Hace dos años publiqué un post titulado "El ocaso del petróleo" que causó una duradera sensación en el mundillo peakoiler. En él analizaba los datos que ofrecía en su informe anual (WEO 2012) la Agencia Internacional de la Energía (AIE) sobre la evolución previsible de la producción de petróleo durante los próximos años, fijándome en lo que esas previsiones implicaban desde el punto de vista no ya del volumen de hidrocarburos líquidos (lo que ventajistamente la AIE denomina "todos los líquidos del petróleo") producidos, sino desde el de la energía bruta y, más importante, la energía neta que aportan. El panorama no podía ser más descorazonador. En 2013 intenté repetir el ejercicio, pero ninguna gráfica o tabla ofrecía el desglose de los diversos tipos de petróleo, y por ese motivo era imposible reproducir mi análisis, porque justamente se basaba en el diferente contenido energético de los diferentes hidrocarburos líquidos (y es que los escenarios de la AIE no ofrecen un cuadro realista de lo que está pasando con el petróleo, ya que siempre presentan esas gráficas donde se suma el volumen de todo, en las que están asimilando cosas que en realidad son tan diferentes como el petróleo crudo y el biodiésel de soja).

Que en el WEO 2013 no me dieran los datos necesarios para repetir el análisis me pareció comprensible, ya que sin escarbar en los datos los mensajes que transmitía el WEO 2013 ya eran bastante inquietantes, y sólo les faltaba que viniera gente como yo a empeorar lo que ya de por sí parecía bastante malo. Por eso mismo, pensé que la AIE no volvería a darme nunca la oportunidad de repetir los análisis del año 2012. Sin embargo, y a pesar de lo contundente del informe de este año (el WEO 2014 apunta a que carbón y uranio también estarían llegando a su máximo productivo) este año la AIE sí que me permite hacer mi trabajo, al ofrecer la Tabla 3.6 (imagen con la que abro este post), enterrada, eso sí, en medio de sus casi 750 páginas. La tabla en cuestión nos ofrece lo que necesitamos, un desglose de producción por tipos de hidrocarburo líquido y año. El post de hoy está dedicado a repetir el análisis de 2012 pero con los datos de 2014, y mostrar la comparación con los resultados que obtenía en 2012.

Antes de comenzar, conviene destacar un par de interesante diferencias entre los datos de 2012 y 2014 (aparte del hecho de que en 2014 la AIE nos ofrece los datos numéricos tabulados, lo que me facilita la elaboración de las gráficas, aunque eso haga también que esos dates pasen más desapercibidos para el lector medio del WEO que una buena gráfica).

La primera diferencia es que este año la AIE prescinde de la bastante espuria y risible categoría de "Ganancias de proceso". Como comentamos en el análisis de 2012, ese rúbrica corresponde a los incrementos EN VOLUMEN que tienen lugar en la refinería cuando se procesa el petróleo crudo, sin que tales ganancias en volumen representen un incremento de la energía que poseía el petróleo antes de entrar en ella (ciertamente, los productos refinados pueden tener más energía que el petróleo que entra en la refinería porque en la refinería también entra gas natural, que se necesita para el proceso; la suma de energías del petróleo y el gas natural empleados es obviamente superior a la de los productos refinados de salida, ya que necesariamente hay cierta pérdidas en el procesado). Dado que el truco contable era bastante chusco, se ve que han decidido dejar de usarlo.

La segunda diferencia es que la AIE incorpora una categoría nueva de petróleo crudo, que denominan "Petróleo obtenido con recuperación mejorada". La recuperación mejorada (enhanced oil recovery, EOR, que engloba todas las técnicas que se usan para extender la vida de campos ya en explotación) hace décadas que se usa y parece por tanto tonto crear una nueva categoría para eso, como dando a entender que se puede anticipar un despliegue de nuevas técnicas que tendrán un peso determinante en el futuro. En realidad esta categoría, que corresponde a la producción de campos actualmente en explotación más lo que se pueda aplicar en campos que entrarán en producción durante los años venideros, es una manera de introducir disimuladamente un factor que sirva para compensar el declive de los campos actualmente explotados (que, según reconoce la AIE, decaen ya al ritmo del 6% anual). Dado que la EOR se usa mayoritariamente en campos ya viejos, y para poder comparar con mi análisis de 2012, acumulo todos esos valores en la columna de los "Campos actualmente en explotación". En realidad, parte del EOR se debería aplicar también a los campos por desarrollar e incluso en los campos todavía por descubrir; en todo caso, como doy todos los datos y factores, cualquiera puede repetir mi análisis con la combinación que le parezca más adecuada.

