Cómo será la economía tras el cenit de la energía y los materiales

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Queridos lectores,

Antonio García-Olivares ha sido tan amable de escribir una reseña detallada y algo técnica sobre el artículo que comentábamos la semana pasada, escrito por el mismo y Joaquim Ballabrera. Es un trabajo detallado que sin duda merece su atención, sobre cómo podría ser una economía de estado estacionario si actuáramos racionalmente.

Salu2,

AMT





El cénit de la energía y de los minerales y la futura economía de estado estacionario

Antonio García-Olivares

En un artículo que será publicado próximamente en Technological Forecasting and Social Change he estudiado, junto con Joaquim Ballabrera, una manera de tener en cuenta la posible evolución económica de un país occidental (EEUU) tras el cénit de los combustibles fósiles a partir de los modelos propuestos por Kummel et al. (2002) y por  Warr and Ayres (2006). Estos investigadores han utilizado una función de producción que introduce tres inputs: trabajo,  capital y energía útil, y que calcula como output el producto nacional bruto (GDP en inglés) que una economía puede generar, que es una función no lineal de esos tres inputs relativamente independientes. Este post resume el contenido de ese artículo.

Esta función de producción, llamada LINEX (y basada en Kummel), ha sido modificada introduciendo en ella el efecto de las tecnologías de la información y la comunicación en la amplificación del output económico de tal manera que se conservan las convenientes propiedades asintóticas que diseñó Kümmel para las productividades de los tres factores. Además, hemos generalizado la función para que permita rendimientos constantes o decrecientes con la escala. La función de producción resultante es:

            (1)

Esta función ha sido calibrada para la economía USA y es capaz de predecir su GDP con una varianza explicada del 99% aproximadamente, o sea, de una forma muy precisa, cuando se la alimenta con datos históricos de fuerza de trabajo l, stock de capital k, fracción i de tecnologías de la información y las comunicacones (TICs) en el capital k, y energía útil (u) de la economía norteamericana, entre 1900 y el año 2000. La energía útil u es la suma de una serie de aportaciones que proceden de las energías producidas por las fuentes habituales de potencia (petróleo, carbón, gas, nuclear, hidroeléctrica, renovables y biomasa) multiplicadas por sus factores respectivos de eficiencia de conversión a energía útil. Esto hace que la energía útil de la economía USA en el año 2000 tuviera una eficiencia global media del 13% aproximadamente. Esto es, el 13% de la energía contenida en los combustibles de partida han pasado a una forma útil para realizar trabajo y funciones económicas y el 87% se ha perdido a lo largo del camino.

La precisión del ajuste aumenta aún más si se permite que los parámetros a, b en (1) puedan variar tras las grandes crisis energéticas, como la que tuvo lugar a mediados de los 70. Kümmel usó esta aproximación para tener en cuenta que tras las grandes crisis energéticas aumenta la eficiencia con la que el trabajo y la energía hacen funcionar al stock de capital (aumento del parámetro a) y disminuye la tasa de uso máximo de exergía útil (trabajo útil) por unidad de capital físico (disminución del parámetro b), dado que es razonable pensar que los momentos de crisis energéticas son momentos de rápido aumento de la eficiencia y del ahorro energético. Nuestra calibración de (1) sugiere que tras la crisis energética de los 70 el parámetro a subió un 19% en unos 10 años y el b bajó un 22%. Una futura crisis energética muy probable es la que tendrá lugar tras el cénit del petróleo y de los combustibles fósiles (que hemos agregado juntas en torno al año 2038, fecha en la que podría tener lugar el segundo evento). Otra futura crisis es la que se produciría tras una instalación de unos 12 TW de potencia renovable, lo cual implicará el consumo de unos 330-384 Mt de cobre, una fracción importante (49-56%) de la actual reserva de cobre e incluso de la reserva base de cobre (33-38%), que incluye recursos actualmente no explotables técnicamente pero que podrían convertirse en reservas, con suerte, a finales de siglo. Tras cada una de estas dos crisis probables, supusimos que los parámetros a, b se comportarían igual que se han comportado tras la crisis energética de los 70.

Pues bien, hemos utilizado este modelo para estimar cual puede ser la evolución del PIB norteamericano en varios escenarios posibles.

En el primer escenario, que llamamos “pesimista” (P) suponemos que la energía útil de que dispondrá EEUU en el futuro será sólo la derivada de la evolución de los combustibles fósiles y de unas fuentes renovables y nuclear al nivel actual de potencia. El segundo escenario, o “medio” (M) supone que la energía útil de esa economía será la que  se derive de la evolución previsible de los combustibles fósiles y de una evolución de las energías renovables con la misma pendiente de crecimiento que ha tenido en los últimos diez años (unos 0.48 EJ/a a nivel global). El tercer escenario, que llamamos “optimista” (O), supone que las renovables en todo el mundo incrementarán en diez años su pendiente de crecimiento hasta alcanzar la necesaria para llegar en 50 años adicionales a la potencia eléctrica necesaria para suplir por completo todas las necesidades globales de un mundo industrializado a un nivel parecido al actual (y que Jacobson y Delucchi estimaban en unos 11.5 TW de potencia media utilizada global).  Tal potencia, se añadiría a la derivada de los combustibles fósiles que, aunque estaría en declive desde el 2038, no caería abruptamente, sino siguiendo la curva descendente de la campana de Hubbert que se muestra en la figura (línea azul superior).

