¿El principio del fin? Las petroleras recortan los gastos

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Queridos lectores,

Hace unos días Gail Tverberg publicó este impactante artículo en su blog Our Finite World. Sus conclusiones son tan demoledoras y tan aciagas para nuestro futuro inmediato que he creído oportuno publicar una traducción aquí para favorecer su difusión entre la comunidad hispanohablante. Agradezco enormemente a Alejandro y a Búho por su trabajo de traducción.


Salu2,
AMT

¿El principio del fin? Las petroleras recortan los gastos

Steve Kopits hizo recientemente una presentación en la que explicó las dificultades a las que nos enfrentamos: los costes de extracción del petróleo han ido aumentando rápidamente (un 10,9% al año), pero los precios se han mantenido constantes. Las grandes petroleras están viendo cómo se reducen sus beneficios y hace poco han anunciado su intención de vender parte de sus activos a fin de tener fondos con los que repartir dividendos, una estrategia que probablemente conduzca a una eventual caída de la producción de petróleo. He hablado con anterioridad de asuntos similares (aquí y aquí), pero Kopits añade algunas perspectivas adicionales que me ha permitido compartir con mis lectores. Si tienen tiempo, les animo a ver la presentación original de una hora, que realizó en la Universidad de Columbia.
Controversia: ¿depende la extracción de petróleo del “crecimiento de la oferta” o del “crecimiento de la demanda?



La primera parte de la presentación estuvo dedicada al vínculo entre el crecimiento del PIB y el aumento de la oferta en contraposición al aumento de la demanda. Omito una parte considerable de dicha discusión en este texto.

Los economistas y las petroleras, cuando realizan sus previsiones, casi siempre las hacen depender del “crecimiento de la demanda” (la cantidad de bienes que la gente y las empresas quieren), y consideran que ese crecimiento de la demanda aumentará indefinidamente en el futuro. No tiene nada que ver con la capacidad real de compra o con si los potenciales consumidores tienen trabajo para adquirir los productos derivados del petróleo.

Kopits presentó la siguiente lista de hipótesis propias de las predicciones gobernadas por la demanda. (Las “IOCs” son las “compañías petroleras independientes”, como Shell y Exxon Mobil, en contraposición a las petroleras estatales (NOCs), que son las predominantes entre los exportadores de petróleo).

• Cuando la demanda de petróleo es débil, entonces
  - El crecimiento del PIB es débil de forma endógena, o bien
  - Los hábitos y preferencias sociales o la demografía han cambiado
• La OPEP es fundamental
  - La OPEP tiene una influencia enorme
  - La disciplina de la OPEP es clave para la economía del sector
• Los precios del petróleo están en equilibrio sobre el filo de la navaja
  - Cualquier exceso de oferta o falta de disciplina de la OPEP hará que los precios se desplomen (y, con ello, las petroleras independientes)

Así pues, es este planteamiento de las previsiones limitadas por la demanda el que da lugar a la opinión de que la OPEP posee una capacidad de apalancamiento enorme. Se supone que la OPEP puede abrir o cerrar el grifo tanto como quiera. Pero Kopits ofreció pruebas de que, en realidad, el punto de vista centrado en la demanda ya no es aplicable hoy en día, con lo que dicho enfoque es erróneo.

Una de las pruebas de que el “Modelo de la demanda” es erróneo es el hecho de que la producción mundial de petróleo (incluidos los condensados de concesión - N.del T.: hidrocarburos líquidos que se condensan en una instalación en el propio yacimiento o concesión) ha sido prácticamente plana desde 2004, en una época en que China y otras economías orientales en crecimiento han estado tratando de motorizarse. En comparación, cuando Occidente —con una población similar— trataba de motorizarse, hubo un crecimiento anual del 2,7%.

Motorización y petróleo en el contexto histórico

Producción mundial de petróleo (crudo + condensados de concesión): 1961-2011.

Producción mundial de petróleo, en millones de barriles al día

Fuente: AIE

• Motorización en Occidente: 1.200 millones de habitantes, + 30 millones de barriles al día en 12 años.