Un inconveniente para comparar mis resultados de 2012 y 2014 es que las gráficas no están definidas sobre los mismos años. En particular, en el informe de 2014 se hace un sorprendente salto de 1990 a 2013, cuando en el de 2012 se ofrecían datos para 2000, 2005 y 2011 (mucho más lógico, ya que los siguientes puntos de la gráfica se ofrecen para cada lustro). Esto no es un problema demasiado grave, ya que los datos para fechas ya pasadas pueden ser más o menos precisos pero ya no son proyecciones y por tanto no son especulativos. Así pues, lo que he hecho es tomar los valores para 2000, 2005 y 2011 que había obtenido en mi post de 2012 y los he añadido a los que deduzco de la tabla 3.6 del WEO 2014. Con estas dos modificaciones (incorporación del EOR a la producción de campos ya existentes e inserción de los años 2000, 2005 y 2011 de los datos del WEO 2012) obtengo la siguiente tabla:
 

                     Existing   TBD   TBF   NGL   Other   LTO
1990         59.6         0         0       5.6        0.4       0  
2000         65.9         0         0       7.9        1.1       0 
2005         70.0         0         0       9.7        2.3       0  
2011         68.2         0         0     12.0        3.0     1.2
2013         68.7         0         0     12.5        3.0     2.9  
2015         66.2       3.8       0.1   13.1        3.8     3.6  
2020         54.4     13.2       0.5   14.6        5.3     5.5 
2025         45.4     17.4       5.5   15.4        6.4     6.2   
2030         38.7     18.7     10.3   16.4        7.7     6.6  
2035         33.9     19.3     13.8   17.2        9.2     6.4  
2040         28.7     21.3     16.4   18.2       10.8    5.4 

Al fusionar los datos de las dos tablas resulta bastante evidente el por qué del sorprendente salto de fechas, de 1990 a 2013, que hace la tabla del WEO 2014, y es que si se incluye el año 2005 resulta demasiado evidente que la producción de petróleo crudo no está estancada (como se decía en 2010) sino en ligero declive; también, que la producción hace una extraña remontada en 2015, como se verá más evidente en cuanto dibujemos las gráficas. Cabe destacar, también, que las gráficas que vienen del WEO 2014 están definidas hasta el año 2040, en tanto que las del WEO 2012 sólo llegan hasta el año 2035.

Como en 2012, recordemos las diferentes categorías y los colores para referirlos. En cada gráfica, la franja de color negro de la parte más inferior representa la producción de los campos de petróleo crudo actualmente (2013) en producción (Existing). La franja de color azul celeste representa la producción de los campos de petróleo crudo que ya se conocen (TBD) pero que no se están explotando por falta de demanda o exceso de coste productivo. La franja de color azul oscuro representa la producción de petróleo crudo que tendrá que venir de los campos aún por descubrir (TBF). Todas las otras franjas representan petróleos no convencionales, sucedáneos imperfectos del petróleo. La franja de color morado representa la producción de los líquidos del gas natural (NGL); la de color amarillo viene de la producción de todos los demás petróleos no convencionales excepto el ligero de roca compacta (other); la franja roja es la del ligero de roca compacta (LTO).

Veamos primero cómo queda la gráfica del volumen total de hidrocarburos líquidos.

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en volumen, de acuerdo con el WEO 2014

la cual debe ser comparada con la que teníamos en el WEO 2012; la estrecha franja verde superior corresponde a las ganancias de proceso en refinería; recuerden que el WEO 2014 llega hasta 2040, en tanto que el WEO 2012 sólo lo hace hasta 2035 (y por tanto la comparativa de ambos escenarios sólo se debe hacer hasta 2035).

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en volumen, de acuerdo con el WEO 2012

Varias cosas llaman la atención al comparar ambas gráficas. Por ejemplo, es muy curioso que la suma de todas las contribuciones toma prácticamente los mismos valores que en 2012, llegando al extremo de que para 2035 se llega prácticamente a ese valor mítico de 100 millones de barriles diarios (Mb/d) que ya se proponía en 2012. Y es bastante llamativa, esta correspondencia, si tiene en cuenta que en 2012 se contaba con esa fuente espuria de hidrocarburos líquidos correspondiente a las ganancias de proceso, y que el resto de franjas no se comportan de la misma manera en 2014 que como lo hacían en 2012. Parecería que en la AIE primero deciden cuál debe ser la producción total de hidrocarburos líquidos por año y después miren cómo se pueden producir; lo cual es bastante absurdo dado que no son perfectamente sustituibles entre sí, pero sobre todo porque la producción será la que pueda ser, y no la que deseemos que sea.

