Estimaciones sobre el techo del petróleo
Antes he comentado que la curva de extracciones de una región, país o del mundo tiene
forma de campana, debido a que, a pesar de que la curva de extracción de cada pozo tiene la forma aplanada del gráfico, el desfase temporal de la explotación de los pozos determina que la suma de las curvas tenga dicha forma.
Gráfico 2
Curva teórica de explotación
Fuente: Stan Cox: 2005
El techo de los descubrimientos lleva inexorablemente al desfase entre petróleo descubierto y consumido, el cual empezó en 1981, tal como muestra el gráfico 1. Los expertos estiman que en la actualidad sólo uno de cada cinco barriles consumidos procede de nuevos yacimientos. Esta dinámica desemboca en el techo de extracciones, que se produce aproximadamente cuando se ha consumido la mitad del recurso. La mayor parte de los países petroleros han sobrepasado este techo y esto ha ocurrido entre 30 y 40 años después del techo de los descubrimientos. Excluyendo el petróleo de aguas profundas, de los 65 países petroleros más importantes, 54 ya han pasado el techo (Aleklett, 2005). Un estudio de BP llega a la conclusión de que todas las regiones del mundo, excepto África, han sobrepasado sus techos de petróleo convencional: Norteamérica (1985), Europa y Eurasia (1987), Asia y Pacífico (2000), Medio Oeste (2000) y América Central y del Sur (2002)
(www.peakoil.net).
Gráfico 3: La imagen general del agotamiento
Fuente: ASPO Newsletter 2004, diciembre
Con estos datos y sabiendo que el techo mundial de nuevos descubrimientos se alcanzó en 1964, resulta evidente que el techo de extracciones está cerca. El momento depende de diversas variables: incremento de la demanda, ritmo de agotamiento de los yacimientos existentes y ritmo de nuevos descubrimientos. El gráfico 3 muestra un techo muy próximo y los aportes y evolución de cada tipo de petróleo. El petróleo convencional ha alcanzado el techo en 2004. En ello coinciden los gráficos 3 y 4, aunque no en la tendencia a decrecer, mucho más suave en el 4. El petróleo no convencional está permitiendo satisfacer la demanda. El gas líquido ha venido soportando la mayor parte de esta tarea, pero su aportación tiende a disminuir relativamente, ganando en importancia el procedente de arenas bituminosas y, sobre todo, el obtenido a gran profundidad en el océano, tal como se aprecia en los gráficos 3 y 4. Se estima que el 60% del petróleo nuevo provendrá de fuentes no convencionales hasta 2008 (Rubin, J. y Buchanan, P.: 2006). Gráfico 4 El petróleo de aguas profundadas y de arenas bituminosas lideran el crecimiento de nuevo suministro
Fuente: Rubin, J. y Buchanan, P. (2006) Se están utilizando dos métodos para estimar el momento del techo. Uno consiste en calcular la curva de extracciones con el método de crecimiento logístico, que fue diseñado por Hubbert y refinado por ASPO. Este método se basa en dos premisas: la extracción crece de forma exponencial mientras el agotamiento de las reservas está lejos; cuando el agotamiento se acerca se produce una disminución de las extracciones a un ritmo proporcional al cociente entre las reservas consumidas y remanentes. Se estiman las reservas originarias de petróleo (en un país, región o en el mundo) y las consumidas y los datos se introducen en una fórmula, basada en las premisas indicadas, que permite construir la curva de extracciones y, por tanto, el momento del techo. ASPO ha venido situando el techo en 2010, pero a principios de 2004 lo acercó hasta 2008, tal como muestra el gráfico 3, debido al aumento de la demanda y a que ha bajado su previsión de petróleo no convencional, lo cual ha dado lugar a un recorte del total de 2,7 a 2,4 billones de barriles. Por el contrario, en octubre de 2005 lo ha vuelto a colocar en 2010, en base a una estimación de explotación del petróleo a gran profundidad en el océano más rápida de lo previsto con anterioridad, aunque no ha modificado las reservas totales. Esta evolución se muestra en la revista ASPO Newsletter. La estimación de ASPO sobre el ritmo de las extracciones marinas a gran profundidad contradice otras estimaciones. Más adelante analizaré este tema. El otro método busca calcular los desfases entre oferta y demanda y la evolución de los mismos. Esto es lo que hacen, por ejemplo, el Canadian Imperial Bank of Commerce (que tiene uno de los mejores equipos de analistas del mundo) y ODAC (Oil Depletion Analysis Center). Pero sólo ODAC lo utiliza para estimar el techo. El banco citado estima en 2,2 Mb/d el agotamiento anual de los yacimientos existentes (cantidad calculada a partir de la estimación de agotamiento de un 1,6% en el Próximo Oriente y un 3,4% en el resto). Prevé un crecimiento de la demanda de 2,5 Mb/d (cerca de un 2,5%) en los próximos años. Así que es necesario aportar 