Fig. 1. Ajuste de los datos históricos de los tres combustibles fósiles: petróleo (línea de trazos cortos), carbón (línea de trazos largos) y gas (línea de trazos y puntos). Las curvas superiores corresponden a la agregación de las series de los tres combustibles inferiores (o de sus tres ajustes).

En este ajuste hemos supuesto que las reservas de los tres combustibles son de 400 Gtoe (petróleo), 300 Gtoe (gas) y 750 Gtoe (carbón), tal como defiende Laherrère, aunque hemos hecho hipótesis conservadoras en el caso del petróleo, para satisfacer el optimismo tecnológico de alguno de los revisores. Sin embargo, con una interpretación más ajustada de las reservas, Laherrère obtiene el cénit de todos los combustibles un poco antes, alrededor de 2030.

En un post anterior en este mismo blog explicamos cómo calculamos la evolución futura de la eficiencia de conversión de la energía bruta en trabajo útil, descomponiéndola en una parte derivada del uso de combustibles fósiles y otra parte derivada del uso de electricidad renovable. Las curvas siguientes muestran la evolución obtenida para las dos eficiencias extremas (una puramente renovable arriba y otra puramente fósil abajo) y la evolución de la eficiencia en nuestros tres escenarios P, M y O, que usan distintas combinaciones a lo largo del tiempo de las eficiencias renovable y fósil.

Fig. 2. Eficiencia de conversión a trabajo útil para una economía completamente renovable (línea superior), para una economía fósil (línea gris inferior) y tres trayectorias correspondientes a nuestros tres escenarios: P(línea punteada), M (línea a trazos) y O (línea negra continua).

A partir del año 2000, el stock de capital k(t) del año t se predice teniendo en cuenta una formación de capital proporcional al PIB del año previo, y(t-1), y una depreciación d:

                    (2)

La fracción i de este capital k que está ligado a las TIC se ha ajustado logísticamente a los datos históricos de i de EEUU entre 1970 y 2010, suponiendo dos niveles de saturación diferentes a largo plazo: 25% y 33%. No parece creíble pensar que más de un tercio del capital pueda estar ligado a capital TIC cuando la mayor parte de la demanda económica pertenece a la economía material y no a la intangible, y es difícil de concebir cómo podría esto modificarse cualitativamente en el futuro próximo.

Otra hipótesis de nuestro modelo es que la fracción r que se reinvierte un año (con respecto al PIB del año anterior) decrecerá proporcionalmente a medida que haya menos capital disponible para reinvertir, debido a la bajada de la TRE. La TRE la calculamos, para cada combustible fósil, mediante un modelo basado en el de Dolores García:

TREi (t) = c 100 fi(t)2                                 (3)

Donde fi(t) es la fracción de combustible fósil “i” que queda por extraer en el tiempo t. El exponente y la asíntota de este modelo fueron modificados para ajustar mejor las observaciones de TRE del petróleo. La expresión de Dolores García tiene la propiedad de que cuesta la misma energía extraer la primera mitad de combustible que la que cuesta extraer la siguiente mitad (1/4 restante) y así sucesivamente.

Calculamos el TRE social efectivo como la media de cada TREi pesada con el peso que tenga en ese momento cada combustible en el mix energético. Para las renovables supongo un TRE constante igual al actual, que para eólica y termosolar es cercano a 20 según algunas referencias. Suponemos que la solar fotovoltaica no formará parte de un despliegue global renovable hasta que alcance TREs de este orden. Hoy en día sus TREs son muy inferiores.

Suponemos también que la fracción de capital invertido en el sector energético (x) con respecto al PIB es la misma fracción que la energía invertida en producción energética con respecto a la energía total consumida: x=1/TRE.

La figura siguiente muestra la tasa de retorno energético (TRE, o EROEI) obtenido para los combustibles individuales y para la economía como un todo.

Fig. 3. Evolución de la TRE con el tiempo en el escenario M para el petróleo (línea fina continua), gas (línea punteada), carbón (línea a trazos) y para toda la economía (línea gruesa continua).

Debido a que las renovables (y la aportación nuclear, mientras dure el uranio) mantienen la TRE social en un valor mínimo de 20, la futura bajada de la TRE social no provoca una caída importante de la reinversión de capital en ninguno de los tres escenarios (esta caída es solamente del orden del 10% entre la actualidad y el momentos de mínima TRE). Si no se utilizaran renovables en el mix energético futuro, la caída de la reinversión r sería mucho mayor.