• Motorización en Oriente: 1.300 millones de habitantes, + 4 millones de barriles al día en 8 años.

• Según el precedente histórico, el crecimiento previsto sería de un 2,7% al año, no un 0,8%.

Kopits señaló que la gran fuente de suministro de petróleo de China han sido los estadounidenses de a pie: para satisfacer sus necesidades, China aleja el suministro de petróleo de los Estados Unidos. Ese ha sido el modo en que el mercado ha puesto petróleo a disposición de China en un momento en que la oferta no está creciendo mucho. Es, en parte, el motivo de que hayan subido los precios.

Otra prueba de que el “Modelo de la demanda” es erróneo tiene que ver con la suposición de que los hábitos y preferencias sociales simplemente han cambiado, llevando a una caída del consumo de petróleo en Estados Unidos. Kopits mostró en el siguiente gráfico que la razón más importante de que la gente joven no tenga coches es que no cuenta con trabajos a tiempo completo.

Conducción y empleo

¿Cuál es su nivel actual de ocupación?	%	― Ratio  ― Tasa de desempleo
Trabajo a tiempo completo	18,8
Trabajo a tiempo parcial	14,9
Estudiante a tiempo completo (sin trabajar)	20,6
No trabajo actualmente (incluidos jubilados)	45,8
Total	100
Situación laboral de las personas sin carnet de conducir en vigor			Ratio entre conductores jóvenes y conductores de mediana edad y tasa de desempleo entre trabajadores jóvenes y trabajadores de mediana edad
• Sin coche ni trabajo: sólo el 19% de las personas de entre 18 y 39 años sin carnet de conducir tienen un trabajo a tiempo completo. • El desempleo representa el 80% del motivo por el que los jóvenes conducen menos.

Kopits comparó el papel del petróleo en el crecimiento del PIB con el papel del agua en el crecimiento de las plantas en el desierto. Sin petróleo hay menos crecimiento del PIB, al igual que, sin agua, un desierto está sediento del elemento que necesita para el crecimiento de las plantas. La falta de petróleo se puede considerar una limitación inexorable al crecimiento del PIB. (La disponibilidad de mano de obra puede ser una limitación, pero no sería una limitación inexorable porque hay muchos desempleados que trabajarían si la demanda aumentara). Cuando hay más petróleo disponible a un precio ligeramente inferior, los mercados lo absorben rápidamente.

El “crecimiento de la oferta” ha sido el factor limitador en los últimos años, ya que el ritmo de extracción aumenta sólo lentamente a causa de limitaciones geológicas y el número de usuarios se ha incrementado hasta el punto de que se produce una escasez.

La experiencia de las grandes compañías petroleras

Kopits presentó datos que muestran lo mal que les está yendo a las grandes petroleras cotizadas en bolsa. Se fijó en dos datos:

• El “Capex” (“Capital Expenditures”, o “gastos en bienes de capital”): cuánto están gastando las compañías en cosas como prospección, perforación e inauguración de nuevas plataformas petrolíferas en alta mar.
• La producción de crudo.

Una normalmente esperaría que la producción creciera a medida que lo hacen los gastos en bienes de capital, pero Kopits mostró que, de hecho, desde 2006 la inversión ha seguido aumentando pero la producción de crudo ha caído.

Grandes petroleras cotizadas en bolsa:

gastos en bienes de capital y producción de crudo

― Gastos en bienes de capital (miles de millones de dólares) [eje de la izquierda]
― Producción de petróleo (millones de barriles al día) [eje de la derecha]

Producción de crudo y gastos en bienes de capital

• La producción de crudo ha flaqueado al tiempo que los gastos en bienes de capital se disparaban.
• La productividad de la inversión en bienes de capital ha caído en un factor de cinco desde el año 2000.
• La tasa de declive observada se aproxima ahora al 5% al año.

La información del gráfico anterior se refiere a todo el mundo, no sólo a Estados Unidos. En algún punto, cualquiera esperaría que las compañías empiecen a frustrarse, pues están gastando cada vez más pero sin mejorar la extracción de petróleo.