Se observan cambios sensibles en la evolución de todas las categorías de hidrocarburos líquidos excepto los líquidos del gas natural y los otros no convencionales. La curva que se refiere a los petróleos de campos actualmente en explotación (franja negra) deja de tener la forma convexa de 2012 (que era físicamente absurda) y pasa a tener una forma cóncava, mucho más razonable, aunque el decaimiento anual sigue siendo demasiado suave para ser razonable (un promedio del 3,2% anual, semejante al 3,3% que usó la AIE en el 2012 pero aún muy lejos del ritmo de decaimiento real observado, que la propia AIE reconocía en el WEO 2013 que ya estaba en el 6% anual). Debido a esta diferencia de concavidad-convexidad, el resto de hidrocarburos líquidos tienen cubrir un agujero mucho mayor, y la AIE consigue cuadrar este círculo sobre todo gracias al fuerte crecimiento de los campos aún por desarrollar, y en menor medida de los campos aún por descubrir y el LTO. El comportamiento de la producción de LTO también es bastante curioso: la producción llega a ser considerablemente superior a lo que se preveía en 2012 pero con una más acusada tendencia a decrecer hacia el final del período: la AIE reconoce que el peak LTO tendrá lugar hacia 2030. Para facilitar la comparativa numérica, he calcula las diferencias por tipo entre los datos del WEO 2012 (el año 2013 interpolado linealmente) y del WEO 2014, que muestro en la siguiente tabla (WEO 2014 -  WEO 2012):

        Existing  TBD    TBF    NGL     LTO    Other    Total
2000      0          0          0         0           0           0           0
2005      0          0          0         0           0           0           0
2011      0          0          0         0           0           0           0
2013    2.65   -2.05      0.1      -0.7       1.05    -0.4        0.65
2015    2.10   -0.30      0.1      -1.3       1.1      -0.4       1.30
2020   -1.90    4.20     -0.7      -1.0       2.4      -0.6       2.40
2025   -2.60    4.30      0.7      -0.8       2.1      -0.7       3.00
2030     2.00   -1.0       1.4      -0.4       2.9      -1.1       3.80
2035     8.00   -7.0       0.7      -0.7       2.7      -0.9       2.80

Como se observa en la tabla con más claridad, para los líquidos del gas natural (NGL) y para el resto de petróleos no convencionales las diferencias entre la evolución que se preveía en 2012 y la que se prevé este año no son demasiado importantes, aunque son consistentemente ligeramente menores en 2014 que en 2012 (seguramente porque con el resto de hidrocarburos líquidos ya están consiguiendo la ansiada marca de aproximadamente 100 Mb/d). Con respecto al LTO del fracking, la AIE considera que la burbuja se va a continuar inflando, a pesar de que la actual bajada de precios del petróleo ya hace anticipar un descenso de la producción de LTO, amén de quiebras en muchas de las empresas pequeñas del sector y fusiones entre las medias; será interesante comparar la evolución real del petróleo de fracking con el real dentro de un año. Por último, resulta curioso el anómalo comportamiento de la fracción de petróleo convencional proveniente de campos aún por desarrollar, que según la AIE experimentará una fuerte subida durante los próximos años para caer, inexplicablemente, con mucha fuerza hacia el final del período y donde también extrañamente es el petróleo de los campos actualmente en producción coge el relevo, compensando toda la caída de los campos aún por desarrollar. Es posible que una parte de este anómalo comportamiento se deba a que en este análisis hemos atribuido todo el EOR a los campos actualmente en producción, pero fíjense que la diferencia para el año 2035 entre el WEO 2014 y el WEO 2012 son aproximadamente el doble que todo el EOR en ese año. Parece más bien que ese extraño comportamiento es fruto de una fuerte cocina numérica en la que las cifras se han hecho cuadrar a un objetivo fijado a priori.

Veamos ahora cómo se comporta la energía bruta proveniente de todos los líquidos del petróleo según el WEO 2014. Al igual que hice con el WEO 2012, he asumido que el contenido energético medio por volumen de los petróleos no convencionales es sólo el 70% del del crudo convencional. El resultado es la siguiente gráfica:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía total, de acuerdo con el WEO 2014

Nuevamente, si la AIE hiciera honor a su nombre y diera las gráficas en términos de energía producida y no de volumen de cosas diversas, no todas equivalente ni mucho menos, se vería que según su propio escenario de referencia la energía total o bruta del petróleo crecería muy ligeramente durante las próximas décadas. El escenario del WEO de este año es ligeramente mejor de lo que se preveía en 2012, el cual se muestra en la siguiente gráfica.

