Esta tarde estaba comentando con @fernandojcg nuestra experiencia en Rankia y me he decidido a presentar este post clarificador, con mi opinión sobre el futuro 2050.
Primero la IEA (Agencia Internacional de la Energía) nos ha colocado un "panfleto" insinuando sin cortapisas, una posible abundancia de petróleo para el año 2030.
Les dejo mi análisis sobre este informe, así como el panorama que nos espera para el periodo siguiente 2030-2050, teniendo en cuenta el colapso en la producción de petróleo que marcan los gráficos expuestos en el post.
[Antes de entrar en el tema, recordar que pico del petróleo o cenit de la civilización son dos conceptos que significan "punto más alto de la historia". Asociar "fin del mundo" o "escenario mad-max" a este momento, es un error que comete mucha gente cuando opina sobre el tema, cuando precisamente es lo contrario. Desde el cenit (momento de la historia que mejor se ha vivido) hasta el punto más bajo, hay un largo periodo de tiempo donde las condiciones económicas-políticas y sociales se van deteriorando progresivamente.]
IEA nos ha preparado un informe donde dice que en 2030 habrá una sobre-producción (en realidad capacidad excedente) de petróleo de 8 millones de b/d.
"Se espera que un aumento de la capacidad de producción mundial de petróleo, liderado por Estados Unidos y otros productores de las Américas, supere el crecimiento de la demanda durante el período previsto 2023-2030 e infle el colchón de capacidad excedente del mundo a niveles sin precedentes, salvo la pandemia de Covid. -19 período. La capacidad de oferta total aumenta en 6 mb/d a casi 113,8 mb/d para 2030, una asombrosa cifra de 8 mb/d por encima de la demanda mundial proyectada de 105,4 mb/d."
También comenta como se distribuye ese aumento de la oferta.
" En línea con el ascenso de los petroquímicos como ancla del crecimiento de la demanda mundial de petróleo, el 45% del aumento de la capacidad de oferta durante el período previsto proviene de los LGN y los condensados. Si bien Arabia Saudita ha archivado su aumento planificado de capacidad de crudo de 12 mb/d a 13 mb/d, su desarrollo del enorme campo de gas de Jafurah seguirá adelante. Esto dará como resultado un aumento sustancial de la producción de líquidos de gas de casi 1 mb/d para 2030, volúmenes que no están sujetos a las cuotas de la OPEP+. También se esperan fuertes ganancias en los NGL estadounidenses. Se prevé que el total de LGN y condensados aumente en 2,7 mb/d entre 2023 y 2030. En comparación, se prevé que la capacidad de producción de petróleo crudo aumente en 2,6 mb/d durante el mismo período, mientras que los biocombustibles representan 620 mb/d de los 6 millones de barriles diarios totales.
Los productores no pertenecientes a la OPEP+ seguirán liderando la creación de capacidad, representando 4,6 mb/d, o el 76% del aumento neto. Solo Estados Unidos representa 2,1 mb/d de las ganancias fuera de la OPEP+, mientras que Brasil, Guyana, Canadá y Argentina contribuyen con otros 2,7 mb/d. A medida que la lista de proyectos sancionados se desvanece hacia el final de nuestro pronóstico, el crecimiento se estanca en Estados Unidos y Canadá, mientras que Brasil y Guyana entran en declive según los planes actuales. Sin embargo, si las empresas aprueban rápidamente proyectos adicionales que ya están en la mesa de dibujo, un incremento de 1,3 mb/d de capacidad no perteneciente a la OPEP+ podría entrar en funcionamiento para 2030.
Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos (EAU) e Irak lideran un aumento de 1,4 mb/d en la capacidad petrolera de la OPEP+, mientras los miembros africanos y asiáticos registran caídas. Los Emiratos Árabes Unidos e Irak están aumentando la capacidad de petróleo crudo, mientras que Arabia Saudita está preparada para un aumento significativo en el suministro de NGL y condensados. Se espera que la capacidad en Rusia muestre sólo una disminución marginal a pesar de las sanciones internacionales a medida que el gigantesco proyecto Vostok se intensifica, ayudando a compensar las pérdidas en los yacimientos petrolíferos maduros.