Kopits mostró a continuación otra versión de la historia de la inversión en bienes de capital, además de un pronóstico. (Esta vez las cantidades están etiquetadas como “Upstream” [exploración y producción], así que los gastos van destinados claramente a la prospección y la perforación en vez de guardar relación con las refinerías o los oleoductos).

El gasto en prospección y producción sigue al alza

Gastos “upstream” (en millones de dólares), actuales y previstos (incluye tanto las petroleras estatales como las petroleras independientes)

• Los gastos en prospección y producción (capex) han crecido con fuerza en la última década; hace solo seis meses, la industria preveía unas ganancias cada vez más elevadas.

Esta vez las cifras se refieren a toda la industria, incluidas tanto las compañías estatales como las compañías independientes, tanto grandes como pequeñas. Kopits destacó que las previsiones fueron hechas solo seis meses atrás. Al comentar la diapositiva anterior, Kopits dijo:

La gente de la industria pensó: “Las inversiones en bienes de capital no han hecho más que aumentar. Seguirán yendo bien. Hemos seguido esta trayectoria desde siempre, y solo vamos a continuar ganando cada vez más dinero con esto”.

¿Y por qué pensaron así? La razón es que en un modelo limitado por la demanda, para aquellos de ustedes que estudiaron economía, el precio es igual al coste marginal, ¿verdad? Así que si mis costes aumentan, el precio también lo hará, ¿correcto? Eso es un modelo limitado por la demanda. Así que si me cuesta más obtener petróleo, ello no es un gran problema, puesto que, en un modelo limitado por la demanda, el mercado lo reconocerá en algún momento.

¡Pero no en un modelo limitado por la oferta! En un modelo limitado por la oferta, el precio se incrementa hasta alcanzar uno que es muy parecido al de monopolio, tras lo cual realmente no puedes aumentarlo porque ese consumidor marginal se las apañará con menos en vez de pagar más. No reconocerán [pagarán] tu coste marginal. En ese modelo, alcanzas un precio y después de él hay una resistencia significativa del consumidor a superar ese precio. Ese es el “precio limitado por la oferta”. Si tus costes siguen subiendo, el consumidor no lo reconocerá.

La previsión de unas inversiones en bienes de capital rápidamente crecientes es implícitamente una previsión limitada por la demanda. Según este tipo de pronósticos, claro que los gastos en bienes de capital pueden subir hasta alcanzar un billón de dólares al año. Podemos gastar un billón de dólares al año en buscar petróleo y gas. La economía mundial lo aceptará.

Cito esto porque no estoy segura de haber explicado la situación exactamente así. Quizá haya dicho que la demanda tiene que estar relacionada con lo que los consumidores puedan permitirse. Los salarios no suben por sí mismos, como por arte de magia (a pesar de que los economistas piensen que sí pueden hacerlo).

Según Kopits, el coste de extraer petróleo ha estado creciendo en los últimos años (desde 1999) al 10,9% anual (“CAGR” significa “tasa compuesta de crecimiento anual”).

Los costes están aumentando rápido

Gastos en bienes de capital (prospección y extracción) por barril

• Los beneficios han disminuido porque los costes están subiendo más rápido que los ingresos. Los gastos asociados a la prospección y extracción por barril han estado aumentando cerca de un 11% al año.
• Los precios del Brent se han mantenido en gran medida estancados.
• Por consiguiente, una serie de proyectos han sido pospuestos, cancelados o paralizados para ser reevaluados.

Al mismo tiempo, los precios del petróleo se han mantenido planos. En el gráfico anterior, los “gastos en bienes de capital (prospección y extracción por barril” constituyen más o menos el mismo tipo de gastos mostrados en los dos gráficos anteriores. "E and P" significa “prospección y extracción”.

Kopits explicó que la industria petrolera necesita precios por encima de los 100 dólares por barril.

