El titular es pretencioso.
Con las estadísticas actuales y su variabilidad entre fuentes, es imposible establecer un análisis riguroso.
Las principales organizaciones que emiten informes sobre la situación del mercado de petróleo son AIE, EIA (USA) y Opep. Y los datos que proporcionan son completamente diferentes.
Primero vamos con el comentario que hice el otro día respecto de las discrepancias entre la Opep y EIA (STEO).
Ojo que la Opep sigue diciendo que en el tercer trimestre van a faltar 3 millones de b/d.
Producción Opep Octubre 2023.
Producción resto del mundo.
Balance.
Se puede ver que la producción resto del mundo más LGN opep suman 72,35 millones b/d. La producción Opep, al menos en Octubre alcanza 27,9 millones de b/d. Demanda mundial 4T 2023 llega a los 103,28 millones b/d.
Desfase en el balance, 30,93 millones b/d sobre la demanda prevista y producción Opep 27,9, lo que nos da un déficit de más de 3 millones de b/d en el último trimestre.
EIA USA lo ve completamente distinto en el STEO.
Incluso en el tercer trimestre sobre datos reales no se ponen de acuerdo.
STEO ve pequeño déficit de 90.000 b/d (consumo 101,64 millones b/d - producción 101,55 millones b/d), mientras Opep estima que el déficit alcanzó los 1,02 millones de b/d.
En los últimos días, los precios del petróleo se han desplomado por la desaparición de la prima de guerra en Oriente Medio y la posible menor demanda por recesión en China, Europa.
El ministro de energía de Arabia ha culpado a los especuladores de este hecho, aludiendo una demanda sostenida, sin visos de retroceso.
En los informes de estos últimos días, Opep certificaba un fuerte incremento en la demanda de 2023, en torno a los 2,5 millones de b/d.
Por fin, AIE ha presentado su informe mensual de Noviembre y sorpresa, reconoce una fuerte demanda creciente en este 2023, aunque calcula una desaceleración en el crecimiento de la demanda en 2024.
- "La demanda de petróleo de China aumentó a otro récord de 17,1 mb/d en septiembre, apuntalando el crecimiento global. China representará 1,8 mb/d del aumento total de 2,4 mb/d que eleva la demanda a 102 mb/d en 2023. Se espera que el crecimiento general se desacelere a 930 mb/d en 2024. En la OCDE, los vientos económicos en contra son cada vez más evidente, ya que los escasos aumentos de la demanda de este año darán paso a una contracción en 2024."
Luego hemos conocido que la caída de los precios del petróleo fue debida al cierre de posiciones largas, con lo que el ministro de Arabia tenía razón. Es el "mercado", que impone su ley para terminar facilitando una cifra de inflación americana más baja de lo esperado y "empujar" los mercados financieros.
En el año 2023, el incremento de producción ha sido casi exclusiva de Guyana, Brasil y sobre todo el shale oil (y LGN americanos).
Para 2024, vuelven a confiar en el shale oil, como impulsor del incremento de la producción, por lo que vamos a analizar como va la producción USA, centrándonos en su principal contribuyente, el Pérmico.
Cada vez es más complicado estudiar los datos, porque nos los ofrecen con cuentagotas, a no ser que sean de pago.
Novilabs ha sacado este mes la producción del Pérmico hasta Julio y voy a utilizar sus cifras para demostrar que la productividad total por pozo, comenzó a descender por primera vez en 2022 (y continúa en los datos preliminares de 2023). Esta vez dejo de lado las métricas de cantidad de apuntalante y producción por pie lateral, para concentrarme en los datos brutos. Busco la producción total por pozo, sin mirar si el lateral es más largo o no.
El gráfico es interactivo. Aconsejo entrar en Novilabs y clicar cada año para conocer los datos.
El apunte que nos facilita es el número de pozos anual, y la producción total añadida ese año. Con estos datos, puedo calcular la producción promedio por pozo en cada año, desde 2014. Como es una comparativa similar, los datos son homogéneos.
AÑO Nº POZOS PRODUCCIÓN BARRILES/DIA PROMEDIO POZO.
2014 2.845 554.434 194,88
2015 2.731 614.492 225
2016 2.290 763.058 333,21
2017 3.613 1.399.319 387,30
2018 5.363 2.146.441 400,23
2019 5.606 2.430.649 433,58
2020 3.649 1.675.091 459,05
2021 4.825 2.377.833 492,82
2022 5.850 2.772.734 473,97
En la producción total por año, entran todos los pozos terminados, lo que incluye no solo los iniciados y completados en el año, sino también los DUC´s anteriores que se terminan en ese año. Por lo tanto estos datos son los más completos.