El aumento de la oferta se produce tras un aumento constante de las inversiones en upstream. Los gastos de capital globales en upstream aumentaron un 13% hasta alcanzar un máximo de ocho años de 538 mil millones de dólares en 2023 y están en camino de aumentar otro 7% este año."
Al final resulta que el incremento es solo capacidad nominal por valor de 6 millones de b/d, de los cuales 2,7 millones b/d son LGN y condensados y otros 600.000 b/d son biocombustibles (es decir no son petróleo bueno). Del resto, 2,1 millones b/d son shale oil (es muy posible que sea una cifra negativa en lugar de ser positiva, pero bueno son las estimaciones de IEA).
Todo el exceso de capacidad se concentra en la Opep.
Para colmo, termina diciendo que hacia el final del periodo, el incremento No-Opep se vuelve negativo (ojo, observad el gráfico de la derecha, en verde oscuro), pero si ciertos proyectos que no se han aprobado aún, entran en marcha, añadiremos otros 1,3 millones b/d.
Es un esfuerzo de quiero y no puedo, por aparentar crecimiento desmesurado de la oferta (bueno de la capacidad nominal) de petróleo, cuando en realidad se deja entrever que a partir de 2030 no queda nada de nada por desarrollar.
Naturalmente, el balance oferta-demanda no permitirá que semejante desfase se ejecute y el ajuste siempre se produce vía precios. Si hay exceso de demanda, los precios suben en proporción, hasta equilibrar oferta y demanda. De la misma forma, si hay exceso de oferta, los precios disminuyen incentivando la demanda, al tiempo que parte de la producción (sobre todo shale oil) se queda fuera, por inviabilidad económica.
En contraposición al forecast IEA, mi hoja de ruta muestra un suave descenso de la producción mundial (periodo 2025-2030) debido al descenso del shale oil y el mantenimiento de la producción en el resto del mundo, compensando los nuevos desarrollo anunciados, con el declive del resto de campos. Pero acierte quien acierte, lo importante es lo que viene después de 2030.
Lo que no dice IEA es lo que ocurre tras el año 2030, cuando todos los proyectos están ya desarrollados y la ausencia de nuevos descubrimientos en la última década, nos condena a sobrevivir con el petróleo existente en ese momento, puesto que apenas existen más campos convencionales sin desarrollar e incluso se ha acelerado la producción en campos supergigantes que ya estaban en producción (sobre todo en Oriente Medio).
IEA ha mostrado muchas veces que sin nuevas inversiones, el declive es tremendo. En el último WEO 2023, presentaba este gráfico.
A la izquierda de ambos gráficos (en gris) se muestra el declive de la producción sin inversiones adicionales. En 2050, la producción es muy, muy baja.
Con las inversiones en curso (es decir con el desarrollo de proyectos que detalla IEA), la suma de producción de petróleo entre Opep+Rusia+No-Opep, alcanza solo los 22 millones de b/d en 2050 (y curiosamente corresponde al escenario Net Zero).
En este post muestro como es ese declive campo a campo, describiendo el caso de algunos de los más importantes. Este artículo tiene también por objeto mostrar como declina un campo supergigante y por contraposición, como es el descenso en los campos gigantes que se están desarrollando hoy día.
Es importante comprender la diferencia. Los viejos campos supergigantes son mantenidos en una meseta de producción (mediante técnicas como la perforación masiva horizontal), hasta que el campo comienza su fase final y tiene un declive muy rápido. Por contra, los campos gigantes de hoy día, casi no tienen meseta y enseguida muestran un declive espectacular.
