A finales de 2018, la EIA (Agencia Internacional de la Energia) publicó el WEO 2018, donde advertía de la falta de inversiones en el sector petrolero.
Concretamente, si las inversiones seguían al mismo nivel que hasta entonces, en 2025 faltarían 13 millones de b/d.
En el 2019 las inversiones no se han duplicado, solo han subido un 5% (revisable).
En los últimos diez años la producción de petróleo (mejor hablar de todos los líquidos) ha seguido a la demanda porque el fracking, prácticamente en solitario, ha conseguido una ganancia neta de 10 millones de b/d. El esfuerzo inversor ha sido brutal, pero los bajos precios del petróleo han comenzado a impactar en las decisiones de inversión y sobre todo, en la reticencia de los bancos a prestar mayores cantidades a unas empresas muy endeudadas. La perspectiva en el sector ha cambiado y ahora podíamos considerarlo un sector maldito. El precio del petróleo y el gas están muy bajos y el sentimiento inversor hacia este sector esta bajo mínimos como consecuencia del cambio climático. Muchos gestores y responsables de fondos han decidido vender , poniendo presión en las cotizaciones de las petroleras, sobre todo en las pequeñas y medianas compañías. Tiene dificultades para hacer ampliaciones (por su baja cotización), para vender tierras (bajos precios del petróleo y gas) y para obtener préstamos (los bancos no quieren prestar ).
En este contexto, la inversión se ha paralizado.
Los proyectos de ciclo corto como el fracking van a tener un frenazo a partir de 2020. Según la EIA, a finales de 2019 la producción de shale oil en USA será de 13 millones de b/d y el promedio de 2020 , será de 13,2 millones de b/d. Se ve una paralización del incremento de la producción.
Los proyectos de ciclo largo, como aguas profundas, llevan entre 3 y 5 años. A raíz del descenso en 2014 de los precios del petróleo han sufrido un parón considerable. En estos últimos años han salido aquellos proyectos que se diseñaron con precios por encima de los 100$, pero ahora solo queda un desarrollo en Brasil y Guyana. Alguna ampliación en Tengiz (kazajistan) y otro pequeño crecimiento en Iraq. Muchos piensan que Venezuela puede producir más (de momento es imposible), Siria también (solo producían 300.000 b/d) Libia (está cerca de sus máximos anteriores) e Irán (recientemente una empresa a utilizado satélites para medir la producción de gas en sus campos y ha concluido que producen 3,9 millones de b/d de petróleo, casi lo mismo que antes de las sanciones).
El decline mundial de los campos en producción oscila entre el 5 y el 7%, lo que implica que debemos llevar cada año entre 4 y 6 millones de b/d de nueva producción. Hasta ahora el shale oil y la finalización de los proyectos antiguos han servido para adecuar la oferta a la demanda. Desde 2020 hasta 2025 se necesitan 13 millones de b/d de petróleo que no están presupuestados.
Si ahora se inicia una crisis económica, la debilidad de la demanda hundiría el consumo y los precios del petróleo. Esto solo empeoraría la inversión en el sector, contribuyendo a reducir en el futuro, una nueva producción, mientras el decline es inmisericorde y no descansa nunca.
Houston, tenemos un problema.
Saludos.
PD. Recordar que un pozo de shale oil declina casi un 70% en la producción del primer año, lo que requiere una inversión constante para mantener la producción.
En cuanto a Irán, parece evidente que siguen vendiendo de forma oculta, a China, Siria, Turquía, Iraq, manteniendo su producción.