4,7 Mb/d cada año para satisfacer la demanda. Sin embargo, sólo prevé un aporte de petróleo nuevo de 3,6 Mb/d en 2006, 3,7 en 2007 y 3,1 en 2008, procedentes de 164 proyectos de explotación. El resultado es que, tal como muestra el gráfico 5, el petróleo neto aportado no podrá satisfacer la demanda, por lo que los precios seguirán subiendo, sobre todo, a partir de 2008 (Rubin, J. y Buchanan, P.: 2006). Gráfico 5 El agotamiento elimina el 60-70% del crecimiento de capacidad previsto Fuente: Rubin, J. y Buchanan, P. (2006) ODAC llega a conclusiones muy semejantes, pero parte de estimaciones diferentes: incremento anual de la demanda de un 2% (1,7-1,8 Mb/d), excepto en 2005 (1,4 Mb/d); un incremento de las extracciones debidas a nuevos proyectos importantes alrededor de 3 Mb/d hasta 2009; y un ritmo de agotamiento de los yacimientos existentes del 5% (4,2-4,6 Mb/d). El resultado es que sólo la aportación de muchos proyectos menores podría eliminar el desfase de 3-4,9 Mb/d, tal como se muestra en la tabla. El estudio considera que es muy poco probable que esto ocurra incluso en 2006 y 2007 (Skrebowski, 2005). Mb/d 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Demanda de petróleo 82,1 83,5 85,3 87,0 88,8 90,5 92,3 Aumento de demanda 2,9 1,4 1,8 1,7 1,8 1,7 1,8 Aumento de oferta 1,1 2,4 3,1 3,1 2,8 2,8 1,5 Agotamiento del 5% 4,1 4,2 4,3 4,4 4,4 4,5 4,6 Petróleo extra necesario 2,3 3,2 3,0 3,0 3,4 3,4 4,9 Con los datos anteriores no se puede determinar con exactitud el momento del techo, porque no se evalúan los aportes de los proyectos menores y porque el momento en que la oferta no puede satisfacer la demanda no significa que se haya alcanzado el techo. A pesar del desfase la oferta puede seguir creciendo, aunque cada vez a ritmo menor, hasta llegar al techo, tal como se aprecia en el gráfico 6. En cualquier caso, algunos expertos consideran que el mundo sólo se dará cuenta del alcance del techo después de sucedido y se confirme que las extracciones permanecen estables o bajan, según las diversas hipótesis sobre la forma de la cumbre de la curva de extracciones. Gráfico 6 Desfase entre oferta y demanda Fuente: elaboración propia La relación siguiente muestra algunas de las previsiones más tempranas y significativas del techo. Los dos primeros autores consideran que el techo tiene forma de meseta, aunque corta, y que ya se ha alcanzado: - Baktiari (ex director explotación y prospección de la compañía nacional de petróleo de Irán): 2005 - Campbell (ex vicepresidente de Total y fundador de ASPO): se pregunta si ya ha sucedido en 2005 - Simmons (presidente de el banco de inversiones en energía Simmons & Company International): en cualquier momento - ASPO: 2010 - CONOOC (compañía china de petróleo): 2010 - Skrebowski (editor de Petroleum Review, ODAC): 2010-2012 - Gobierno chino (según R.Hirsch): 2012 - Al Husseini (ex director explotación y prospección de ARAMCO): 2015 - Merrill Lynch: 2010-2015 Algunos expertos (Skrewoski, Frenasen, etc.) definen sus previsiones como optimistas, porque se basan en que no habrá disrupciones graves y prolongadas en el suministro de petróleo debido a fenómenos climáticos y/o políticos. Supuesto que consideran poco probable y los datos que voy a aportar refuerzan esta hipótesis. Las extracciones del mar del Norte están cayendo a mayor ritmo del previsto. En 2005 disminuyeron de 5 Mb/d a 4,5 Mb/d. A finales de 2005 se anunció oficialmente que dos de los mayores yacimientos mayores del mundo habían sobrepasado el techo. El bombeo del Cantarell (techo de 2,2 Mb/d), que provee unos 2/3 del petróleo mejicano, ha empezado a caer fuertemente. Se prevé que en 6 años su capacidad se reduzca un 50% (Higuera, 2005). Kuwait (bombea 2,5 Mb/d) anunció que los intentos de que el yacimiento Burgan (el segundo mayor del mundo) subiera de 1,9 Mb/d a 2 Mb/d habían fracasado y que pretendía estabilizarlo en 1,7 Mb/d. Cada vez proliferan más los expertos que creen que Arabia Saudita no tiene potencial para aumentar significativamente sus extracciones. Más adelante analizaré este caso. Las extracciones de Irak están cayendo debido a los sabotajes y a la mala gestión. Las extracciones de Rusia (cuyos fuertes incrementos han sido el principal factor de satisfacción del incremento de la demanda en los últimos años) se han estancado en el último año y no se prevén importantes aumentos en el futuro (Auerback, 2005b). Existe una aguda escasez de plataformas de prospección y de explotación y no es posible que se pueda satisfacer la demanda en al menos 5 años. EE.UU. necesitará un 50% más de plataformas de prospección para 2010 (Koppelaar, 2005: 22). Hay también una gran escasez de personal cualificado. Por último, algunos expertos (M. Simmons, H. Franssen, la consultora Schlumberger, etc.) consideran