Estamos entrando en una etapa de superávit en lo que al petróleo se refiere. Con la cuenca pérmica de EEUU rindiendo a pleno pulmón, nuevos actores como Brasil, Canadá o Guyana sumándose a la ‘fiesta’ y una demanda castigada por la ralentización económica, parece que van a sobrar barriles y que ni siquiera la OPEP con sus agresivos recortes puede hacer nada para evitarlo.

Sin embargo, una amenaza está haciendo que cada vez más expertos e instituciones hablen de que esta nueva era pueda durar solo este 2024 y ser el prólogo de un ‘shock’ histórico: la falta de inversión.

El último en sumarse a esta advertencia fue la CEO de Occidental, Vicki Hollub, que avisaba que 2025 sería el año clave debido a que, sostenidamente desde 2014, las inversiones en nuevas exploraciones se han desplomado y, en consecuencia, los viejos pozos que se irán cerrando sin encontrar un reemplazo.

«La oferta se va a desmoronar a partir de entonces, el 97% del crudo que se produce se descubrió en el siglo XX». Sin embargo, esta ha sido solo la última de una serie de alertas de que la industria petrolera global se está durmiendo en los laureles y el mundo solo puede encomendarse a que se mantenga una demanda más baja de forma sostenida.

¿Se agota el petróleo?

Lo cierto es que el petróleo no se está agotando, pero sí es cierto que las grandes fuentes de producción de hoy fueron descubiertas casi todas en el siglo XX. Los campos de petróleo y los pozos tienen un proceso de ‘maduración’ y agotamiento: a medida que se explotan resulta más complejo extraer crudo rentable de los mismos. De modo que si no se explora y perfora más, resultará complejo aumentar la producción de crudo o incluso mantenerla en el peor de los casos.

Lo que está sucediendo en Alaska puede ser el heraldo de lo que ocurra en la industria petrolera global. Esta región fue el mayor productor de crudo en todo EEUU durante años, con un bombeo que superaba los 2 millones de barriles diarios. Sin embargo, en la actualidad a duras penas produce 400.000 barriles por día. Los expertos del Departamento de Energía de EEUU aseguran que esto se debe al agotamiento de los campos petrolíferos del Estado. Primero se exprimen las reservas que son técnicamente más sencillas de extraer. A medida que este petróleo se va agotando, la producción comienza a declinar.

La producción de petróleo en Alaska es casi un 85% menor que la producción máxima alcanzada en 1988. «La producción disminuyó en 28 de los 32 años transcurridos desde el pico de producción de petróleo de Alaska a medida que los campos petroleros han ido madurando», aseguran desde el Departamento de Energía de EEUU.

Otro ejemplo de este tipo es lo sucedido en Samotlor. Esta región en Siberia era la principal fuente de suministro de toda la Unión Soviética y el campo más grande de todo el país. Tras ser descubierto en 1965, su apogeo llegó en los ochenta, cuando bombeaba hasta 3 millones de barriles por día.

Desde entonces esta región ha vivido un descenso imparable hasta los 300.000 barriles diarios a comienzos del milenio. Actualmente, sigue en funcionamiento pero se considera prácticamente agotado. Para suplir esta caída Rusia ha necesitado buscar otros yacimientos que sirvan de contrapeso a través de grandes inversiones.

La ‘maduración’ de los pozos de petróleo es uno de los grandes retos a los que se enfrenta la industria en los próximos años. Un campo petrolero puede considerarse maduro cuando su tasa de producción ha disminuido significativamente y/o cuando está cerca de alcanzar su límite económico. También se puede considerar que un campo está maduro cuando lleva muchos años en producción y ha agotado su recuperación primaria y secundaria.

«Una pajita más ancha para un batido más estrecho»

La industria petrolera ha visto aumentar significativamente los costes de perforación en los últimos cuatro años, y la mayoría de los beneficios en la producción de pozos petroleros son ilusorios; La recuperación de crudo total estimada de todos los pozos está cayendo, mientras que la perforación lateral permite una mayor producción de pozos ya perforados, lo que está agotando los campos de crudo más rápido. Piense en una pajita más ancha para un batido de tamaño cada vez más pequeño», explican los analistas de Rabobank.

En consecuencia, las instalaciones y la tecnología de los campos maduros podrían quedar obsoletas. La ventaja de estos campos maduros es que son más predecibles (menos riesgo y menos incertidumbre). «Los campos maduros también se consideran atractivos en tiempos de incertidumbre, dados los beneficios de unos flujos de caja regulares y fiables. Los campos maduros representan más del 70% de la producción mundial de petróleo».

La Organización de Países Exportadores de Petróleo ha lanzado un mensaje contundente al mercado: si no hay inversión masiva en exploración y nueva extracción de petróleo, el crudo escaseará en los próximos años. De modo que la industria se encuentra en un momento crítico. Por un lado, los límites regulatorios y las proclamas que hablan de la inminente caída de la demanda de petróleo están llevando a que las petroleras empiecen a dedicar parte de su beneficio a otras fuentes de generación de energía (renovables). Por otro, la creciente dificultad para encontrar petróleo rentable en tierra firme. Esto está llevando a que una parte de las inversiones se desvíen hacia el ‘mar’, la exploración y extracción ‘off-shore’. Una inversión cara y que no siempre tiene resultados.

