Como continuación al análisis de ayer, emito estas conclusiones. Es importante leer antes el informe.
Después de realizar un análisis exhaustivo sobre la producción mundial de petróleo y sus perspectivas, debo concretar los puntos fundamentales que muestran la deriva del mercado de cara a los próximos años.
Para calcular una previsión sobre la producción mundial de petróleo es vital establecer cual es el total de las reservas recuperables (URR) desde que se descubrió el primer pozo de petróleo hasta hoy. Con ese dato, podemos modelar una especie de curva sobre un gráfico, cuya área entre la curva y el eje de las X, debe ser equivalente al total URR.
La curva negra consideraba una URR de 1,870 billones de barriles de petróleo en el total mencionado antes. La curva roja 1,95 y la curva verde, 2,2.
Para modelar la parte del futuro, se utiliza la diferencia entre el total URR y la parte ya extraída, lo que nos da la diferencia que podemos graficar a lo largo del tiempo, siguiendo el descenso esperado en la producción de petróleo que exhiben los campos que declinan.
El total más fiable es el de C. Campbell, en torno a 2,2 billones de barriles.
Como la curva corresponde a 2008, a ese total hay que añadirle los nuevos descubrimientos y restarle la producción desde 2008 hasta 2023, para obtener una curva actual.
También hay que añadir la parte de petróleo no convencional del shale oil USA.
Dado que entre esa fecha y hoy día, apenas ha habido descubrimientos (entre 3.000 y 5.000 millones de barriles anuales), el URR final debe estar entre 2,2 y 2,3 billones de barriles. Con un consumo de 80 millones de b/d desde 2008 hasta 2023, le debemos restar 450.000 millones de barriles ya consumidos, con lo que nos quedarían unos 700.000 millones de barriles de reservas. Aproximadamente el 20% de estas reservas, nunca se extraerá (el fondo del barril), por lo que las reservas reales estarán entre 500 y 600.000 millones de barriles, que son las reportadas por Rystad Energy.
En el gráfico anterior se ve una larguísima cola entre 2050 y 2100.
¿Qué es lo que ha ocurrido desde 2008 hasta 2023, para errar tanto el objetivo si las URR restante apenas ha variado.
La respuesta es la perforación horizontal.
Antes de seguir transcribo parte de la entrevista del señor Bakhtiari ante el senado australiano en 2006.
Senador JOYCE- Muchas gracias, Sr. Samsam Bakhtiari. He sido seguidor suyo durante mucho tiempo; he sido uno de sus fans silenciosos. Con respecto al cenit de Hubbert, considerando los yacimientos de Ghawar y Cantarell, ¿puede explicarnos algunos de los indicadores de que estos yacimientos se están agotando? Estoy hablando de inercia del gas o inercia del agua. ¿Cuáles cree usted que son los indicadores clave de que estos yacimientos han pasado el cenit de la producción?
Dr. Samsam Bakhtiari- Los yacimientos supergigantes son todos realmente grandes. Actualmente, el 40 por cien de la producción mundial procede de ellos. Gestionar un supergigante es un procedimiento muy difícil. Cuanto mayor sea, más difícil es gestionarlo. En primer lugar mencionaré el caso de Ghawar. ¿Por qué? Porque es el yacimiento más grande del mundo con diferencia. Al principio, se calculó que en 1952 tenía –cuando empezó a funcionar, hace 54 años- unos 70000 mb de petróleo recuperable. Eso fue hace 54 años. Desde entonces, mucho de ese petróleo ya ha sido recuperado. La situación actual de Ghawar presenta dos grandes problemas. Aún está produciendo, creemos, entre 4 y 4,5 mb/día, pero para producir todo ese petróleo hay que hacer muchas cosas. Veamos dos puntos:
Por una parte, lo que está pasando actualmente es que se está inyectando 8 mb de agua de mar cada día y de ahí se consiguen unos 4,5 mb de petróleo. La cantidad de agua que están inyectando es cada vez mayor. La última información que tengo es que ahora ha aumentado a 9 mb, pero no he tenido tiempo para comprobarlo. Estas cifras son muy aproximadas, porque no sabemos exactamente qué está pasando, pero las cifras son aproximadamente de esta magnitud.
Así que cuando dicen que el crudo de Ghawar es barato, de ninguna manera es barato, porque hay que hacer todo ese enorme tratamiento, con esas tuberías inmensas que proceden del mar y un compresor enorme que reinyecta esa agua bajo la columna de petróleo, y que empuja la columna hacia arriba. Ése es un aspecto. Hay problemas. Si no los hubiera, no sería necesario hacer todo eso.