La información procede del sitio Offshore Technology aportada por la casa GlobalData. Los informes campo a campo son de pago, por lo que solo se muestra lo que sigue. Aún así es una información difícil de obtener. [No estoy de acuerdo con algunos gráficos, pero los muestro igualmente ...]Llama la atención el avanzado agotamiento de los más grandes campos de petróleo del mundo, y debemos recordar que todavía aportan la mayor parte de la producción de petróleo actual, por lo que vigilar el momento en que estos gigantes inician el descenso final, nos da una idea de como será la parte de caída una vez superado el pico del petróleo.
De 2030 a 2050, el hundimiento de la producción es espectacular. Todos los campos no empiezan su declive al mismo tiempo, pero en 2050 la producción de petróleo será totalmente residual..., recordando los gráficos de IEA, solo que esta vez los gráficos incluyen inversiones de mantenimiento.
Claro, lo que viene después no importa porque la transición energética va a eliminar los combustibles fósiles. En realidad, el petróleo no se va a utilizar, bien por el agotamiento casi total de las reservas o bien por una transición energética que alcanzará el 100% por obligación, sea suficiente o no. Antes de entrar en la descripción de los campos, aclarar que en los campos supergigantes que tienen un porcentaje de recuperación de reservas muy alto, la mayor parte de la extracción es mucha agua y poco petróleo, por lo que en un momento determinado deja de ser rentable económicamente, aunque desde el punto de vista geológico, todavía sea posible seguir extrayendo más petróleo.
El campo petrolero convencional de Ghawar recuperó el 67,52% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1980. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2081. El campo actualmente representa aproximadamente el 30% de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional de Greater Burgan recuperó el 79,39% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1972. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2041. El campo actualmente representa aproximadamente 57 % de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual 1,2-1,3 millones b/d.
El campo petrolero convencional de Safaniyah recuperó el 70,64% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1981. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2052. El campo actualmente representa aproximadamente el 8% de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional del Proyecto Tengiz (Tengiz y Korolevskoye) recuperó el 46,67% de sus reservas recuperables totales, y se espera una producción máxima en 2026. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su nivel económico. límite en 2052. El campo representa actualmente aproximadamente el 33% de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual 620.000 b/d. Pasa a 880.000 b/d después de la ampliación de 2025.
El campo petrolero convencional de Rumaila recuperó el 70,55% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1979. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2049. El campo actualmente representa aproximadamente el 27% de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional West Qurna-2 recuperó el 18,19% de sus reservas recuperables totales, y se espera que la producción máxima se produzca en 2030. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2067. Actualmente representa aproximadamente el 8% de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional de Daqing (Petrochina) recuperó el 83,04% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1994. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2055. El campo actualmente representa aproximadamente el 9% de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual, cerca de 400.000 b/d.
El campo más grande de Rusia. Lo han perforado hasta la extenuación. La producción histórica más alta después de Ghawar. Después de 35 años de una cola larguísima , entrará en declive terminal en 2030. El campo petrolero convencional de Samotlorskoye recuperó el 89,07% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 1980. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2050. El campo actualmente representa aproximadamente el 2% de la producción diaria del país.
Producción actual aproximada, 200.000 b/d.
Nuevos campos.
Los nuevos desarrollos gigantes tienen en común que alcanzan un pico casi inmediato y el declive es rápido y fulminante, por lo que en el momento en que dejan de desarrollarse nuevos campos, el descenso en la producción global es muy rápido.
El informe de la IEA (2024) muestra la mayor parte de los nuevos desarrollos en esta tabla. Después de 2030, no hay nada que desarrollar, a menos que se empiece a descubrir grandes campos.
Los grandes campos a desarrollar están en Brasil, Guyana y Arabia Saudí (ampliaciones en este caso).La acumulación de nuevos campos en el periodo 2025-2030, sostiene la producción mundial de petróleo, pero aconsejo mirar detenidamente los gráficos de producción, para comprobar el espectacular descenso de cada uno de los campos, desde casi el primer año. Los repuntes al cabo de unos pocos años (Sverdrup, Payara) son desarrollos de otras fases en el mismo campo e igualmente tienen un declive inmediato.