que el ritmo de agotamiento de los yacimientos en explotación no es del 5% (4,2 Mb/d) sino del 8% (6,7 Mb/d) (Andrews, 2005). De ser cierto esto último, el techo estaría mucho mas cerca de lo que vaticinan la mayor parte de las estimaciones citadas. Por otro lado, no parece probable que las altas previsiones optimistas de algunos analistas sobre el petróleo en aguas profundas se vayan a cumplir. ASPO estima que el petróleo bombeado de yacimientos profundos en el océano habrá pasado de 3,6 Mb/d en 2005 a 12 Mb/d en 2010, para después caer con rapidez (5 Mb/d en 2020), como es típico en los yacimientos marinos (ASPO Newsletter, 2006, enero). Por contrario, según un informe a la Comisión de Energía del Senado de EE.UU., las grandes expectativas puestas en el petróleo marino a gran profundidad no se están cumpliendo: “después de éxitos iniciales, permanecen constantes los ritmos de descubrimientos a pesar de incrementar el ritmo de perforación” (Dowd, 2005). Esta opinión es respaldada por estudios de Merril Lynch, tal como se muestra en el gráfico 7, y del banco CIBC. El techo de extracciones sería de 6,2-6,4 Mb/d en 2011-2013. Se contabilizan las únicas zonas con potencial importante: Golfo de Méjico, Brasil, Nigeria y Angola. Aunque se tenga en cuenta que el resto del mundo puede añadir un 20% más (1,3 Mb/d), seguimos lejos de las previsiones optimistas. El CIBC tampoco llega a las previsiones de ASPO, tal como se ve en el gráfico 4. Además, es muy probable que todas las estimaciones del Golfo de Méjico sean excesivamente optimistas. Los huracanes Katrina y Rita han destruido más de 100 plataformas de extracción y de prospección en el Golfo de Méjico, lo cual pone en duda que las compañías arriesguen capitales importantes en la zona. Si se repiten a lo largo de esta década los huracanes de 2005, “es discutible que se vaya a mantener al nivel actual la producción en aguas profundas del Golfo y mucho más que se incremente significativamente, tal como está planeado” (Rubin, J. y Buchanan, P.: 2006). Estos autores estiman que se retrasará la mitad de los 0,75 Mb/d planeados para 2008. Gráfico 7 Evolución de las extracciones de petróleo de aguas profundas de las cuatro zonas principales Fuente: R. Koppelaar (2005: 33) Los expertos estiman que después del techo las extracciones disminuirán a un ritmo anual de, al menos, el 3 %. Pero el petróleo disponible para los países importadores se reducirá a un ritmo mayor, debido al incremento de la demanda interna en los países exportadores. El Golfo Pérsico es la segunda región mundial en ritmo de crecimiento (5-6% anual), debido a la explosión poblacional que está sufriendo. Se prevé que en el periodo 2000-2050 sus poblaciones se multipliquen por un factor 2-4 (Wurster, 2003). El colapso de la Unión Soviética supuso que la demanda interna cayera de 9 millones de barriles diarios a 4. Ahora se va recuperando. Otro factor que muy probablemente reduzca la oferta es que los países petroleros cambien su política exportadora. Salvo la excepción de Noruega, históricamente han buscado bombear petróleo al límite de capacidad. Algunos analistas opinan que algunos países (especialmente Arabia Saudita) están yendo más lejos, forzando la extracción, lo que reducirá la cantidad de petróleo extraíble. Aumentan las críticas a esta política. En su lugar se propone reducir el ritmo de extracción para que dure más y se incrementen los ingresos totales, ya que el petróleo será cada vez más caro. Aunque no se han hecho públicas las razones, la intención de Rusia de elevar fuertemente los impuestos a las exportaciones de petróleo y gas natural supone un freno a las mismas. Apunta en la misma dirección la decisión de Venezuela de obtener un porcentaje mucho mayor de las rentas obtenidas por las compañías petroleras que operan en el país, ya que disminuirá su interés por invertir en el país (Darley, 2004: 102; ASPO Newsletter, 2005, junio). Aunque la presión por incrementar las rentas del petróleo son altas en países menos desarrollados o en reconstrucción, como Rusia, hay países desarrollados con poca población y grandes recursos (como Canadá, Holanda y Noruega) que, al no estar sometidos a las citadas presiones, resulta particularmente pertinente plantearse la cuestión. Noruega no tiene capacidad para invertir los enormes beneficios de la exportación de petróleo y gas, por lo que ha creado un fondo (que alcanza los 120.000 millones de dólares) colocado en bancos internacionales. Resulta evidente que puede perderlo en la crisis financiera que provocará el techo. Reducir el ritmo de extracción sería mucho más rentable, sobre todo, teniendo en cuenta el rápido ritmo de extinción (típicos de los yacimientos marinos) de sus yacimientos de petróleo (ASPO Newsletter, setiembre de 2005).