La industria necesita precios por encima de 100 $

Precio del petróleo requerido por las petroleras para tener flujo de caja libre igual a cero descontando la inversión en bienes de capital y los dividendos

• Los costes han aumentado a un ritmo entre un 2 y un 3%al año más rápido que los ingresos. La rentabilidad se ha reducido entre un 10 y un 20%.
• La gran mayoría de las compañías estatales de petróleo y gas requieren unos precios por encima de los 100 dólares el barril para tener un flujo de caja libre positivo bajo los actuales programas de inversión en bienes de capital y reparto de dividendos.
• Cerca de la mitad de la industria necesita un precio superior a los 120 dólares por barril. Las petroleras del cuarto cuartil (el 25% de las compañías con menor producción), donde se concentran la mayoría de las E and P estadounidenses, necesitan un precio de 130 dólares por barril o más.

La versión del gráfico que tengo es demasiado pequeña para leer los nombres de las diferentes compañías. Si desea analizar el gráfico con nombres más grandes, puede descargar la presentación original.

Históricamente, las petroleras han empleado un enfoque de flujo de caja descontado para averiguar si, a largo plazo, la inversión en un campo en particular será rentable. Desafortunadamente, este enfoque “estándar” no ha servido de mucho en los últimos años. Los gastos han estado aumentando demasiado deprisa y ha habido demasiadas perforaciones que han rendido por debajo de lo esperado. Lo que Kopits mostró en la diapositiva anterior son los precios que las petroleras necesitan basándose en otro criterio ―un criterio de “flujo de caja”― para que cada año tengan dinero suficiente con el que pagar las inversiones actuales en bienes de capital, además de los costes actuales y los dividendos actuales.

La razón para utilizar el enfoque de flujo de caja es que las compañías se han encontrado con que se quedan cortas: descubren que, después de costear las inversiones en bienes de capital y otros gastos como los impuestos, no les queda suficiente dinero para repartir dividendos a menos que pidan un crédito o vendan activos. Y las petroleras tienen que repartir dividendos porque los planes de pensiones y otros compradores de sus acciones esperan recibir dividendos regularmente en pago por su inversión bursátil. Los dividendos son importantes para los planes de pensiones.

En el último punto de la diapositiva, Kopits nos indica que, teniendo en cuenta este hecho, la mayoría de las petroleras estadounidenses necesitan un precio de 130 dólares por barril o más. He observado que la brasileña Petrobras necesita uno por encima de los 150 dólares el barril. (OSX, la segunda petrolera brasileña, fue recientemente a la bancarrota.)

En la siguiente diapositiva, Kopits mostró cómo está respondiendo Shell Oil a la mala situación del flujo de caja de las grandes petroleras, basándose para ello en declaraciones recientes.

(Traducción de los textos insertos en el gráfico)

Las grandes petroleras responden

"Los beneficios de Shell, afectados por los altos costes; problemas en Nigeria".


“Shell afirmó que estaba rebajando sus objetivos de crecimiento de la extracción de petróleo y gas en una clara señal de cuán difícil es para las grandes petroleras aumentar la producción”
El precio del petróleo sube más que los costes de prospección y extracción.

Shell: “Vamos a centrar nuestra atención en menos proyectos”.

Recesión y recuperación.  
El precio del petróleo sube menos que los costes de prospección y extracción.

Leyenda: Flujo de caja libre de las compañías petroleras integrales (N. del T.: que controlan todas las fases del negocio del petróleo, desde la extracción al refinado; son siempre grandes compañías) descontando capital circulante, dividendos y bienes de capital.

• Shell: Dejar de orientarse a la producción para concentrarse en la generación de flujo de caja.
• Shell: No a Alaska en 2014.
• Grandes programas de desinversión.

Básicamente, Shell está haciendo recortes. Ya no va a decirles a los inversores cuánto piensa producir en el futuro, y en vez de ello se centrará en generar flujo de caja, al menos en parte, liquidando programas existentes.

