Mostrando entradas con la etiqueta peak energy. Mostrar todas las entradas
Mostrando entradas con la etiqueta peak energy. Mostrar todas las entradas

miércoles, 25 de mayo de 2016

El pico de la energía: edición de 2016



Queridos lectores,

Hace unos días un lector del Facebook me preguntaba en qué habían quedado las previsiones que hacíamos en este blog cuando hablábamos el pico del gas hace cosa de 6 años. En otra ocasión, un lector me preguntaba sobre la evolución de la energía nuclear y si se había cumplido la previsión del pico del uranio o no. Y por supuesto hay quien pregunta cuál es la situación sobre el pico del petróleo (o peak oil), a pesar de ser el tema más discutido del blog; en el caso concreto del peak oil hay quien incluso pone en cuestión que tal pico pueda haberse producido en 2015 (fecha que yo vengo dando como más probable desde 2011 al menos) teniendo en cuenta la situación actual con el precio del petróleo (aunque eso ya se discutió en el post anterior). En todo caso, me parece que resulta interesante tener un post resumiendo cuál es el estado actual de la producción de energía de todas (o casi todas) las fuentes que utiliza la Humanidad, justamente para poder referir a él cada vez que haya una pregunta al respecto. Éste es el objetivo del presente artículo

La primera cuestión que conviene dejar clara es que estamos hablando de procesos que tienen escalas relativamente rápidas para tratarse de procesos históricos, pero que igualmente no dejan de ser escalas de tiempo de unos cuantos años. Hacer estudios de la producción de petróleo o de otra materia mes a mes puede ser interesante para discutir el efecto de tal o cual medida, pero informa poco sobre el metabolismo de la economía global, que siempre requiere escalas un poco más largas de tiempo para adaptarse a los cambios. Los estudios mes a mes, por ejemplo, incluyen infinidad de factores estacionales que influyen en la producción y consumo del momento, y por tanto los valores de producción fluctúan considerablemente y no nos dejan ver la tendencia general a largo plazo, que evoluciona más lentamente. Por eso, en los análisis que ahora mostraré el paso de tiempo que usaré en la definición de la serie temporal de los datos del suministro energético del planeta será anual. Para disminuir el efecto del ruido estadístico y poder medir los cambios en esta serie hay que tomar períodos un poco más largos de tiempo; así, para poder ver qué está pasando y el sentido de los cambios, yo utilizaré ventanas temporales de un lustro (5 años).

La segunda cuestión es la fuente de datos a usar. Hay pequeñas discrepancias metodológicas entre unas y otras fuentes de datos, discrepancias que tienden a reducirse cuando se trata de datos revisados. Dado que queremos ver los signos de un proceso que es relativamente lento, no tiene demasiado sentido que nos afanemos a mirar los datos del último momento, todavía provisionales y en fase de revisión; y nos vale con datos de hace un año o dos, que ya han sido exhaustivamente revisados y corregidos. Por otro lado, resulta conveniente usar una fuente de datos fácilmente accesible a los lectores interesados que quieran hacer sus propias comprobaciones. Por todos esos motivos he decidido usar la compilación de datos de los anuarios de BP que están registrados en la página Flujos de energía. El último anuario estadístico de BP publicado, el 2015 BP Statistical Annual Review, compila datos del 2014 y por tanto mis series se detienen en ese año. Eso hace que no se registren los importantes eventos que comenzaron justamente a finales de 2014, pero por eso mismo son muy interesantes ya que la caída del precio de las materias primas no se materializó hasta finales de 2014, pero como ahora veremos los problemas de producción empiezan antes, incluso con precios elevados. Quede claro que los datos del anuario estadístico de BP tienen, por supuesto, ciertas limitaciones y una de ellas es que no se contabilizan los biocombustibles (cosa que, cuando uno la analiza, tiene más sentido de lo que parecería).

Comencemos, pues, con nuestro análisis. Todas las gráficas de producción y consumo están medidas en millones de toneladas equivalentes a petróleo (mtoe).

Petróleo:

La evolución de la producción de petróleo durante las últimas décadas se resume en la siguiente gráfica:


Producción mundial de todos los líquidos del petróleo


Se observa una gran tendencia creciente hasta los años 70, que fueron bastante convulsos con el shock de precios de 1973 primero y después la guerra entre Irak e Irán (la cual origina una importante caída del consumo a principios de los 80). Después, se retoma la senda del crecimiento, más moderada, hasta principios del siglo XXI, y después hay una etapa de poco crecimiento sólo rota en los últimos años gracias al gran impulso del LTO del fracking en EE.UU. De hecho, sin el impuso de los EE.UU. la producción de petróleo del mundo se hubiera quedado estancada.