Pero hay algo más. Normalmente, en todos estos supergigantes se perforan pozos verticales, con los que se extrae el petróleo por la presión del gas o del agua. Así es cómo se hace la mayoría de las veces en los cuatro supergigantes de Irán. Pero en los años 90, hubo una nueva tecnología llamada pozos horizontales. En Ghawar se pensó confiar en este tipo de pozos en vez de hacerlo en los pozos verticales. Los pozos horizontales son al mismo tiempo una bendición y una maldición. ¿Por qué?
Permítanme explicarles de forma aproximada cómo funciona esto. El petróleo se sitúa por debajo de una capa impermeable. Por encima queda el gas y por debajo el agua. Naturalmente, esta es una explicación muy esquemática. El pozo vertical llega al medio de la columna de petróleo y de ahí se obtiene el mismo, bien por la presión del agua que está debajo o bien por la presión del gas, desde arriba, en cuyo caso se dice que un yacimiento está propulsado por gas. La mayoría de los yacimientos iraníes están propulsados por gas. Ghawar está propulsado por agua. Es una cosa o la otra, aunque algunas veces, muy raramente, ambas.
El pozo horizontal es diferente. Éste baja primero y luego sigue de forma horizontal durante unos pocos kilómetros. El pozo horizontal es una bendición porque puedes llegar justo a la mitad de la estructura de petróleo y de este modo extraer el petróleo más fácilmente. Pero hay un peligro muy grande con los pozos horizontales, de los que nos dicen que en Ghawar hay, aproximadamente, 220. El gran peligro del pozo horizontal es que, cuando el agua alcanza el pozo, éste está muerto. Algún día en el futuro en Ghawar, el nivel del agua finalmente alcanzará el pozo horizontal.
Senador JOYCE- Pero ya hay señales de lo que ellos llaman “inercia del gas” e “inercia del agua” en algunos de los pozos, ¿no?
Dr. Samsam Bakhtiari- ¿Perdón?
Senador JOYCE- ¿No hay señales ya de que eso está pasando en algunos de sus emplazamientos?
Dr. Samsam Bakhtiari- Sí, está pasando pero no a gran escala. Cuando eso pase a gran escala, Ghawar colapsará y habrá un precipicio en su producción. Cuando haya un precipicio allí, todo el sistema de producción saudita se vendrá abajo. Si eso pasa, empezaremos a oír alarmas por todos lados, y el precio del petróleo se pondrá por las nubes.
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En un yacimiento de petróleo, el agua más densa se coloca debajo, luego está la capa de petróleo y por encima, la capa de gas.
Cuando se inyecta agua, al ser más densa, se va a la parte de abajo y "empuja" al petróleo hacia arriba. Al cabo de un tiempo, los niveles de agua van ascendiendo y la capa de "solo" petróleo se va haciendo más delgada. Naturalmente en los yacimientos supergigantes, este proceso es muy lento y dura décadas, pero tarde o temprano, el agua sube de nivel.
La perforación horizontal permite acceder a la parte superior de "solo" petróleo (siempre hay cantidades de agua, pero no tanta como en la parte inferior). Con una pequeña inversión, realizamos un pozo horizontal y accedemos a la parte que tiene más petróleo, manteniendo la producción total del yacimiento, a costa de reducir las reservas más rápidamente. Pero esto tiene consecuencias sobre la forma de la curva de producción. En tiempo de Hubbert, no existía la perforación horizontal, con lo que la curva de producción seguía la campana de Gauss. Pero con la perforación horizontal y el acceso a capas más altas de petróleo, la curva pasa a ser algo así.
La explicación es sencilla. Cuando la perforación horizontal se vuelve masiva, deja muy poco petróleo en la parte superior y cuando el agua llega al límite superior, la producción se vuelve agua y petróleo en lugar se solo petróleo, con lo que de repente, la producción cae en picado, porque de cada 10 barriles que extraemos, 9 pueden ser agua, por ejemplo. Como dice Bakhtiari, cuando el agua va ascendiendo, va matando sucesivamente todos los pozos horizontales y cada vez queda menos espacio para perforar nuevos pozos, con lo que hacia el final, la producción se hunde repentinamente.
