El Ocaso del Petróleo: Edición de 2016

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Queridos lectores,

Como sabrán 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 sabrán 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. Franja de color naranja claro.
• 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 gris.
• 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 años, 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