El Ocaso del Petróleo: Edición de 2017

Como cada año desde 2012, tras salir cada edición del informe anual de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el World Energy Outlook(WEO), hago un análisis pormenorizado sobre qué significa la previsión de producción de petróleo del escenario central del WEO en términos de volumen de hidrocarburos líquidos, energía bruta y energía neta, tanto con hipótesis muy conservadoras como utilizando otras más drásticas pero probablemente más realistas. Un ejercicio que encuentro bastante revelador, aunque el objetivo del mismo ha ido variando ligeramente con el paso de los años.

Cuando lo hice por primera vez en el año 2012 fue porque me alarmaba la manipulación obvia que se hacía en ese informe de la producción de petróleo crudo convencional de los campos existentes, cambiando el ritmo de decaimiento anual que ya se estaba observando (en aquel entonces, un 5% anual) por uno considerablemente más suave (3,3% anual), y que a pesar de esa manipulación y otras perceptibles (por ejemplo, el ritmo de descubrimientos de nuevos yacimientos, exagerado muy notablemente) ya en el escenario de referencia se preveía una ligera caída de la producción de petróleo crudo. Mi propósito con aquel primer “El Ocaso del Petróleo” era mostrar que, si se le quitaban las manipulaciones más obvias, el propio escenario de la AIE nos mostraba el declive de la producción de petróleo crudo.

Con el paso del tiempo, siempre que he dispuesto de los datos he repetido el análisis para constatar que la mayoría de los problemas avanzados no hacían otra cosa que agravarse con el tiempo (por ejemplo, la caída de producción de los campos ya existentes se sitúa ya en el 6,2% anual, como se explicaba con mucho detalle en la edición de 2016 del WEO). De hecho, el único punto verdaderamente positivo y que ha retrasado un poco lo peor de lo esperado ha sido la fuerte irrupción del petróleo de fracking de los EE.UU., que durante unos pocos años ha podido compensar un declive que cada vez se hace más patente. Sin embargo, las tendencias de base, agravadas encima por la fuerte desinversión de las industrias del sector, hace anticipar una evolución aún peor de lo prevista. Y a pesar de ello la AIE nos deleita cada año con un escenario donde las cifras formalmente suman lo que tienen que sumar, aunque con explicaciones variopintas y bastante variables año tras año. De modo que con el tiempo “El Ocaso del Petróleo” me está sirviendo para comprobar que, a pesar de los diferentes maquillajes, la tendencia a medio y largo plazo es, consistentemente a pesar de las diferentes técnicas de camuflaje, hacia el declive.

Este año es peculiar por diversos motivos. Por un lado, la AIE vuelve a poner el foco, como ya hiciera en 2012, en previsiones muy optimistas sobre la evolución del fracking en los próximos años, a pesar de que ya es más abrumadora que nunca la demoledora evidencia de que es un negocio ruinoso en cualquier escenario de precios. La segunda peculiaridad del momento actual es que la AIE ha introducido un nuevo escenario que se llama Desarrollo Sostenible, que aunque no es su escenario central para aproximarse más al curso previsible de los acontecimientos en lo que al petróleo se refiere. Pero no anticipemos acontecimientos y examinemos los datos.

Escenario central.

En la Tabla 4.5 el WEO 2017 nos ofrece los datos con las previsiones para los próximos años para el escenario de Nuevas Políticas.

A diferencia de lo que pasaba en el WEO 2016, esta vez no tenemos el alto nivel de detalle sobre la producción de los diversos tipos de yacimiento ya existente, así que no podremos desglosar su evolución. Para mayor agravamiento, este año nos vuelven a desglosar la Recuperación Mejorada de Petróleo (Enhanced Oil Recovery, EOR), que encima resulta ser una cantidad bastante significativa a final del período (nada menos que 4,3 millones de barriles diarios, Mb/d). En 2015 seguí el criterio de que esta categoría debía ser acumulada a la producción de petróleo de yacimientos ya existentes porque es sobre todo en éstos donde se aplica. Sin embargo, al comparar la gráfica que me resultaba de hacer esa hipótesis con la del año pasado me di cuenta de que la única forma de hacer compatibles ambas gráficas es que en realidad el EOR se debe contar en la categoría de “Campos por desarrollar”, lo cual es un hallazgo importante: la AIE separa los proyectos de expansión de los campos existentes de los proyectos por desarrollar cuando le interesa hacer alguna maquinación contable, como luego veremos.