Observar en esta tabla que los nuevos desarrollos más importantes son los de Brasil y Guyana.
Al identificar los gráficos (más adelante en el post) correspondientes se puede ver que la aportación inicial de petróleo es muy alta (200-250.000 b/d), pero el descenso es casi inmediato, con lo que al cabo de pocos años, la producción se ha reducido muchísimo.
El campo petrolero convencional Johan Sverdrup recuperó el 18,70% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 2023. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2054. El campo actualmente representa aproximadamente 19 % de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual 750.000 b/d (pico del campo).
[Después de la ampliación de finales de 2023, la producción de Sverdrup es un 40% del total de Noruega]
Tupi, Brasil (redenominado Lula). Son varios desarrollos similares a este.
El campo petrolero convencional Lula Central recuperó el 48,11% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 2018. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2048. El campo actualmente representa aproximadamente 3 % de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual 100.000 b/d. Recordar que solo es uno de los desarrollos de Lula.
Buzios VIII (son once desarrollos similares en tamaño)
Se espera que la producción del proyecto de desarrollo de petróleo convencional Buzios VIII (Franco) comience en 2026 y se pronostica que alcance su punto máximo en 2028. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2055.
Producción actual cero. Pico en 2028, 220-250.000 b/d.
El campo petrolero convencional Liza Fase 1 recuperó el 24,93% de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 2021. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2050. El campo actualmente representa aproximadamente el 30% de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional de Liza Fase 2 cuya producción máxima se espera para 2024. La producción máxima será de aproximadamente 214,84 mil bpd de petróleo crudo y condensado y 62 Mmpcfd de gas natural. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2043.
Producción actual aproximada 220.000 b/d.
[Importante. Aunque la producción empieza (2024) en 220.000 b/d, observar que en 2030 la producción esperada ha caído por debajo de 100.000 b/d.]
Payara.
https://www.offshore-technology.com/marketdata/oil-gas-field-profile-payara-conventional-oil-field-guyana/ El campo petrolero convencional Payara recuperó el 1,15% de sus reservas recuperables totales, y se espera una producción máxima en 2028. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2046. El campo actualmente representa aproximadamente el 8% de la producción diaria del país.
Producción esperada en 2028, 220-250.000 b/d.
Ampliaciones campos supergigantes.
El profundo agotamiento de los viejos campos supergigantes como Ghawar o Gran Burgan, ha obligado a incrementar la producción de campos gigantes que tienen una tasa de agotamiento más baja, como Zuluf, Marjan o Berri en Arabia Saudí o Upper Zakum en Emiratos Árabes Unidos.
Estos campos supergigantes están subdesarrollados y muestran poco agotamiento. Aún así empiezan a declinar con fuerza en 2035, 2043 y 2047. Nuevamente observar el rápido hundimiento de la producción, una vez se termina la meseta.
El campo petrolero convencional de Zuluf recuperó el 29,32 % de sus reservas recuperables totales, y se espera una producción máxima para 2047. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2068. El campo actualmente representa aproximadamente el 7 % de la producción diaria del país.
Producción actual aproximada 700.000 b/d, producción esperada 2027, 1,3 millones b/d.
El campo petrolero convencional de Shaybah recuperó el 30,57 % de sus reservas recuperables totales, con una producción máxima en 2022. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2093. El campo actualmente representa aproximadamente el 10 % de la producción diaria del país.
El campo petrolero convencional de Upper Zakum recuperó el 48,74% de sus reservas recuperables totales, y se espera una producción máxima para 2033. Según supuestos económicos, la producción continuará hasta que el campo alcance su límite económico en 2075. El campo actualmente representa aproximadamente 19% de la producción diaria del país.
Producción aproximada actual 600.000 b/d.
