca rebasará los 5,5 Mb/d. En realidad, aún están siendo tímidos: en estos momentos la producción de LTO en los EE.UU., que llegó a ser de aproximadamente 4 Mb/d en Marzo de este mismo año, está ya por debajo de los 3,5 Mb/d (en sólo 9 meses), con caídas tan sonadas como la de Eagle Ford, de un 30% (algunos de los "expertos" que pululan por los medios deberían darse por enterados, si no quieren hacer un papelón: para todos ellos, con cariño y como siempre, nuestra guía).

Imagen de SRSrocco Report: https://srsroccoreport.com/collapse-of-u-s-shale-oil-production-has-begun/

En resumen: el análisis de los datos de la AIE sobre la producción de petróleo por tipos nos muestra consistentemente en los últimos informes anuales una caída de la energía neta del petróleo, que probablemente será mucho más fuerte de lo que ya se anticipa de los datos brutos de la AIE si simplemente se corrigen ciertos maquillajes evidentes. Por otro lado, el empeño de la AIE por disimular el declive cada vez más acusado de la producción de petróleo convencional se está volviendo muy complicado, ya que cada vez quedan menos categorías donde refugiarse (por ejemplo, con el hundimiento del LTO), y es eso probablemente lo que ha rescatado la infausta idea de las "Ganancias de proceso". En algún momento de los próximos años, con un declive cada vez más fuerte y en un entorno de desinversión severa y conflictividad creciente en los países productores, la AIE se verá obligada a reconocer que la situación es mucho más dura de lo que querrían admitir. El problema es que entonces será mucho más difícil reaccionar adecuadamente, sobre todo viendo el actual curso de los acontecimientos.


Salu2,
AMT

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