Si los valores de los parámetros a, b se mantuvieran iguales a su valor aparente actual, la función de producción (1) predice una evolución del PIB de EEUU que viene dado por la figura siguiente:

 

Fig. 4. PIB de EEUU suponiendo una i que se satura en 0.33, y constantes a, b.

Si los valores de los parámetros a, b se dejan variar tras las crisis energéticas, la función de producción (1) predice una evolución del PIB de EEUU que viene dado por la figura siguiente:

Fig. 5. PIB de EEUU (relativo a 1900) para los escenarios P (línea punteada), M (línea a trazos), O cuando las ICT se supone se saturan en el 25% (33%) del capital (línea a trazos- punteada y línea continua, respectivamente). Los datos históricos del PIB de EEUU se muestran también en línea negra punteada, hasta el 2012.

Hemos usado el escenario de crecimiento medio de la población predicho por la ONU. El uso de otros modelos de crecimiento poblacional no modifica apreciablemente los resultados, lo cual sugiere que la fuerza de trabajo tiene una aportación relativamente más pequeña que el capital y el trabajo-útil en el output económico de las economías desarrolladas actuales. Las curvas de las productividades (elasticidades) de los tres factores así lo confirman (Fig. 6). Una elasticidad se define como la variación relativa del PIB (y/y) por unidad de variación relativa de un factor (k/k en el caso del capital).

Fig. 6. Productividades (elasticidades) de los tres factores de producción: capital (línea continua), trabajo útil (línea a trazos) y fuerza de trabajo (línea punteada), para el escenario O.

La automatización que se produjo después de la guerra mundial hizo aparentemente bajar la productividad del trabajo muy por debajo de los niveles de las otras dos productividades, la del capital y la de la exergía útil (trabajo útil).

Los resultados de la figura 5 nos hacen ser escépticos sobre la posibilidad de un crecimiento indefinido.

Tal como puede apreciarse, incluso bajo las hipótesis más optimistas (línea superior de la Fig. 5) el PIB de EEUU tiende a un estado estacionario a largo plazo. Aparentemente, la única manera de conseguir un crecimiento indefinido sería conseguir un crecimiento indefinido de la producción de trabajo útil u(t).

Sin embargo, tal como mostramos en un artículo previo (García-Olivares et al. 2012) el crecimiento de las fuentes renovables de energía pueden estar limitadas a unos 12 TW debido a las limitaciones de las reservas de cobre.

La incorporación de la energía de fusión a la red eléctrica no contribuiría a aliviar la escasez de cobre, sino todo lo contrario (se necesita alrededor de 1 tonelada de cobre por cada MW transformado tanto en generadores como en motores). Por lo que la única manera de garantizar el crecimiento indefinido a final de siglo sería: (i) una completa sustitución de nuestra economía dependiente del petróleo por una economía electrificada; (ii) una sustitución global del cobre por aluminio, grafeno y superconductores de alta temperatura.

Sin embargo, esto garantizaría el crecimiento indefinido sólo si conseguimos evitar que la polución, los residuos y la degradación del llamado “capital natural” no provoquen rendimientos decrecientes con la escala en el output económico. En efecto, el estudio de Bradshaw et al. muestra que el PIB es el mejor estimador de impacto ambiental, muy por encima incluso de la población. Una expresión de tipo Kaya para el impacto ambiental sería de la siguiente forma:

                            (4)

Donde I es el impacto, p la población e y el PIB. Sin embargo, la relación [I/y] no parece decrecer con el PIB, en contra de la teoría de Kuznet (véase Knight), por lo que es razonable esperar retornos económicos decrecientes con la escala a partir de un cierto momento que no puede estar lejano. ¿Cuándo empezarán a observarse claramente estos retornos decrecientes debido a la degradación del llamado “capital natural”? Barnosky et al. nos proporcionan una pista cuando nos dicen que en el periodo 2025-2045 entre el 50% y el 60% de todos los ecosistemas estarán perturbados por la actividad humana y que en  ese periodo tendrá lugar un punto de no retorno ecológico, con “sorpresas globales y locales” no precisamente agradables. Tal periodo coincide con el estimado para el llamado “pico del fósforo” y con la saturación de la productividad agrícola de los tres cereales principales y, por tanto, puede constituir el comienzo de “la era de las consecuencias” en lo relativo a la degradación del capital natural. Usando el año de 2045 como el del posible comienzo de la erosión de las productividades de los factores, hemos utilizado el siguiente modelo para estudiar la influencia de probables retornos decrecientes con la escala sobre el PIB:

                        (5)

Donde y(t) es el PIB predicho por nuestro modelo en el año t, y(2045) el PIB que predice para el año 2045, y  un parámetro igual o inferior a 1. Cuanto más bajo sea , más ligera es la influencia de la escala de la economía sobre las productividades de los factores. La (t) es el mismo parámetro que aparece en la ecuación (1) y que habíamos mantenido igual a 1 en los escenarios P, M y O. Se puede demostrar (haciendo las tres derivadas parciales de la ecuación 1) que la suma de las tres productividades (elasticidades) de los factores es igual a . Y por este motivo, la ecuación (1) permite retornos decrecientes con la escala si  < 1, cosa que ocurre según (5) cuando el PIB tiene un tamaño mayor que el previsto para el año 2045.