De hecho, Kopits informó de que todas las grandes petroleras están anunciando programas de desinversión. ¿Vender activos resuelve realmente los problemas de las petroleras? Lo que les gustaría de verdad hacer es subir sus precios, pero no pueden hacerlo porque los precios no los fijan ellos, sino el mercado (y los precios no son lo bastante altos). Además, las petroleras en realidad no pueden recortar costes. Así que en vez de ello venden activos para repartir dividendos, o quizá solo para salir del negocio. Sin embargo, ¿es esto sostenible?

Producción de petróleo convencional

Cambio en la producción de petróleo de los campos ya existentes desde 2005 a 2012

• El sistema de petróleo convencional –incluyendo Irak y excluyendo Canadá, los no convencionales de EE.UU. y los Líquidos de Gas Natural– alcanzó el pico en 2005.
• Los sistemas petroleros normalmente siguen un aumento y un declive simétrico alrededor de un pico.
• Pero la producción de crudo se ha mantenido en un nivel más elevado de lo que le correspondería, básicamente mediante un incremento masivo en las inversiones en prospección y extracción .
• ¿Cómo se recuperará la tendencia natural de la producción de petróleo? ¿Rápido? ¿Lento? ¿O no lo hará en absoluto?

La diapositiva de arriba muestra que la producción de petróleo convencional llegó al pico en 2005. La línea superior corresponde a la producción total de petróleo convencional (calculada como la producción mundial de petróleo menos los líquidos del gas natural, el shale oil estadounidense y otros no convencionales, y las arenas asfálticas de Canadá). Para obtener su estimación de “Declive normal del petróleo convecional”, Kopits usa una imagen especular de la subida en la producción de petróleo convencional anterior a 2005. También muestra como un ítem separado el incremento de producción de Irak desde 2005. La franja amarilla llamada “Aumento de la producción de crudo” es entonces la línea superior menos los otros dos ítems. Ha costado 2,5 billones de dólares añadir este bloque amarillo. Ahora esta estrategia ha acabado su recorrido (teniendo en cuenta los malos resultados que las compañías están reportando de las nuevas perforaciones), así que, ¿qué harán ahora las compañías?

Las E and P recortan inversión una tras otra

Financial Times: “Las grandes petroleras, bajo presión para contener los gastos”
Credit Suisse: “Las plataformas se amontonan el próximo año”
Rigzone: “Hess recorta el presupuesto de capital para 2014”
BG Group: “Se prevé un descenso de la inversión en bienes de capital”
Wall Street Journal: “Statoil pospone su objetivo de producción para 2020”
Chevron: “Chevron reduce su inversión en bienes de capital para 2014 y centra su atención en el gas de esquisto”

• El director general de Statoil, Helge Lund: recorte de costes de 1.300 millones de dólares al año empezando en 2016 en un intento de contrarrestar la escalada de costes en el sector petrolero.
• Chevron: reducción de un 5% en inversión en bienes de capital en 2014, desde los 42.000 millones de dólares invertidos en 2013.
• Hess reducirá un 30% en dos años la inversión en bienes de capital.
• Shell reducirá un 20% la inversión en bienes de capital en 2014.
• BG (British Gas) espera para 2015-2016 una caída de la inversión en bienes de capital de entre 8.000 y 10.000 millones de dólares desde los 12.000 millones (estimación de BG) invertidos en 2013.

En la diapositiva anterior, Kopits ofreció pruebas de que muchas compañías han estado recortando su presupuesto en los meses recientes. Se trata de grandes reducciones, de miles y miles de millones de dólares.

Grandes petroleras cotizadas en bolsa: inversión en bienes de capital

Producción de petróleo histórica y prevista e inversión en bienes de capital (provisional, sujeta a revisión)

• La disciplina de capital es ahora un asunto clave para las grandes petroleras.
• Crecimiento del flujo de caja por encima del crecimiento de la producción.
• Implica soltar lastre.
• Deterioro sustancial de las perspectivas desde octubre de 2013.
• Las grandes petroleras afrontan un ambiente muy exigente.