Producción mundial (excluyendo EE.UU.) de todos los líquidos del petróleo


Que había un problema en ciernes con el petróleo podía haberse deducido simplemente viendo cómo había sido el incremento porcentual anual de la producción de petróleo (calculado año a año pero sobre ventanas de 5 años; por eso el último punto corresponde a 2009):


Variación porcentual anual de la producción mundial de todos los líquidos del petróleo

Los ritmos porcentuales de aumento de petróleo no sólo son los más bajos de entre todas las materias primas energéticas, sino que además han tendido a ser virtualmente cero en diversas ocasiones en los últimos 20 años, y sólo ha roto esta tendencia en los últimos años gracias al fracking. Desgraciadamente, el fracking y demás petróleos no convencionales habían llevado ya en 2014 a un exceso de endeudamiento de las empresas productoras que, combinado con la espiral de destrucción de demanda - destrucción de oferta está llevando a que en este momento estemos experimentando una caída de la producción mucho más abrupta de lo que debería de ser. Esta semana conocimos que los descubrimientos de nuevos yacimientos han caído a su mínimo en 50 años, y se estima que para 2017 habrá un descenso de producción de alrededor de 3 millones de barriles diarios (Mb/d) sobre los aproximadamente 90 Mb/d producidos actualmente, solamente por los retrasos de algunos proyectos en curso. Y la cosa podría aún ir a peor.

El petróleo continuará siendo la principal fuente de energía del mundo durante los próximos años, pero ya no puede crecer más e inevitablemente comenzará en breve, si no lo ha hecho ya, a decrecer. Eso es, exactamente, el peak oil: no que se acabe el petróleo de un día para el otro sino que se llega a un máximo después del cual sigue un proceso de declive que se prolonga durante décadas. La importancia del peak oil es primariamente económica: sin crecimiento del consumo de petróleo o se busca una fuente de energía que lo sustituya o el crecimiento económico se ha acabado (como llevamos explicando aquí desde hace 6 años). 

Carbón:

El carbón ha crecido a un ritmo especialmente acelerado desde el año 2000, gracias fundamentalmente al impulso económico de China y de la India, que se han apoyado mucho en esta fuente de energía para impulsar su desarrollo industrial. Sin embargo, los últimos años están marcados por el estancamiento e incluso una cierta tendencia al declive, que probablemente se ha visto agudizada en 2015 y en 2016 (que no salen en la gráfica).


Producción mundial de carbón

Mirando la evolución de las tasas porcentuales anuales de variación se confirma una tendencia al descenso, a pesar de que el crecimiento (a 5 años vista, recordemos) era aún importante en 2009 (del 3% anual).

Variación porcentual anual de la producción mundial de carbón

Por sus características geológicas, el declive del carbón será probablemente más suave y progresivo que el del petróleo, pero probablemente su pico no está nada lejano en el horizonte y posiblemente haya sido ya sobrepasado. Esto es bastante grave, ya que petróleo y carbón representan aproximadamente dos tercios de toda la energía primaria consumida en el mundo.

Gas natural:

La producción del gas natural ha sido creciente en todo el período estudiado, quizá con una ligera deceleración hacia el final.

Producción mundial de gas natural


Las variaciones porcentuales de la producción de gas natural no permiten aventurar cuándo se va a producir el pico del gas natural, que en todo caso se estimaba hace unos años que se produciría hacia 2020.

Variación porcentual anual de la producción mundial de gas natural

En el post "El pico del gas", escrito en julio de 2010, se comentaba que, de acuerdo con un estudio del Energy Watch de un par de años antes, se apuntaba a que antes de 2015 se producirían problemas de suministro en Europa, de acuerdo con las posibilidades reales de aumentar la producción de gas en las zonas limítrofes con Europa (especialmente Rusia) y el aumento previsto de la demanda. Justamente uno de mis lectores me argumentaba que tales problemas "no se han producido" y por tanto las previsiones del 2010 en cuando al pico del gas eran completamente erróneas. Es interesante investigar el por qué: vean cómo ha sido la evolución del consumo en Europa, y fíjense en particular en los últimos 4 años de la serie:


Evolución del consumo del gas natural en Europa
Como pueden ver, no se cumplieron las previsiones de aumento de la demanda en Europa; más bien al contrario, se ha producido una escalofriante caída del 23% del consumo. Lógicamente, así no se ha producido ningún problema de suministro. Resulta curioso que, siendo el gas natural el combustible menos intensivo en carbono y por tanto el mejor en términos de emisiones de CO2, y habiendo demostrado la Unión Europea su interés en luchar contra el Cambio Climático, haya descendido el consumo de gas natural en el continente. Obviamente, lo que estamos viendo aquí es el efecto de la recesión permanente de los sectores productivos, de esta crisis que no puede acabar. Por otro lado, mirando la evolución de la producción de gas natural rusa se ve que las previsiones de estancamiento no estaban ni mucho menos desencaminadas (atención al daño que supuso el período 2008-2009):


Producción de gas natural de Rusia

Energía nuclear:

El anuario de BP no ofrece datos sobre la producción de uranio (la cual, de todos modos, sabemos que probablemente está ya en declive) pero sí sobre la producción de energía eléctrica de origen nuclear (estos datos, como los de todas las fuentes eléctricas, están "primarizados", es decir, convertidos a su equivalente térmico asumiendo un 38% de eficiencia en la conversión; por tanto, el valor aquí representado es 2,63 veces la cantidad de energía eléctrica producida).

Producción mundial de energía nuclear

Como se ve, desde finales del siglo XX este tipo de energía está más bien estancada, y el desastre de Fukushima de 2011 ha agravado una tendencia que venía de antes. Esto es aún más evidente al mirar las variaciones porcentuales anuales:


Variación porcentual anual de la energía nuclear producida en el mundo

De hecho, se podría decir que la energía nuclear entró en una larga fase de decadencia que comenzó hacia los años 80 del siglo XX. Como se ve en la gráfica, desde aproximadamente 2003 (por tanto, 8 años antes de Fukushima) la producción de energía nuclear entró en declive, es decir, las tasas de variación se volvieron negativas. Es curioso cómo la energía nuclear sigue saliendo en los debates energéticos, cuando su decadencia es más que evidente a estas alturas.

Hidroelectricidad:

Aunque aún modesta comparada con la energía proporcionada por las energías fósiles, la energía de origen hidroeléctrico ha tenido una evolución excelente en las últimas décadas y no parece haber tocado techo alguno a escala mundial, más bien lo contrario (aunque en los países occidentales lleva tiempo estancada):


Consumo de energía hidroeléctrica a escala mundial

Las variaciones porcentuales anuales muestran que está en una fase aún expansiva, aunque posiblemente acercándose a su saturación.


Variación porcentual anual del consumo de energía hidroeléctrica.


Energía eólica:

La expansión mundial de la energía eólica es muy rápida, a un ritmo exponencial elevadísimo. La energía producida es aún 5 veces menos que la que proporciona la hidroelectricidad.

Consumo mundial de energía eólica

Las variaciones porcentuales anuales están aún en el rango de los dos dígitos: lejos de los enormes incrementos de los años 80 pero aún altísimos. Es posible que estemos ya en la fase de rendimientos decrecientes, aunque aún es prematuro afirmar tal cosa.


Variación porcentual anual de la energía eólica consumida a escala mundial


Energía solar:

La energía solar ha experimentado también un crecimiento apabullante en los últimos décadas. A pesar de ello, es la más modesta de todas las fuentes, con una cantidad de energía que es aproximadamente la cuarta parte de la eólica.


Consumo mundial de energía de origen solar

La evolución de la variación porcentual anual muestra unos valores altísimos, de tres dígitos, aunque podía estar comenzando una incipiente fase de rendimientos decrecientes.


Variación porcentual anual del consumo de energía solar mundial

Conclusiones

Las fuentes de energía no renovable muestran claros síntomas de estar llegando, si no lo han hecho ya, a su cenit; la única excepción es el gas natural, cuyo cenit se espera para comienzos de la próxima década y que difícilmente podrá compensar significativamente el declive de las otras tres (petróleo, carbón y energía nuclear). Las fuentes de energía renovable, por su parte, están mostrando una evolución excelente y por tanto es lógico poner en ellas todas las esperanzas; sin embargo, tienen un largo camino por recorrer antes de llegar a alcanzar un nivel mínimamente comparable con las no renovables, y por el camino los posibles límites a su capacidad podrían manifestarse (aparte de la dificultad que tiene intentar que se desplieguen a tiempo para evitar los mayores problemas asociados al declive de las no renovables).



Producción comparada de energía de las diversas fuentes consideradas en el post, con el mismo código de colores usado a lo largo de este artículo (negro: petróleo; rojo: carbón; azul marino: gas natural; amarillo: nuclear; azul celeste: hidroelectricidad; morado: energía eólica; verde: energía solar).


Salu2,
AMT

domingo, 2 de marzo de 2014

¿Realmente es inmimente el Peak Oil?

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.