La figura siguiente muestra las predicciones del modelo para un caso hipotético en que la producción de energía crece indefinidamente (escenario I, de “ideal”, al menos para la perspectiva BAU). Se han estudiado los casos =1, 1/2, 1/4, 1/8, 1/16, 1/32 and 0 (esto es,  =1) para ver el efecto de una erosión más rápida o más lenta de las productividades de los factoresasociada con el crecimiento del PIB por encima del valor de 2045.

Puede observarse que en cuanto aparecen rendimientos decrecientes, es fácil que el PIB se sature, incluso bajo una u(t) exponencialmente creciente, generando curvas cercanas a las mostradas en la parte inferior de la figura 7. Basta con que la duplicación del PIB provoque una degradación del 2% (o mayor) en las productividades de los tres factores (1/32 <  ≤1 ) para que se produzca una inflexión del crecimiento hacia un estado estacionario.

Fig. 7. Evolución del PIB para el escenario I con varios modelos de erosión de las productividades de los factores. Las líneas de abajo arriba corresponden a =1, 1/2, 1/4, 1/8, 1/16, 1/32 and 0 ( =1)

Así pues, el crecimiento permanente exigiría que se cumplieran las siguientes condiciones:

A- Tras el cénit del petróleo, nuevos sistemas industriales, agrícolas y de transporte reemplazarán a los antiguos sistemas basados en el petróleo y esto se conseguirá sin pérdidas relevantes de eficiencia económica

B- Tras el cénit de los combustibles fósiles, se realizará una electrificación a gran escala de la economía, y esta reestructuración no producirá pérdidas relevantes de eficiencia económica

C- Tras la electrificación global, el cobre de los generadores, motores y cables será sustituido por otros materiales, y esto no tendrá efectos importantes en la eficiencia industrial

D- El crecimiento del PIB y de la población podrá ser desacoplado de la degradación del capital natural (en particular suelos, agua, productividad agrícola, reciclado de residuos y biodiversidad), de modo que se podrán evitar los rendimientos decrecientes con la escala.

A y B suponen retos mayores para el sistema actual, con resultado muy incierto; no sabemos si la posibilidad C podrá ser realizada o se topará con impedimentos físicos y de ingeniería; y la posibilidad D está en contra de todas las pautas observadas hasta el presente, de acuerdo con (Grantham 2012; Barnosky et al. 2012; Bradshaw et al. 2010; Knight 2013). Daly (1991; 1992; 2007) por su parte considera esta eventualidad como imposible debido a las enormes proporciones que tiene el uso (y derroche) de recursos en la economía global actual.

En conclusión, la hipótesis D nos parece implausible. Por tanto, deberíamos esperar retornos  decrecientes con la escale en un futuro cercano, probablemente entre 2025 y 2045 si atendemos a las predicciones de Barnosky et al. (2012) sobre el futuro colapso de los ecosistemas globales; y ello produciría un output económico estacionario pocas décadas después.

Estos factores, que podríamos llamar “externos” a la economía, actuarán en paralelo con una serie de factores internos que han sido expuestos por Ayres y que, por sí solos, podrían provocar también el fin del crecimiento. Según Ayres, aunque la especialización del trabajo fue un importante motor del crecimiento, probablemente llegó a su cénit durante el clímax del Taylorismo; los beneficios de la escala del comercio internacional han llegado también a su cénit; la monetización de los servicios realizados por las mujeres y los campesinos se ha completado ya en una gran parte en los países urbanizados; el tomar prestado del futuro para aumentar el consumo presente no puede alimentar un crecimiento duradero y sostenible; finalmente, la eficiencia tecnológica de conversión de combustibles y materiales en trabajo útil aumentó enormemente durante la primera parte del siglo 20, pero la tasa de crecimiento de esta eficiencia se ha ralentizado significativamente desde 1970 y está constreñida a largo plazo por límites termodinámicos.

Así pues, dada la dificultad de concebir un crecimiento exponencial indefinido sin impactos ambientales desde nuestra tecnología actual, el concepto de economía estacionaria se convierte en un concepto plausible e incluso deseable, dado que representa la mejor opción entre las alternativas más probables para el futuro. Tal clase de economía es muy diferente de la que políticos, grandes empresas y agencias económicas  internacionales han estado persiguiendo desde hace décadas, y deberá ser pensada con antelación para evitar sorpresas económicas y ecológicas inmanejables en el futuro.