En el gráfico anterior, Kopits trata de estimar la forma del descenso en inversión de capital. Este gráfico no incluye todas las compañías; excluye las más pequeñas y las compañías estatales, así que representa alrededor de un tercio del mercado. La línea gris horizontal de arriba indica el consenso de la industria allá por Octubre de 2013. Las otras líneas representan estimaciones más recientes de cómo está disminuyendo la inversión de capital. El descenso más pronunciado es la previsión basada en las declaraciones de Hess. El siguiente más pronunciado (la línea punteada en gris) es la previsión basada en los recortes de Shell. El recorte para la parte del mercado que no se muestra en el gráfico es probable que sea diferente.

Petróleo y crecimiento económico

En la diapositiva de abajo, Kopits ofrece su visión de cuánta eficiencia se puede ganar en un año dado.

Eficiencia (de consumo) de petróleo y PIB

▬ Mejora de la eficiencia

― Máximo crecimiento del PIB implicado

Leyendas de las barras del gráfico:
“Normal”, sin presión / “Bajo presión” / Máximo sostenible / Nuevas mejoras de kilometraje por litro en vehículos / Mejora de la eficiencia requerida para un crecimiento del PIB del 3% / Máxima mejora de la eficiencia en recesión

• En tiempos normales, la eficiencia energética asociada al consumo de petróleo en el PIB crece un 1,2% al año.
• En tiempos “estresados”, es posible un 2%.
• Durante seis trimestres recientes, la eficiencia de EE.UU. subió un 3,8% con un 2,3% de crecimiento del PIB.
• El crecimiento del PIB de la OCDE está probablemente limitado al 1 o 2%.
• Una oferta limitada de petróleo está reduciendo el crecimiento del PIB de la OCDE en un 1 o 2%.

Según Kopits, el incremento sostenible máximo de la eficiencia es del 2,5% en periodos sin recesión, pero lo más normal es un aumento del 1% al año. Con el incremento actual de la oferta, el crecimiento del PIB de la OCDE está limitado a entre el 1 y el 2%. El efecto de una limitación de la oferta de petróleo es una reducción del crecimiento de la OCDE de entre un 1 y un 2%.

Conclusiones

Conclusiones

• Los modelos limitados por la demanda dominan el pensamiento sobre demanda, la oferta, los precios del petróleo y sus efectos sobre la economía.
• Los datos no han respaldado estos modelos en los últimos años; los datos sí que encajan con un modelo limitado por la oferta.
• El enfoque basado en la oferta no será aplicable si China flaquea, se satisface la demanda latente a corto plazo de EE.UU. y el crecimiento de la oferta es sólido.
• Para que el modelo limitado por oferta sea válido, el petróleo debe refrenar el crecimiento del PIB como un elemento implícito del constructo.
• Si el modelo limitado por la oferta es correcto, entonces el crecimiento del PIB depende intrínsecamente de una producción creciente de petróleo.
• Sin dicho incremento, la capacidad de crecimiento del PIB de la OCDE seguirá decayendo indefinidamente (una tasa de crecimiento a largo plazo de entre el 1 y el 2% resulta bastante verosímil y, de hecho, probable).
• A su vez, si esto es cierto, los actuales niveles de déficit presupuestario nacional y de deuda demostrarán ser insostenibles, y será necesaria una segunda ronda de ajustes materiales y  duraderos.

Aunque los modelos limitados por la demanda dominan el pensamiento actual, de hecho un modelo limitado por la oferta es más apropiado en los últimos años.

Parece que andamos escasos de petróleo. Cuando entra petróleo adicional en el mercado, rápidamente es absorbido. Los precios no se han desplomado, y nadie está nervioso por que eso pueda suceder.

Últimamente China ha estado ejerciendo poca presión en los precios de mercado (su demanda se ha debilitado). Kopits piensa que China volverá finalmente al mercado y que ejercerá presión en los precios del petróleo. Por consiguiente, es probable que la presión sobre los precios regrese en algún momento.

Observaciones de Gail

Una cuestión obvia, que creí oír cuando escuché la presentación por primera vez, pero que no oí la segunda vez, es: “¿Quién va a comprar todos esos activos en el mercado y a qué precio?”. China parecería un comprador probable si es que hay que encontrar alguno. Pero cuando varias compañías tratan de vender activos al mismo tiempo, una se pregunta qué precios estarán disponibles.