Hidrocarburos líquidos o “todos los líquidos del petróleo” según el escenario de Nuevas Políticas propuesto en el WEO 2016. El eje vertical está expresado en millones de barriles por día (Mb/d)

 

Hidrocarburos líquidos según el escenario Nuevas Políticas del WEO 2017, agrupando la franja de “Recuperación Mejorada de Petróleo” con la de “Campos por desarrollar”. Las franjas se han apilado en el mismo orden del WEO 2016.

Como ya se ve en las gráficas de arriba, los tipos de hidrocarburo líquido que podremos considerar, serán, por tanto, el petróleo crudo convencional de “Campos ya existentes” (franja verde en las gráficas), el crudo convencional de “Campos por desarrollar” (franja roja) y el crudo convencional de los “Campos aún por descubrir” (franja morada). En la categoría de no convencionales tenemos los “Líquidos del gas natural” (azul grisáceo), el “Petróleo ligero de roca compacta” (LTO, franja naranja oscuro), los “Petróleos pesados” (franja naranja intermedio) y “Otros” (franja naranja claro). La rúbrica “Otros” en este caso excluye los biocombustibles, porque en otra de las trampas contables de la AIE en el WEO de este año se los contabiliza como energía renovable, y por tanto en “Otros” lo que queda son las conversiones gases-a-líquidos, carbón-a-líquidos y cosas semejantes, siendo por tanto muy minoritaria. Para finalizar, tenemos la aberración contable de las “Ganancias de proceso” (franja gris claro), que representa la expansión volumétrica de los productos del petróleo al ser tratados en una refinería, sin ganancia real de energía, como ya hemos explicado otros años. El orden de apilamiento en las gráficas sucesivas será el del enunciado que acabo de hacer, por consistencia entre los distintos tipos de hidrocarburo y también con la representación que usamos en anteriores ediciones de “El Ocaso del Petróleo” excepto en la de 2016.

Para dar perspectiva a la gráfica, añado los datos de los años ya pasados, extraídos de anteriores WEOs. Me veo obligado a incorporar el año 2020 del WEO 2016 porque de manera bastante extraña no está dado en la tabla de este año.

Antes de comenzar a discutir las gráficas de este año, resulta interesante destacar la comparación entre las previsiones que se realizaban en el WEO 2016 y en el WEO 2017. En la siguiente gráfica muestro los diferencias según el tipo de hidrocarburo líquido (siempre es dato del WEO 2017 menos dato de WEO 2016, así que un valor positivo indica un mayor valor en 2017 y uno negativo un mayor valor en 2016). He añadido una barra negra que representa las diferencias de los totales de hidrocarburos líquidos.

Diferencia por categorías de hidrocarburo líquido en los escenarios “Nuevas Políticas” del WEO2017 y del WEO 2016, en Mb/d (positivos si la cantidad es mayor en el WEO 2017 que en el WEO 2016 y negativa en caso contrario).

 

Como se ve en el gráfico, en el WEO 2017 los totales de cada año de 2025 a 2040 son superiores respecto a los valores del WEO 2016. La clave está, por supuesto, en el fuerte crecimiento del LTO, a todas luces completamente irrealista. Llama la atención que también una apreciable mayor producción de petróleo crudo que proviene de campos ya existentes en el WEO 2017 respecto al WEO 2016, fruto de que se considera que el declive de los campos existentes es tan sólo del 4,2% anual cuando la propia AIE dejaba claro en el WEO 2016 que ésta es del 6,2% anual y no se ha producido ningún cambio que justifique una atenuación de la caída (más bien al contrario). Esa subida es necesaria para compensar la más que considerable caída de los “Campos por desarrollar” en el WEO 2017 respecto al WEO 2016, y es que en el WEO 2017 han tenido que acomodar el hecho de que la falta de inversión va a afectar al desarrollo de los campos de petróleo crudo futuros (y eso que en el WEO 2017 aquí estoy acumulando toda la Recuperación mejorada de petróleo).

Veamos cómo quedan las gráficas de evolución según miramos a la energía que representan. La gráfica de referencia es la del volumen de producción, que es igual que la que mostré arriba pero con las franjas apiladas de manera más coherente, por grupos de petróleo.

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en volumen según el escenario “Nuevas Políticas” del WEO 2017.