La conclusión evidente que muestran estos gráficos vistos en su conjunto, es que para 2050 apenas quedará petróleo, por lo que una transición energética es obligada para mantener un cierta calidad de vida y además es imprescindible replantear el sistema basado en el crecimiento infinito, antes de un colapso inevitable. Podemos engañarnos pensando en que estas gráficas están mal o en la fabulosa IA que nos permitirá vivir mejor con muchos menos requerimientos materiales, pero lo que muestran estos gráficos y otros parecidos es que el tiempo se nos acaba.
En poco más de dos décadas vamos a pasar de un sistema absolutamente dependiente del petróleo a otro completamente distinto, donde el petróleo casi ha desaparecido. De nuestra habilidad para conseguirlo depende la continuidad de la civilización tal y como la conocemos.
Permítanme ser escéptico en este punto, cuando resulta bastante evidente que hasta ahora, la transición energética no es más que una expansión energética, donde cada una de las fuentes de energía contribuye al abastecimiento global necesario para atender la demanda mundial de energía.
Ni la transición de la biomasa al carbón, eliminó el uso de la biomasa, ni la transición del carbón al petróleo eliminó el uso del carbón, ni la energía nuclear ha eliminado el gas, ni las renovables han jubilado los combustibles fósiles. En estos momentos cada una de las fuentes de energía citadas, está en máximos históricos, porque necesitamos todas las fuentes.
Este gráfico es inapelable.
Y utilizar una fuente de energía mucho menos densa que los fósiles (las renovables) no añade más que enormes dificultades cuando lo que se trata es de sustituir nada menos que un 80% de la energía primaria.
Lo que viene es una transición sí, pero destrozando el gráfico anterior. Cuando se agoten el petróleo y el gas, lo que vamos a tener en marcha es el inicio de un decrecimiento violento, en un sistema que está diseñado para funcionar solo en modo crecimiento infinito, por lo que el shock de la transición (negativa) implicará una auténtica revolución, sin que se pueda asegurar que no sea muy, muy dolorosa.
Ya estamos inmersos plenamente en una guerra comercial, a punto de iniciar probablemente una guerra mundial y al borde del abismo del crash energético, que no nos dejará de acompañar en el largo descenso. Por si fuera poco, el sistema fiduciario es una broma, donde cada problema se resuelve emitiendo dinero como si el papel que soporta todo, sirviera para algo en el momento en que se produzca el shock energético. El abuso de la impresora ha formado una burbuja financiera de un tamaño que resulta estremecedor si pensamos que el pinchazo de toda burbuja nos devuelve al punto de partida.
No puede extrañarnos que el cenit de la civilización sea así. La especie humana no tiene un comportamiento especial. Crece tanto como puede mientras tiene "alimento" (tanto comida como energía) y cuando empieza a escasear, la civilización se derrumba. Ha pasado muchas veces antes y volverá a pasar después de la nuestra. Pero también es humano, negar la evidencia y resistir hasta el fin, esperando que el ingenio y la tecnología resuelvan el agotamiento.
Anuncios como el de IEA son huidas hacia delante. El caos sin duda es lo peor en estas situaciones y seguramente se están preparando sistemas cerrados con un giro hacia la dictadura digital y la autarquía, para intentar evitar una extensión de la revolución haitiana.
En estos momentos, pocas soluciones buenas existen, si conocen alguna que no sea Matrix o el tecno-optimismo, estaré encantado de escucharla. Tenemos unos años por delante, o quizás el colapso empiece mañana, nadie lo sabe.
De todo lo que está ocurriendo, lo peor es la posibilidad de una guerra mundial. Las guerras se sabe como empiezan pero no como terminan. Perdonen por una opinión un tanto pesimista ... o no.
Saludos.
PD.
Para los que quieran analizar la relación entre peak oil y cenit de la civilización, les dejo este interesante y muy largo análisis "clásico" de David Korowicz. Les aconsejo encarecidamente su lectura.
_col.png?1727169737 "La producción mundial de petróleo se hundirá a partir de 2030.")