En la tabla se ven los hitos de la producción de shale oil. En 2016-2017, la productividad por pozo se disparó y en 2018, el número de pozos también aumentó notablemente. El incremento anual pasó desde 600.000 b/d en 2015 hasta más de 2 millones b/d en 2018.
Lo primero que vemos es la evolución de la producción promedio. Alcista todos los años , hasta 2022, donde la producción promedio baja por primera vez. En la mejora de la productividad promedio está incluido el incremento de la cantidad de apuntalante (para evitar que las fracturas se cierren en el tiempo) y el aumento de la longitud de los laterales, donde a más longitud, mayor producción.
No obstante, a pesar de que todos los años se ha elevado la cantidad de apuntalante y se ha alargado la longitud de los laterales, en 2022, la productividad promedio cae. Es un dato muy relevante, porque significa que para incrementar la producción total, la única forma en el futuro será aumentar el número de pozos. También es algo que se puede apreciar, cada año se han añadido más pozos, excepto en el parón de la pandemia que duró dos años (2020-2021). Como dato relevante, en 2023, la cantidad de pozos terminados (en todas las cuencas) está siendo inferior a 2022, por el menor número de equipos de fracturación.
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En el Pérmico, también ha descendido el número de pozos terminados en 2023.
Aunque la eficiencia sigue mejorando (la rapidez con que se perfora un pozo implica que el mismo número de equipos frac, es capaz de completar más pozos por unidad de tiempo), la ligera caída este año de los equipos de frac, supondrá al final del año, un menor número de pozos terminados.
En los últimos meses, se han vuelto a dedicar a terminar pozos DUC, como complemento a los pozos iniciados cada mes.
En Octubre, otros 92 DUC´s han sido terminados (de nuevo se acelera).
El USGS americano delimitó las zonas del Pérmico donde existía una base petrolera.
Utilizando la entrada del blog de Mike Shellman, podemos ver las zonas marcadas por el USGS.
En Midland (Texas).
En amarillo, los límites propuestos por el USGS, donde se calcula el número de ubicaciones y la cantidad total de petróleo recuperable.
La curva roja que encierra una pequeña área, es donde están perforando los operadores. Por mucho terreno disponible que tengan, se limitan a perforar en una zona concreta (los puntos dulces) y a pesar de un par de años con precios entre 80-100$, no se salen de esa zona.
Lo mismo para el área en Delaware (Texas abajo, Nuevo México arriba).
Aunque el área delimitada por el USGS es muy grande, la perforación se centra en una zona mucho más pequeña.
La sobre perforación ha conducido a una perdida de presión en ambas zonas y la cantidad de GOR ha aumentado, es decir, la proporción de gas/petróleo ha crecido porque los pozos cada vez son más gaseosos.
Por fin, en 2022, la productividad total ha comenzado a caer por primera vez (la productividad por pie lateral llevaba algunos años cayendo, pero se enmascaraba con el aumento de las longitudes de los laterales) y ahora solo el incremento en el número de pozos puede hacer aumentar la producción en el Pérmico.
Volvemos una vez más a ver la degradación de la perforación en el corazón del Pérmico, en esa huida hacia delante de los operadores, donde el decline increíble de los pozos en el primer año, les obliga a perforar cada vez más rápido para mantener la producción, mientras se agotan los puntos dulces y aumenta la gasificación, en un clara muestra de deterioro de la productividad.
En 2022, se necesitaba añadir 3,6 millones de b/d a la producción de shale oil estadounidense, solo para mantener la producción. El declive del shale oil es tremendo.
¿Cúanto tiempo les queda para ser capaces de seguir incrementando la producción?.
Con estos datos y los de 2023, solo hasta 2025, con un hundimiento posterior.
Dennis Coyne, conocido moderador optimista de peak oil barrel, ha posteado este gráfico esclarecedor. señalando un decline criminal a partir de 2029.
Si en lugar de comenzar en 2029, el descenso se inicia en 2026, comparto totalmente el gráfico (la diferencia está en el cálculo de las reservas estimadas).
En cualquier caso, una vez más (recuerden el gráfico anterior de la producción de Arabia) a partir de 2030, el hundimiento de la producción de petróleo parece cada vez más claro.
Saludos.