La nueva estrategia es, en efecto, mantener los dividendos devolviendo parte del capital. Claramente, no es una estrategia muy adecuada.

Pasará un tiempo antes de que estos recortes en los gastos en bienes de capital alcancen a la producción de petróleo, pero podría empezar en un año o dos. Es inquietante.

Lo que estamos viendo ahora es un recorte en lo que las compañías consideran “petróleo económicamente extraíble”, algo de lo que las compañías no están informando con precisión. Espero que lo que se esté vendiendo no sean sobre todo “reservas probadas”.

En la charla todo parecía indicar que la falta de inversión suficiente esté a punto de hundir el sistema. Ése es básicamente el límite esperado en los Límites del Crecimiento,

En teoría, si un aumento de la demanda china de petróleo volviera a incrementar los precios, esto podría en teoría animar un incremento de las actividades de perforación, pero es dudoso que las economías pudieran resistir los altos precios; ya están teniendo problemas en el nivel actual de precios, considerando la continua necesidad de “flexibilización cuantitativa” para mantener bajos los tipos de interés.

Una noticia reciente llevaba por título “Los ministros de Economía del G20 acuerdan subir el objetivo global de crecimiento”. De acuerdo con el artículo: “El señor Hockey dijo que alcanzar el objetivo requeriría incrementar la inversión, pero que eso podría crear ‘decenas de millones de nuevos puesto de trabajo’.” 

El recorte de inversiones por parte de las petroleras está trabajando justo en la dirección equivocada. Si los recortes actúan para acortar la futura extracción de petróleo, ello hundirá aún más el crecimiento. 

¿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.

Remontando la tercera ola

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Queridos lectores,

Javier Pérez nos deleita esta semana con una breve pieza sobre Alvin Toffler, quien por contraste con la mayoría de los que suelen hacer previsiones y errarles tuvo un elevado grado de acierto. Que lo disfruten.


Salu2,
AMT

El atractivo de las previsiones caducadas

Suelo decir, más en serio que en broma, que la revistas de humor existen porque la gente aún no ha descubierto las revistas económicas caducadas. No hay nada más divertido, y más sonrojante, que leer la prensa económica un par de años después de su publicación: no aciertan lo que sucedió al final, no aciertan las razones por las que sucedió y no aciertan tampoco qué es lo relevante ni  qué información del momento, del suyo, era simple ruido desechable.

¿Y lo más gracioso de todo? Que las mismas personas, sin cambiar siquiera de seudónimo, siguen firmando previsiones, mes tras mes, año tras año, sin memoria alguna, sin arrepentimiento de sus errores y sin reconocer de una maldita vez que no tienen idea de lo que hablan. Cualquier otro profesional con su mismo porcentaje de aciertos sería ahorcado al amanecer, pero los economistas no. Los economistas fallan un año tras otro, ¡y aquí no pasa nada!

Precisamente por eso, y al hilo también de la valentía que ha demostrado AMT en sus previsiones para este año, quiero hoy romper una lanza por los que hacen previsiones y de alguna manera aciertan. Y si no aciertan los datos, o el punto en que caerá el dardo, aciertan al menos la dirección del vector que lo mueve. ¡Y eso es mucho!

Me refiero, para concretar a Alvin Toffler y su libro la Tercera Ola, que fue muy famoso a principios de los ochenta y que hoy, treinta y cinco años después de que fuese escrito, podemos ver aún como razonable y acercarnos a sus ideas sin la sospecha de que alguien, por razones que desconocemos, nos esté vendiendo alguna moto.