Cómo se ve en la gráfica, hay una ligera caída de la producción de petróleo crudo (las tres franjas inferiores), desde los 70 Mb/d en 2015 hasta los 64,1 Mb/d en 2040, ligeramente inferior a lo que se avanzaba en anteriores WEOs. De hecho, este es el WEO donde más retrocede la producción de crudo convencional, como se muestra en la siguiente gráfica comparativa, extraída del artículo “Does the IEA try to hide the conventional crude oil peak in its 2017 World Energy Outlook?“, de Crudeoilpeak.info:

Procedamos a estimar, con los factores usuales, la energía bruta que proviene de estos hidrocarburos líquidos. Como siempre, consideraremos que los petróleos no convencionales, todos ellos, contienen sólo el 70% de la energía bruta en volumen del petróleo convencional, y que por supuesto las “Ganancias de proceso” no aumentan la energía del petróleo. El resultado es como sigue:

Energía bruta de los hidrocarburos líquidos en el escenario Nuevas Políticas del WEO 2017, expresada en millones de barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d).

Como siempre, se ve un cuadro algo menos boyante que el triunfalista de la AIE, con un crecimiento muy débil de la energía bruta en los próximos años.

Si estimamos ahora la energía neta con los factores usuales (TRE de 20 para campos existentes, 5 para Campos por desarrollar, 3 para Campos aún por descubrir, 5 para los Líquidos del gas natural, 2 para el LTO y el petróleo pesado y de 1 – es decir, sin energía neta- para los Otros), lo que nos queda es:

Energía neta de los hidrocarburos líquidos en el escenario Nuevas Políticas del WEO 2017, expresada en millones de barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d).

En consonancia con las anteriores ediciones de “El Ocaso del Petróleo” se observa que probablemente 2015 fue la cima de la energía neta (se recuerda que, dada la granulosidad de los datos, que van de 5 en 5 años, la precisión de esa fecha es lógicamente de +- 2,5 años).

Por último, una estimación más realista de la energía neta implicaría corregir la caída de la producción proveniente de los Campos existentes del 4,2% anual que le ha impuesto el WEO 2017 y ponerle el 6,2% anual real, tener en cuenta que la mitad de los Campos por desarrollar no se desarrollarán nunca por escaso rendimiento,  tomar un cuarto de los Campos aún por descubrir porque la AIE está exagerando el ritmo de descubrimiento (ya es actualmente un sexto de la media de las últimas décadas, pero dejo un cuarto por comparar con las ediciones de otros años), que de los Líquidos del gas natural se podría aprovechar un tercio como sustituto del petróleo para ciertas aplicaciones petroquímicas, y que el LTO y de los petróleos pesados se podría aprovechar como mucho la mitad. El resultado se expresa en la siguiente gráfica:

Estimación más realista de la energía neta de los hidrocarburos líquidos en el escenario Nuevas Políticas del WEO 2017, expresada en millones de barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d).

Gráfica que se compara bastante bien con la que obtuvimos el año pasado y que reproduzco aquí debajo.

Estimación más realista de la energía neta de los hidrocarburos líquidos en el escenario Nuevas Políticas del WEO 2016, expresada en millones de barriles de petróleo equivalente por día (Mboe/d).

La razón de la similitud global viene del hecho que la fracción que más peso tiene es el petróleo crudo convencional, que aún hoy en día representa casi el 80% del total, y una vez que se fija de manera realista su declive esta fracción arrastra al conjunto de las otras cuando se las expresa en energía neta, porque tienen muy poca.

Conclusiones:

Con cada nueva edición de su World Energy Outlook la AIE se ve obligada a hacer nuevos equilibrios contables para no aceptar la cruda realidad de que hay muchas piezas que ya no encajan en el cada vez más desequilibrado puzzle de la producción de hidrocarburos líquidos. Donde antes se apostaba por la inversión en nueva producción ahora se ha de fiar todo al fracking, toda vez que el proceso de desinversión global excepto en los EE.UU. impide apostar a otro caballo. Cuando se vea queel fracking es también, necesariamente, una apuesta perdedora a pesar del espejismo de los EE.UU., a la AIE no le van a quedar más posibles escapatorias y quizá entonces tendrá que aceptar que, se haga lo que se haga, la producción de hidrocarburos líquidos va a decrecer durante las próximas décadas, y posiblemente de manera bastante precipitada. Lo interesante de estos ejercicios de la serie “El Ocaso del Petróleo” es que se ve que, al margen de los maquillajes contables, la fracción dominante en cuanto a la energía neta es y ha sido siempre el petróleo crudo convencional, y es en él en realidad en el que nos deberíamos de fijar para anticipar por dónde van a ir los próximos años.

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