En Ghawar, la perforación horizontal empezó en los años 90, pero en 2005, el petróleo convencional alcanzó el cenit y se generalizó el recurso a los pozos horizontales. Este sistema permite con una inversión relativamente pequeña, mantener la producción del yacimiento. Cuando en 2005 se generalizó, todavía quedaban cuarenta años de buenas reservas, por lo que no preocupó el agotamiento de los supergigantes.
Ahora, transcurridos casi 20 años, el agotamiento está muy avanzado.
La llegada del shale oil es lo que ha permitido superar la meseta mantenida con el procedimiento de los pozos horizontales, como muestra este repetido e interesante gráfico.
La línea roja es la producción convencional en una amplia y extendida meseta, que ya ha iniciado el descenso (transición T1 en la terminología Bakhtiari). Luego comienza un decline más rápido T2 (2025-2030) y cuando comienza el T3 (2030) todo se vendrá abajo.
Si combinamos el primer gráfico (con el pico en 2008 y una rápida caída) con este de 2023, y lo prolongamos al futuro, la curva esperada, para respetar el URR de 2.200 millones de barriles, debe ser algo así.
El pico se alcanza más tarde (2018) gracias al shale oil y la caída (cuando termine la larga meseta entre 2005 y 2025) es mucho más abrupta que en el gráfico inicial.
El decline del shale oil es mucho más rápido que los pozos convencionales y su declive se unirá al agotamiento masivo de los grandes supergigantes en la década de 2030, causando un desplome absoluto en la producción de petróleo, como se aprecia en el gráfico.
Una de las características que se ven cuando se realiza un análisis global es que todas las reservas conocidas de petróleo están ya desarrolladas. Con la fase final de los descubrimientos del presal brasileño y las aguas ultraprofundas de Guyana, apenas queda ningún gran yacimiento (solo Namibia) por desarrollar. En Oriente Medio, lo que se está haciendo en los proyectos hasta 2027-2028 es ampliar la producción de los grandes campos más jóvenes, hasta el límite máximo, para no estropear los reservorios. En adelante, no queda absolutamente nada por desarrollar, ni ampliar, por lo que el decline habitual no podrá ser compensado por ningún nuevo yacimiento, y por eso, la velocidad de caída, se acelerará con mucha rapidez. Si a eso le sumamos, el progresivo agotamiento de los supergigantes (no lo harán todos a la vez por supuesto), tenemos definida una década (2030-2040) de hundimiento de la producción.
Los nuevos campos descubiertos desde los años 80 son más pequeños y declinan con mucha rapidez (no pueden sustituir a los viejos campos supergigantes), como se sabe desde hace tiempo.
El Informe Mundial del Petróleo de 2008 de la AIE se concentró en definir las tasas de declive futuras. Publicaron una tasa de disminución promedio ponderada por la producción en todo el mundo del 6,7%en 2007 . Se prevé que esta cifra aumentará al 8,6% para 2030 a medida que más y más campos gigantes antiguos superen su meseta y comiencen a declinar, y la larga cola de la producción global se desplace hacia campos petroleros más pequeños y que se agotan rápidamente. A partir del Informe Mundial del Petróleo de 2010 de la AIE (el último disponible gratuitamente), la AIE mantuvo estas predicciones.
Estamos a punto de iniciar una época muy negra. No se pueden hacer análisis de un futuro sin casi petróleo, manteniendo una óptica de abundancia como en la actualidad. No nos podemos hacer una idea de lo que significa un descenso Séneca, para el mantenimiento del estado del bienestar. La dependencia del petróleo tantas veces minusvalorada, será evidente entonces y las consecuencias en forma de lucha por los recursos, dan una idea de lo que puede significar para el futuro de la humanidad.
Pronto vamos a comprobar si la transición energética es viable sin el apoyo de los combustibles fósiles. Espero de corazón estar equivocado y que podamos avanzar sin mayores problemas, aunque he de reconocer que no lo veo nada claro.
Por otro lado, si las reservas totales de petróleo son 2,600 billones en lugar de 2,3 billones, solo supone alargar la curva en 10 años , con el consumo actual y no cambia apenas nada, la forma final de los gráficos, aunque nos da algo más de tiempo, para desarrollar la transición. Dependiendo del tiempo que se pueda ganar, llegaremos a una sustitución más o menos alta.
Mis perspectivas son que la transición alcance un 20-30% de los niveles actuales. Veremos.
Al igual que el cobre, la plata tiene cada vez más demanda para sistemas de energía renovable y vehículos eléctricos. Como metal más conductor de electricidad, la plata permite una transmisión eficiente de electricidad en estas aplicaciones.