 

Para Alvin Toffler, la Humanidad había sufrido dos tremendas olas que habían devastado las sociedades anteriores. Al principio, todos éramos cazadores recolectores, pero llegó la gran ola de la agricultura y así se generaron culturas, instituciones, jerarquías, religiones y todo un conjunto de estructuras humanas que determinaron nuestra vida y cultura durante diez milenios. A mediados del siglo XVIII, más o menos, llegó una nueva ola: la revolución industrial, y todas las características de la sociedad agraria se tambalearon, dando lugar a nuevas instituciones, nuevas relaciones y hasta nuevas formas y estructuras de familia. Todo cambió radicalmente y buena parte de las grandes guerras de los periodos sucesivos lo fueron entre los defensores de la estructura agraria que se oponían a los abanderados de la nueva ola industrial (guerra de Secesión Americana, revolución rusa, etc…)

Nosotros asistimos a una tercera ola, con la sociedad de la información. De hecho, gran parte de lo que se ha inventado en los últimos años tiene que que ver con la nueva ola de la información. 

 

¿A que suena bien? Pues suena aún mejor si tenemos en cuenta que este tipo lo escribió en 1978, antes de que los ordenadores fuesen algo más que artefactos monstruosos, antes de internet, los teléfonos móviles y el mundo globalizado. Por eso mismo, hay que escuchar a este tipo. ¿No creéis?

Pues esto decía sobre el problema energético:

“El prerrequisito de cualquier civilización, vieja o nueva, es la energía. Las sociedades de la primera ola obtenían su energía de “baterías vivientes” —potencia muscular animal y humana— o del sol, el viento y el agua. Los bosques eran talados para tener leña con que preparar la comida y calentarse.

Ruedas accionadas por corrientes de agua o por la fuerza de las mareas hacían girar piedras de molino. Los molinos de viento rechinaban en los campos. Los animales arrastraban el arado.

Se ha calculado que en la época de la Revolución francesa, Europa obtenía energía de unos 14 millones de caballos y 24 millones de bueyes. Todas las sociedades de la primera ola explotaban, pues, fuentes renovables de energía. La Naturaleza podía reponer los bosques que se talaban, el viento que hinchaba las velas de los barcos y los molinos, y los ríos que hacían girar sus ruedas de paletas. Incluso los animales y las personas eran fuentes energéticas renovables.

Más tarde y en contraste con ello, todas las sociedades de la segunda ola empezaron a obtener su energía del carbón, el gas y el petróleo. Es decir: de combustibles fósiles irreemplazables.

Este revolucionario cambio, acaecido tras la invención por Newcomen de una máquina de vapor susceptible de explotación en 1712, significaba que, por primera vez, una civilización estaba consumiendo el capital de la Naturaleza, en vez de limitarse a vivir del interés que producía. Y cuando se emplea el capital y no sólo su rendimiento, hay que prever que antes o después se acabará, y que sus intereses menguaran de manera irrevocable.

Este bucear en las reservas energéticas de la Tierra proporcionó una oculta ayuda a la civilización industrial, acelerando en gran medida su desarrollo económico. Y desde entonces hasta nuestros días, por dondequiera que pasó la segunda ola, las naciones edificaron elevadas estructuras tecnológicas y económicas, basadas en la presunción de que nunca dejarían de poder obtenerse combustibles fósiles baratos.

Tanto en las sociedades industriales capitalistas como en las comunistas, en Oriente como en Occidente, se ha operado este mismo cambio, de la energía dispersa a la concentrada, de la renovable a la no renovable, de muchas fuentes y combustibles diferentes, a unos pocos. Los combustibles fósiles formaron la base energética de todas las sociedades de la segunda ola.”

A partir de aquí, y partiendo de la premisa de que al emplear el capital de la naturaleza consumimos algo que se acaba, Alvin Toffler trata de ser optimista y ofrecer soluciones.

No dejéis de leer el libro si podéis pero, me temo que sus soluciones ni las hemos visto aún ni se las espera. Y esto, como siempre, es lo que más joroba de los científicos: que sepan identificar la enfermedad pero no encuentren la vacuna. Para eso, dirían en mi pueblo, ¡buena gana!

O quizás necesitemos más gente así. Cada cual, que juzgue. Pude haber salida o puede que estemos ante esto otro…

Javier Pérez (www.javier-perez.es)