Como explica muy bien Kerschner, la mayor parte de los economistas clásicos estaban de acuerdo en la posible existencia de una economía de estado estacionario. El primero en mencionarla fue Adam Smith, en 1776, aunque como algo equivalente a pobreza. Para Malthus era la incapacidad de la sociedad humana de conseguir un estado estacionario lo que la condenaba a la miseria. John Stuart Mill tenía una opinión muy optimista del estado estacionario y estaba convencido de que los humanos estarían satisfechos de mantenerse estacionarios mucho antes de que la necesidad les obligase a ello. Sin embargo, la enorme innovación tecnológica de la revolución industrial, alimentada por carbón y petróleo, modificó la visión de los economistas sobre el estado estacionario, porque el crecimiento comenzó a parecer ilimitado. Sólo unos pocos economistas con una  perspectiva más amplia fueron excepciones a esa tendencia durante el siglo 20: Keynes, Schumpeter, Georgescu-Roegen, Boulding, Meadows and Meadows y, más recientemente, Daly, Martinez-Alier, Ayres y muchos nuevos economistas relacionados con la escuela de la Economía Ecológica. Esta escuela y otros programas de investigación relacionados están proporcionando importantes conceptos nuevos que pueden ser la base de un nuevo paradigma económico.

¿Realmente es inmimente el Peak Oil?

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Queridos lectores,

Mi compañero Antonio García-Olivares me ha ofrecido este artículo divulgativo sobre algunos aspectos esenciales de un trabajo que ha realizado recientemente con Joaquim Ballabrera (ambos miembros del OCO). Ahora que comienza a haber trolls profesionales que se dedican a divulgar por internet todo tipo de falacias (como que la producción de petróleo crudo sigue subiendo cada año, que el fracking es la panacea o que EE.UU. va camino de ser independiente energéticamente) creo que este artículo es muy oportuno. Más aún teniendo en cuenta los dos posts que seguirán a éste esta misma semana, que posiblemente marcarán un punto de inflexión en este blog.

Salu2,
AMT

El cénit del petróleo y de los combustibles fósiles y sus críticos

por Antonio García-Olivares

En un artículo que será publicado próximamente en Technological Forecasting and Social Change he estudiado, junto con Joaquim Ballabrera, la posible evolución económica de un país occidental (EEUU) tras el cénit del petróleo y de los combustibles fósiles, evolución que podría llevar con gran probabilidad al final del crecimiento. Antes de su aceptación, los revisores del artículo plantearon varias cuestiones que ponían en duda la idea de que el cénit del petróleo y el de los combustibles fósiles fuera algo inminente. Como el tema me parece importante, este post recoge el contenido de esas objeciones, habituales cuando se plantean los temas del peak oil y otros relacionados, y resume los principales argumentos de respuesta que dimos a los revisores. Si tales argumentos fueron útiles aparentemente para convencerlos podrían serlo también a la hora de plantear y defender estos conceptos en otros foros.

El cénit del petróleo frente al crecimiento de las reservas

Hay buenas razones para pensar que el cénit de la producción de petróleo (“peak oil”) está cerca. Una de las razones es la inelasticidad que se observa desde 2006 en la relación entre producción y precio (Murray y King 2012). Otra razón es el crecimiento prácticamente nulo en la producción de petróleo desde ese año (IEA 2010). Una tercera razón es que las reservas finalmente recuperables (URR) de petróleo existentes han sido estimadas en, aproximadamente, el doble de las ya extraídas (Laherrère 2007a). Pese a tales evidencias, uno de los revisores del artículo objetó que nuestras predicciones de un próximo cénit de petróleo y combustibles fósiles eran erróneas porque los valores publicados de recursos disponibles dependen no sólo de las tecnologías de explotación disponibles sino también del capital invertido en exploración geológica, el cual se va invirtiendo a medida que las empresas lo necesitan, de modo que la cantidad de reservas conocidas (o el horizonte de explotación) permanece más o menos estable a lo largo de las décadas.

El modo como respondimos a este argumento fue alegando que el horizonte de explotación debería permanecer estable a lo largo de las décadas sólo si la tasa de nuevos descubrimientos es mayor que la tasa de consumo. Pero que hoy ese no es el caso, tal como puede observarse en la figura siguiente, adaptada de Exxon Mobil Corp.:

A la vista de esta figura, es difícil de creer que Exxon Mobil pueda considerar que su horizonte de explotación es hoy estable.

Por otra parte, aunque es cierto que las reservas pueden crecer con el tiempo en ciertos periodos, el parámetro llamado “reservas finalmente extraíbles” (URR) presenta una estabilidad mucho mayor, pues representa la asíntota o tendencia a largo plazo de la función “reservas más petróleo ya consumido”. Aunque esta función tiende a crecer con los años, su tasa de crecimiento disminuye a medida que la tasa de nuevos descubrimientos decrece, de modo que presenta una tendencia a saturarse en un valor asintótico, que es la URR.