La demanda mundial de plata ha aumentado un 38% desde 2020 a medida que el mundo continúa recuperándose de los impactos económicos del COVID-19. Este dramático aumento se produce en medio de una oferta minera relativamente estancada, lo que lleva al mercado de la plata a un déficit significativo.
En 2022, el déficit mundial de plata alcanzó los 237,7 millones de onzas, posiblemente el mayor registrado. Fueron necesarios sólo dos años de escasez de oferta para borrar los excedentes de la década anterior. Parece que los déficits continuarán, presagiando un nuevo paradigma de déficits persistentes.
La demanda solar se dispara
Un impulsor clave de la demanda de plata es la energía solar fotovoltaica. Como metal conductor, la plata es muy adecuada para paneles solares, ya que permite una conversión eficiente de la luz solar en electricidad.
El año pasado, la demanda de plata procedente de la energía solar fotovoltaica aumentó un 15% hasta los 140 millones de onzas. Se prevé que aumente otro 28% en 2023, hasta alrededor de 161 millones de onzas. El panorama de la demanda a largo plazo es aún más dramático. Según las proyecciones de un crecimiento masivo de la capacidad solar para cumplir los objetivos de energía renovable, la demanda anual de plata de este segmento podría llegar a 500 millones de onzas para 2050. Con una demanda total anual de plata de alrededor de 1.200 millones de onzas actualmente, la energía solar por sí sola podría representar casi la mitad del total. demanda para mediados de siglo.
El avance de la tecnología de paneles solares que utiliza más plata por vatio sólo amplía este crecimiento de la demanda. La escasez de suministro de metal parece casi inevitable dado su importante papel en la industria solar en expansión exponencial.
Los vehículos eléctricos aceleran la demanda de plata
Aunque no se utiliza en baterías, la plata tiene una demanda cada vez mayor para los vehículos eléctricos. La incomparable conductividad y eficiencia de la plata para la transmisión eléctrica la hacen fundamental para los complejos circuitos de los vehículos eléctricos.
Los vehículos eléctricos de batería pueden contener hasta el doble de plata que los vehículos con motor de combustión interna. Los vehículos eléctricos autónomos exigen aún más dinero debido a su complejidad. El Instituto de la Plata pronostica que la demanda de la industria automotriz aumentará de alrededor de 90 millones de onzas actuales a casi 200 millones de onzas para 2030. Eso representaría más del 15% de la demanda total de plata.
La infraestructura de carga para vehículos eléctricos es otra área que aumentará significativamente las necesidades de plata en los próximos años. Con un crecimiento medido en millones de estaciones en todo el mundo, la plata será esencial para transmitir y distribuir sus cargas eléctricas de manera eficiente.
Las múltiples aplicaciones industriales de la plata
Más allá de los paneles solares y los vehículos eléctricos, las propiedades únicas de la plata hacen que tenga una demanda cada vez mayor en una variedad de aplicaciones industriales.
La tecnología de comunicaciones 5G duplicará la demanda de plata de alrededor de 8 millones de onzas actuales a 16 millones de onzas para 2025. Los continuos desarrollos de 5G podrían elevar esta cifra a más de 20 millones de onzas antes de 2030. También se pronostica que el uso de plata en aplicaciones de soldadura fuerte y fuerte aumentará un 20% en la próxima década, de 50 millones de onzas a casi 60 millones de onzas por año. La electrónica impresa y flexible, un componente clave de los sensores, los dispositivos móviles y la tecnología de consumo, es otro segmento que aumentará su demanda de plata en más del 50% en la década de 2020.
Saludos.
PD. Se han quedado cortos en unos 100 millones de onzas en la demanda industrial para 2023.
en respuesta a
Quark1
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#18
26/03/24 18:11
El caso de la plata la verdad es que me hace pensar. Tengo unas oncillas, por entretenimiento, colección, y como seguro "por si acaso hay que comprar patatas con ellas en el mad max". Si subieran a 500 €/onza (descontando inflación) pues hombre, sí me hacía un apaño, pero ya que llegue a 50, o puestos, que pase de 30 claramente... Como metal industrial más que monetario, en la actualidad... su estancamiento de precio, ¿no puede ser indicativo, más que de manipulación, que la industria no tiene grandes perspectivas futuras?
Sigue quedando mucho petróleo, en cambio queda poca plata. Pero el mercado está lleno de manipuladores y el caso de la plata se lleva la palma. Cuatro años de enormes déficits y el precio sigue sin subir. Increíble. Y eso que varios bankers, incluyendo JP Morgan han sido sancionados judicialmente por manipulación evidente de los mercados de metales preciosos.