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía total, de acuerdo con el WEO 2012

Pero, como ya discutimos en 2012, lo que le importa a la sociedad no es la cantidad total de energía del petróleo que se produce, sino cuánta de esta energía realmente llega a los consumidores finales, es decir, la energía neta, la energía que queda tras descontar los costes energéticos de producir estos hidrocarburos, pues los costes energéticos de producción no son los mismos en un pozo de Arabia Saudita que en una explotación de arenas bituminosas del Canadá o en una factoría de biocombustibles. Trazar toda la ruta de la energía desde el pozo o la explotación concreta hasta el surtidor es complicadísimo, pero podemos hacernos una idea de cómo está evolucionando la energía usando unas Tasas de Retorno Energético (TRE) aproximadas, estimadas a partir de los valores ofrecidos por diversos autores. Aunque a mi me parecen bastante conservadores, los valores de TRE para los diversos tipos de hidrocarburo líquidos que yo usaré son discutibles y habrá quien prefiera usar otros factores que crea más acertados; por eso al principio del post he dado las tablas numéricas, para quien así lo desea pueda producir los resultados a su gusto. Las TREs que yo considero son las siguientes:

    Petróleo crudo convencional actualmente en producción: 20
    Petróleo crudo convencional en campos aún por desarrollar: 5
    Petróleo crudo convencional en campos aún por descubrir: 3
    Líquidos del gas natural: 5
    LTO y otros no convencionales: 2

Estos valores son los mismos que usé en 2012. De acuerdo con estos valores, y sabiendo que la energía neta N se relaciona con la energía bruta B como N=(1-1/TRE) B, obtengo la siguiente gráfica para la evolución de la energía neta de acuerdo con los datos del WEO 2014:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta, de acuerdo con el WEO 2014

Se observa que, de acuerdo con el escenario de referencia del WEO 2014, la energía neta del todos los líquidos del petróleo entraría en un lento declive a partir del año 2015, exactamente igual que pasaba con los datos del WEO 2012, aunque entonces el declive era un poco más pronunciado que lo que se anticipa este año.

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta, de acuerdo con el WEO 2012

El resultado más impactante de mi análisis de 2012 fue el que obtuve cuando revisé algunas de las hipótesis más optimistas y/o injustificadas del WEO y volví a calcular cómo quedaría la energía neta tras esa revisión. En realidad la revisión que hago es bastante conservadora, pues se basa en principios bien conocidos y comúnmente aceptados solamente, con lo que en realidad lo que resulta viene tan sólo quitar la primera capa de maquillaje a los datos. Las revisiones que hago son las siguientes:

    No existe ninguna justificación teórica para suponer que la producción proveniente de los campos actualmente en producción decaerá a un ritmo del 3,2% anual. En el WEO 2013 la AIE reconocía que la tasa media de caída es del 6% anual y con tendencia a empeorar con el tiempo, puesto que cada vez hay más explotaciones en alta mar, que tienen ritmos de decaimiento productivo más acusados. Así pues, corrijo los datos de los campos actualmente en producción e impongo una caída del 6% anual (en el WEO 2012 se usaba una del 5% anual).
    La mitad de los campos todavía por desarrollar son, por diversas razones técnicas y económicas, imposibles de desarrollar. Es cierto que las mejoras técnicas podrían hacer viables más campos de esta categoría, pero también es cierto que la actual caída de precios hace más bien anticipar lo contrario (en el WEO 2012 se tomaba el mismo factor).
    La categoría de campos aún por descubrir está tremendamente inflada desde 2010; se está asumiendo un ritmo de descubrimientos de nuevos yacimientos que es aproximadamente cuatro veces el observado durante las últimas décadas. Así pues, divido esta categoría por 4 (igual en el WEO 2012).
    Sólo un tercio de los líquidos del gas natural pueden sustituir parcialmente al petróleo en las refinerías y por tanto sólo tiene sentido incluir en estas gráficas un tercio de esta categoría.
    En cuanto al LTO, las previsiones de reservas y producción están groserísimamente infladas, seguramente con la intención de mantener la burbuja financiera asociada por tanto tiempo como sea posible. En 2012 consideré que era mucho más realista considerar que la producción de petróleo de fracking sería la mitad de la que entonces estimaba la AIE y ahora, que de manera infundada la AIE ha inflado aún más la previsión, cabe suponer que la producción real acabará siendo incluso una fracción menor. Sin embargo, mantengo el recorte porcentual de 2012, y considero que el LTO será sólo la mitad de lo que la AIE está diciendo en 2014.
    Sin un criterio claro para los otros petróleos no convencionales, los dejo tal cual.