Nuestra estimación de la URR del petróleo, gas y carbón se basa en los estudios de Jean Laherrère, un ingeniero que trabajó durante 37 años para Total, donde fue jefe de tecnologías de exploración, y que tras jubilarse se convirtió en uno de los miembros más activos de ASPO (la asociación para el estudio del pico del petróleo). En (Laherrère, 2007) este autor demuestra que las estimaciones “políticas” (OPEC) y financieramente orientadas (US Security Exchange Commisssion) de las reservas “probadas” (1P) son completamente inconsistentes con las estimaciones calculadas técnicamente de reservas “probadas + probables” (2P). La figura siguiente, actualizada por Laherrère a partir de ese estudio, muestra que las reservas técnicas tienen una tendencia declinante desde 1980 y que las estimaciones de la OPEC y de la SEC presentan una tendencia independiente y poco creíble.

La línea roja de la figura, que representa las reservas “probadas” oficiales son un sinsentido según Laherrère, ya que han sido obtenidas agregando reservas probadas individuales de campos petrolíferos o de naciones, y es sabido que la suma de N variables de, digamos, una probabilidad del 90% no es una variable con el 90% de probabilidad. Esto no ocurre con las reservas técnicas 2P “probadas + (50%) probables” (línea verde), que están más cerca del valor esperado y que pueden ser agregadas con más seguridad. La curva roja asciende casi verticalmente en 1986-1988 debido a la lucha que se produjo entre los miembros de la OPEC por los derechos de cuota, que indujo a muchos de ellos a inflar arbitrariamente sus reservas declaradas. Más tarde (en 2007) Sadad al-Husseini, antiguo vice-presidente ejecutivo de exploración y producción de la petrolera Saudi Aramco, en una conferencia en Londres reconoció que las reservas habían sido infladas en 300 Gb (giga barriles) debido a razones políticas. Además, tras el 2000 la curva sube verticalmente de nuevo debido a la reclasificación de los petróleos “extra-heavy”, que no eran considerados petróleos anteriormente sino “bitumen”. Todo esto hace que los datos oficiales mostrados en la línea roja carezcan del rigor necesario para ser usados científicamente, dado que han sido preparados para crear confianza en las reservas declaradas por los países, y para convencer a los inversores de que la producción no se interrumpirá en los próximos años, y no para ser usados por ingenieros o científicos.

Otra figura relevante del estudio citado es la siguiente, donde es aparente la falta de correlación entre tasa de descubrimientos y precio:
 

La tasa de descubrimiento debe por tanto depender principalmente de otros factores diferentes al precio tales como, por ejemplo, la geología.

Por otra parte, si el horizonte de explotación fuera el mismo hoy que hace 60 años, estas declaraciones de Christophe de Margerie, director ejecutivo de Total, no tendrían sentido: “Nosotros no lo sabemos todo, pero sobre reservas de petróleo y producción sabemos mucho. Y es nuestro deber decir claramente (…) que la industria es poco probable que pueda producir más de 100 millones de barriles por día, muy por debajo de los 120 millones o similar que la IEA estima que el mundo podría producir en 2030, y que hará falta para el crecimiento galopante de Asia”, y añade que 90 millones de barriles al día es “optimista” (actualmente la producción de todos los líquidos está en una meseta de 86 ±2 Mb/d desde 2005, y la producción de crudo más condensado en una meseta de 74 ±2 Mb/d). Como dice De Margerie: “lo que ocurrirá muy pronto es que el suministro de petróleo no cubrirá la demanda. Eso no significará que no haya petróleo. Hay reservas de petróleo, pero hará falta invertir muchos miles de millones para conseguirlas”. Sin embargo, De Margerie es escéptico sobre la posibilidad de que tales inversiones se produzcan. ¿Por qué? Primero, porque el petróleo se está volviendo cada vez más difícil de extraer: “el output de los campos existentes está declinando en 5 – 6 Mb/d cada año. Esto significa que las empresas de petróleo tienen que encontrar montones de nuevos campos sólo para mantener la producción en los niveles actuales. Más aún, la clase de campos que las compañías occidentales están comenzando a desarrollar, en agua muy profunda, o de petróleo casi sólido parecido al alquitrán, son de un desafío técnico mayor”. No hay suficientes trabajadores cualificados en el mundo ni equipos especializados, piensa De Margerie, para aumentar la producción tan rápidamente como la gente espera. “Todos nosotros pensamos lo mismo” (dice refiriéndose a otros CEO’s del petróleo) “es sólo un tema de si lo decimos”.

Una consecuencia de este creciente coste de extracción es que la producción de petróleo se ha vuelto inelástica después de 2005 a pesar de los altibajos en su precio, que ha fluctuado entre 40 $/b y 138 $/b sin producir una variación visible en la producción (Murray y King 2012), lo cual lleva a estos autores a identificar un techo de unos 75 Mb/d para la producción de crudo (figura siguiente).

En estas condiciones, resulta poco atractivo invertir en extracción petrolífera.