En tu comentario incluías un informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), donde decía literalmente que sobraba petróleo por todos lados y que los inventarios en 2024 se iban a reponer hasta arriba (están muy tocados).
En mi respuesta, te adjunto otro informe de la misma AIE, donde reconoce que va a faltar petróleo también en 2024 y los inventarios van a seguir cayendo, solo un mes y pico después del primer informe, sin que haya sucedido nada relevante.
Es increíble este giro, sobre todo porque la Opep desde el principio ha dicho lo mismo.
Los tahúres hacían menos trampas. La idea era bajar los precios del petróleo (para reducir la inflación) que estaban lanzados en Octubre de 2023 y una vez conseguido, pelillos a la mar.
Mira la bajada de octubre 2023 a Diciembre de 2023, debido a las "declaraciones" de exceso de petróleo.
Hoy me tienes que perdonar. La bolsa en máximos. La plata en mínimos. Y en la gasolinera no se acaba. Espero que esté todo bien, dentro de lo que cabe. Un abrazo.
“En 2025 y más allá el mundo se quedará sin petróleo”.
Según el ejecutivo, el mercado petrolero pasará de un exceso de oferta en el corto plazo a un largo período de escasez de oferta.
Los ejecutivos de la industria petrolera han estado advirtiendo que se necesitarán nuevos recursos, nuevas inversiones y nuevos suministros sólo para mantener los niveles actuales de suministro a medida que maduren los yacimientos más antiguos.
Una de las advertencias más persistentes proviene desde hace años de Arabia Saudita, el mayor exportador de petróleo crudo del mundo, y su gigante petrolero estatal Aramco.
El Reino y Aramco han dicho repetidamente que el foco del sector energético y los debates sobre la transición energética deberían centrarse en cómo reducir las emisiones , no en reducir la producción de petróleo y gas.
En su intervención en el Foro de Inteligencia Energética de octubre, el director ejecutivo de Aramco, Amin Nasser, dijo que el gigante petrolero saudita está trabajando en energías renovables, combustibles electrónicos, hidrógeno y captura y almacenamiento de carbono (CAC). Pero el mundo necesitará petróleo y gas durante décadas y las energías renovables no cubrirán esta necesidad durante décadas, añadió.
La demanda adicional de petróleo y gas durante la próxima década requiere nuevas inversiones en upstream para compensar las tasas de caída anual del 5-7%, señaló Nasser.
Bueno, primero el gráfico no es exacto, sino una representación de como se modifica una campana de Gauss cuando se incide en la perforación para mantener la producción a costa de agotar más rápido el yacimiento.
Luego, espero que en 2030 solo caiga el shale oil y algunos yacimientos demasiado agotados, por lo que la producción de petróleo (ahora está en torno a 80-82 millones) puede caer hasta 73-75 millones b/d.
Con este nivel de producción en 2030, espero restricciones y racionamientos severos, pero no muy dañinos para las actividades esenciales.
En 2040, la vida será completamente distinta. Y la cantidad de petróleo disponible si estará en torno a 40 millones de b/d. Al final un gráfico ilustrativo, se acerca bastante a la hoja de ruta.
Espero que el consumo caiga más por la crisis económica en esa década que por cualquier otra razón.
Lo que me preocupa son las retroalimentaciones. Pueden darse siete tipo de crisis en el periodo en curso, crisis energética, crisis fiduciaria, crisis geopolítica, crisis de guerra, crisis alimenticia, crash bursátil, crisis de recursos. Cualquiera de ellas, arrastra al resto y reinicia las sucesivas crisis como si fuera un dominó.
Saludos.
#1
16/01/24 16:49
Hoy comento por aquí en vez de en el blog, porque quiero añadir una imagen. He modificado la imagen de producción "si no se hubiera hecho nada" respecto de "lo que pasa con tecnología e impresora", buscando las producciones en 2030 y 2040, que salen 65 y 45 mbd.
Teniendo en cuenta que en los confinamientos, la producción de crudo + condensados bajó hasta 70 (bien es cierto que sobraba petróleo por lo que podemos estimar que el consumo real estaba un poco más abajo), ¿podemos concluir que nuestra vida en 2030 será cómo en los confinamientos? Y ojo, que si no se hubiera hecho fracking ni alta tecnología, ya estaríamos en esos 65-70 mbd.
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