Tras aplicar las correcciones antedichas, el gráfico de la evolución de la energía neta de los hidrocarburos líquidos quedaría como sigue:

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta en un escenario más realista, de acuerdo con el WEO 2014

Lo más curioso de la estimación de la evolución de la energía neta de todos los líquidos del petróleo en este escenario más realista es que es peor con los datos del WEO 2014 que con los datos del WEO 2012 (la siguiente gráfica):

Evolución de la producción de hidrocarburos líquidos en energía neta en un escenario más realista, de acuerdo con el WEO 2012

La siguiente tabla resume las diferencias entre ambos escenarios para la energía neta realista (datos sin revisar):

        Existing  TBD    TBF     NGL      LTO      Other      Total
2000      0          0         0          0            0           0           0
2005      0          0         0          0            0           0           0
2011      0          0         0          0            0           0           0
2013    7.15   -0.82    0.016   -0.131    0.181   -0.180      6.216
2015    5.2    -0.12     0.016   -0.243    0.192   -0.140      5.130
2020    1.7     1.68    -0.116   -0.186    0.420   -0.210      3.288
2025   -0.5     1.72     0.116   -0.149    0.367   -0.245      1.309
2030   -1.7    -0.40     0.258   -0.074    0.507   -0.385    -1.793
2035   -2.3    -2.80     0.116   -0.131    0.472   -0.315     -4.957

Dos son las razones por la que el escenario de 2014 es sensiblemente peor al escenario de 2012, a pesar de que en las gráficas anteriores el de 2014 parecía ligeramente mejor al de 2012. La primera es que en 2012 asumíamos una tasa de declive anual para los campos actualmente en producción del 5%; sin embargo, ahora sabemos que esta tasa es del 6% y con tendencia a seguir empeorando con el tiempo (las grandes compañías multinacionales reportan una tasa de declive medio del 8% anual para sus campos maduros). La otra razón es que en el WEO 2014 se le asigna una evolución muy extraña al petróleo de los campos aún por desarrollar, que explota con toda su intensidad hacia el final del período. Seguramente una repartición más uniforme del EOR entre campos existentes y desarrollar limaría un poco estos resultados, pero del desajuste es más importante y evidencia cómo rechina el maquillaje de la AIE.

Conclusión
El informe anual de 2014 de la Agencia Internacional de la Energía no sólo contenía pésimas noticias sobre el futuro del carbón y el uranio, sino que sus previsiones en lo que respecta a la producción de todos los líquidos del petróleo son bastante malas tan pronto como uno analiza el contenido energético que realmente está llegando a nuestros surtidores, a nuestros camiones, a nuestros tractores, a nuestras máquinas. La AIE juega con las diversas categorías de hidrocarburos líquidos para intentar que los volúmenes previstos hacia 2035-2040 lleguen a esos deseados 100 Mb/d desde el año 2010; lo chocante es que cada año cambia el peso relativo de cada componente (en 2012 incluyendo algo tan espurio como la expansión del volumen que ocupan los hidrocarburos tras pasar por la refinería) y con cada vez más dificultades para que las cifras cuadren, lo que le lleva a manipulaciones que no resisten el más mínimo escrutinio, particularmente por lo que se refiere al petróleo crudo convencional, que sigue siendo la base de la producción futura. Las desviaciones más llamativas observadas en lo que respecta a la producción de petróleo crudo convencional incluyen dar tasas de declive anual para los campos actuales mucho más bajas que las que la propia AIE reconoce, asumir un ritmo de desarrollo de nuevos campos incompatible con sus posibilidades técnicas y económicas, y dar por hecho que se descubrirán cuatro veces más yacimientos por año que lo que viene pasando durante las últimas tres décadas. Cuando se corrigen las desviaciones más obvias, el escenario que nos ofrece la AIE muestra un rápido declive de la energía neta que nos aporta el petróleo que ya empezó en 2010 y que sólo puede agravarse durante los próximos años.

Dada la espiral de destrucción de demanda- destrucción de oferta en la que aparentemente hemos entrado, las enormes dificultades financieras de las compañías del sector y sus pocos disimulados planes de desinversión para recuperar rentabilidad, el curso más probable que seguiremos durante los próximos meses será bastante peor que el que prevé la AIE. Y dado que éste en realidad no es bueno, lo más seguro es que estemos entrando en una fase de rápido descenso con derivadas económicas de los más preocupantes. Pero esto será materia de un próximo post.