¿Y cuál es la razón última de esta inelasticidad de la producción? Una hipótesis plausible es considerar que la estimación de Laherrère de una URR de unos 3000 Gb de petróleo (poco más del doble de lo ya consumido) es esencialmente correcta y que este valor estimado no se incrementará mucho más en el futuro, debido a la insuficiencia de inversiones, el coste creciente de extraer el petróleo que queda (profundidades y presiones más altas, mayor densidad y viscosidad, petróleos de inferior calidad) y la retroalimentación mutua entre estas dos variables. Y esta es la aproximación que hemos usado en este trabajo. Nuestra hipótesis es que los modelos basados en un horizonte móvil de explotación en función del precio son útiles en situaciones con infinitos recursos que explotar, cuando la respuesta al precio es elástica, pero que los modelos de tipo Hubbert, basados en la URR, son mejores para modelar el comportamiento a largo plazo cuando la respuesta al precio se vuelve inelástica.

El concepto de URR es útil por tanto en las presentes condiciones y, además, permite tener en cuenta en parte su propio incremento a lo largo de las décadas. Para ello, es útil suponer que la producción se comporta como si explotara el conjunto de campos petrolíferos que se descubrieron en primer lugar, los cuales imponen un horizonte de explotación URR1, luego se empiezan a explotar un segundo conjunto de descubrimientos con URR2, y así sucesivamente. El comportamiento a largo plazo de la producción se modela entonces como la suma de N funciones de Hubbert:

P = u1b1 e-b1(t -tp) / [1+e-b1(t –tp1)]2+ u2b2 e-b2(t –t2p) / [1+e-b2(t –tp2)]2+ …+ unbn e-bn(t -tpn) / [1+e-bn(t –tpn)]2

donde u1+u2+…+un = URR. De este modo, la URR o área final de la curva de producción puede ser distribuida a lo largo de las décadas.

El ajuste de la serie histórica de producción de petróleo a un modelo de esta clase con dos y tres funciones de Hubbert conduce al siguiente resultado:

Donde la línea gruesa representa la producción histórica de petróleo y derivados de gas natural, la línea punteada el ajuste con dos funciones de Hubbert y la línea a trazos el ajuste con tres funciones de Hubbert.

En el caso de las 3 funciones, se obtiene un R2 = 0.999 cuando el área de las tres funciones componentes es de 169 Gb, 1856 Gb and 975 Gb respectivamente (nótese que el área total continúa siendo URR=3000 Gb) y están centradas en 1975, 2007 and 2047 respectivamente.

La producción de petróleo se comporta pues como si consistiera en un ciclo de explotación principal de la mayoría de los descubrimientos, con fecha media en los setenta, y dos ciclos secundarios de explotación, uno con máximo en 1975, fecha cercana al embargo de petróleo de la OPEP en 1973-1974, y el más reciente iniciándose ahora y llegando al cénit en 2047, el cual podría representar la reciente explotación de petróleos no convencionales, con una contribución aparente de 975 Gb. Este método simula adecuadamente el máximo relativo de los 70 así como la meseta ligeramente ascendente que se observa desde 2005 y, por esta razón, hemos usado este ajuste para las predicciones económicas del artículo. Además, para anticipar posibles incrementos futuros de la URR debidos a tecnologías aún no predecibles hemos supuesto, conservadoramente, que URR = 3 Tb (400-420 Gtoe) corresponde a los recursos finalmente extraíbles de petróleo crudo + derivados del gas natural, y no a todos los líquidos tal como Laherrère supone. Esto permite a nuestra meseta de producción prolongarse hasta 2040, mientras que con una interpretación más estricta de la URR, Laherrère predice el declive de la producción de todos los líquidos para antes del 2020.

Laherrère ha estimado también la URR del gas y del carbón: 300 y 750 Gtoe respectivamente. El uso de estos valores hace posible obtener ajustes de Hubbert para todos los combustibles fósiles, tal como muestra la figura siguiente.

El ajuste de los tres combustibles fósiles aparece en la parte inferior de la figura, junto con sus datos históricos de producción (en línea negra continua): el ajuste del petróleo (línea punteada), el del carbón (línea a trazos) y el del gas (línea de puntos y trazos). En esta figura se ha utilizado el modelo de dos logísticas para el petróleo, que predice un cénit más alto y más próximo que el modelo de dos logísticas, en torno al 2021. La figura muestra también la energía obtenible de la agregación de todas las fuentes fósiles, cuyos datos históricos se muestran en la curva negra más alta, junto con la curva (azul continua) resultante de agregar los ajustes de Hubbert de los tres combustibles fósiles.  El cénit de los tres combustibles fósiles podría tener lugar según esta estimación deliberadamente optimista en torno a 2021 (petróleo), 2029 (gas) and 2051 (coal). El cénit de todas las fuentes energéticas fósiles podría tener lugar en torno al año 2030-2038 dependiendo de la forma que adopte la actual meseta de producción de petróleo.

“La fecha del cénit del petróleo y de los demás combustibles fósiles es muy incierta y muchos autores son optimistas acerca de la capacidad de la innovación tecnológica para retardar esa fecha hasta un futuro muy lejano”

Esta crítica, cercana a la comentada anteriormente, es también muy frecuente. Ian Chapman (2013) sintetiza el estado del arte sobre la discusión acerca de la fecha del cénit del petróleo y afirma que hay buenas razones para creer que el peak oil está cerca, pero que efectivamente hay autores que piensan que el cénit del petróleo tendrá lugar en una fecha muy tardía o incluso nunca. Sin embargo, afirma, muchas de estas últimas opiniones han sido acusadas de estar sesgadas por intereses comerciales, creencias injustificadas en las soluciones técnicas y en el poder del mercado, o una metodología de análisis demasiado estrecha, que les hace usar como válidos datos inverosímiles sobre las reservas de los recursos no convencionales.

Por ejemplo, algunos optimistas tecnológicos como Rogner (1997), y Adelman y Lynch (1997), han despreciado las evidencias de un inminente peak oil con el argumento de que las reservas seguirán incrementándose como consecuencia del conocimiento técnico creciente. Estas expectativas han sido criticadas por autores como Hook et al. (2010), Campbell (2005), Laherrère (1994), e Ivanhoe y Leckie (1993), quienes consideran creíbles solamente las tecnologías extractivas que pueden ser predichas desde la experiencia técnica presente.

En relación con el petróleo y el gas no convencionales, otro optimista tecnológico (Yergin 2011) piensa que los nuevos descubrimientos y los nuevos métodos de extracción, de petróleo convencional y no convencional, generarán nuevas capacidades productivas, que serán capaces de añadir más de 4.1 Gb/d cada año hasta 2030. En contra de este optimismo, Mearns (2011) subraya que el desarrollo de nuevos pozos de petróleo no convencional en Canadá y EEUU ha sido exponencial desde 2003 pero, a pesar de la enorme escala de inversión requerida en estos nuevos campos, la producción global de petróleo se mantiene en su meseta de 82 Mb/d desde 2005, lo cual prueba que el crecimiento de la producción de petróleo no convencional está sólo compensando la tasa de declive de los campos convencionales. Ello ha sido así a pesar de la gran subida del precio del petróleo durante estos años, desde aproximadamente 30 $2010 el barril en 2001 a 80 $2010 el barril en 2010 y 87$ en 2013. Esta subida de precio ha estimulado un gran despliegue de nuevas tecnologías  extractivas también en pozos convencionales que fueron no económicos hace una década, tal como el gigante Claire Field frente a la costa oeste de Escocia, y el segmento Haradh de S Ghawar y el campo Khurais, ambos en Arabia Saudí. La conclusión de Mearns es que si esta corriente continua de nuevas técnicas se relentiza, la industria del petróleo no podrá mantener la producción en los niveles actuales y la producción entrará en una fase de declive.

Estas nuevas fuentes de petróleo no convencional han despertado muchas expectativas recientemente. Sin embargo, la mitigación del declive del petróleo requeriría más del 10% de crecimiento sostenido de producción de petróleo no convencional durante las próximas dos décadas como mínimo (de Castro et al. 2009) y tales tasas sostenidas de crecimiento no han sido observadas en ningún sistema de energía global en la historia, y no las esperan ninguna de las agencias principales de predicción energética, como la IEA, la EIA o el instituto BGR (Höök et al. 2010).

Los hidratos de metano como solución

Uno de los revisores también expresó su opinión de que la explotación de los hidratos de metano de las plataformas continentales oceánicas podría revertir el cénit de los combustibles fósiles durante siglos. En contra de esta visión optimista se puede citar la opinión de Laherrère (2007), según la cual “los clathratos de metano han sido señalados por algunos como más abundantes que todos los demás combustibles fósiles. Ello es completamente erróneo porque los hidratos oceánicos en sedimentos de unos pocos millones de años o menos no pueden medirse con combustibles fósiles obtenidos de sedimentos de hasta 600 millones de años. Estas estimaciones poco realistas han sido divididas por 100 (Soloviev V.A. 2004 “On gas hydrate mythology” IGC). De los miles de pozos perforados por JOIDES sólo 3 encontraron hidratos de grosor mayor de 15 cm y el último hallazgo con este grosor (leg 164) no ha mostrado continuidad en un pozo perforado a 20 m de distancia. Los hidratos oceánicos son heterogéneos y de extensión limitada: unos pocos milímetros verticalmente y unos pocos metros horizontalmente. No hay ningún método conocido para producirlos. Japón e India han perforado desde 1999 muchos pozos hasta núcleos de hidratos oceánicos y a pesar de su necesidad de gas, no hay ningún plan para producirlos. No hay tecnología conocida para producir hidratos oceánicos.”  También es útil comentar a este respecto el trabajo de Boswell (2009), quien estima que los hidratos potencialmente explotables son aproximadamente unos 100 Tcfg (2.8 x 1012 m3), esto es, alrededor de un 1% de la URR actual de gas, a pesar del hecho de que los recursos totales de hidratos puedan ser órdenes de magnitud más altos.

En conclusión, los hidratos de metano pueden ser abundantes, como lo son los petróleos no convencionales, pero la alta dispersión de esta clase de combustibles hace que su explotación se convierta en un asunto energéticamente y económicamente inviable.