No incrementar la inversión en petróleo es una «narrativa errónea y arriesgada», aseguraba la OPEP en la COP de Dubai de 2023. El mundo sigue necesitando petróleo, como revela el crecimiento mundial de la demanda, que se encuentra en estos momentos en máximos históricos. No solo como combustible: la propia transición energética necesita petróleo crudo para avanzar. Si se paralizan las inversiones en petróleo, la economía mundial puede sufrir un duro golpe ante la escasez del recurso que aún hoy domina la generación de energía a nivel mundial. Aunque la inversión ha aumentado recientemente, aún se encuentra muy lejos de los años dorados del petróleo.

La inversión en nuevos yacimientos ha venido creciendo desde 2020, cuando se tocó una de las cotas más bajas registradas en las últimas dos décadas. Sin embargo, a pesar de que la Agencia Internacional de Energía indicó que en 2023 se alcanzaron los niveles más altos desde 2015 con 528.000 millones de dólares, los expertos dudan de que sea suficiente y señalan que apenas puede compararse con los cerca de 914.000 millones de 2014 y los niveles previos a ese momento. Una diferencia que creen que puede derivar fácilmente en un potente déficit ante la falta de un reemplazo.

En declaraciones a ElEconomista.es, Francisco J.Monaldi. Director del programa de Energía en Baker Institute explica que esta es una sensación muy presente en la industria. «Es totalmente cierto que las empresas no han invertido lo suficiente como para reemplazar toda la producción y, en un escenario sin grandes cambios en la oferta, hay que seguir invirtiendo o se pierde al año el 10% de la producción». En ese sentido, aunque no puede esperarse una caída de esas proporciones, pues la inversión no se ha eliminado, «la realidad es que no se ha invertido lo necesario para garantizar una producción estática». En cualquier caso, el experto señala que el suministro parece garantizado en 2024 dados los niveles actuales de los inventarios del mundo y la ralentización económica y por ello, las consecuencias de esta ‘falta de reemplazo’ se verían en el año que viene.

Monaldi pone el foco en la OPEP, que mantiene actualmente unos potentes recortes de producción. El cártel petrolero ha dejado de producir voluntariamente cerca de 3,66 millones de barriles para apoyar el precio del petróleo. De la mano de esta política y de manera adicional, el líder de este grupo Arabia Saudí, ha reducido de 11,03 millones de barriles diarios a 9 millones su producción. Rusia, por su parte, ha adquirido el compromiso de dejar de bombear 300.000 barriles diarios.

El fin de esta limitación voluntaria puede dar suficiente margen a un mercado del crudo, pero «al no poder reemplazarse toda la producción, esto implica o bien un protagonismo mayor del cártel o un shock». En cualquier caso, incluso con la alianza a pleno pulmón «podría haber problemas de oferta». Aunque, en ese sentido, todo depende de cómo sea la demanda y las estimaciones ahí cambian de forma radical. En caso de que esta vaya a la baja, el impacto sería mucho menor para el mundo.

En ese sentido hay dos versiones contrapuestas. Por un lado la OPEP, que como se señalaba anteriormente, insiste en una demanda más sólida de lo esperado e irá ‘in crescendo’ hasta alcanzar los 29 millones de barriles diarios en 2025. Por su parte, desde la AIE creen que el incremento va a verse fuertemente ralentizado este 2024 a casi la mitad de lo observado este año, siendo así de 1,2 millones de barriles. Aunque aún no han dado previsiones para 2025, ya han anticipado una línea mucho más suave que la que proclama el cártel.

¿Una inversión suficiente?

En cualquier caso, para la AIE los niveles actuales de inversión son suficientes y, continuados en el tiempo, garantizarían la estabilidad en el mercado. «De mantenerse los niveles actuales tras un crecimiento del 11%, estaríamos en los niveles adecuados para satisfacer la demanda prevista». Eso sí, la agencia siempre hace referencia a 2024 y no aclara si el ‘shock’ en 2025 puede ser una realidad.

Sin embargo, grandes consultoras del sector también dudan en sus recientes informes de que la inversión sea suficiente como para sostener al mercado. «Está claro que lo invertido en exploración ha caído desde 2014 y muchos participantes del mercado creen firmemente que esta tendencia llevará a una escasez de suministro», explican desde Rystad Energy. Por su parte, desde Wood Mackenzie defienden que las cifras de inversión «llevan a muchos a pensar en un aparente déficit y en una crisis de oferta inevitable, ya sea tarde o temprano». Estos últimos concretaron en su último informe que esperan que la demanda crezca los próximos años hasta alcanzar un pico en los comienzos de la década del 2030. En ese sentido, señalan la importancia de la nueva inversión dado que «con los activos existentes hoy en día producirían solo 4,3 millones de barriles diarios en la década de 2030».

En cualquier caso, ambas casas de análisis creen que este shock será evitado por motivos diferentes. En el caso de Wood Mackenzie apuestan por una demanda menor de lo esperado hasta entrar en la próxima década. Debido a ella, «una inversión cercana a los niveles actuales puede proporcionar una oferta necesaria». A diferencia del CEO de Occidental, creen que la sed de petróleo del mundo no solo no crecerá sino que se contraerá en 2025. «Con una inversión de 500.000 millones de media anual, durante los próximos diez años puede ser suficiente».

Desde Rystad, por su parte, creen que, incluso con una demanda más baja, la mayor eficiencia de los modelos de extracción hace que se pueda invertir mucho menos y garantizar el suministro. «Los precios unitarios más bajos y una mejor productividad han aumentado de forma drástica la eficiencia de la industria upstream, la realidad es que pueden hacer lo mismo que antes pero con un coste mucho menor». En ese sentido, la consultora sentencia que «aunque las inversiones se han reducido la actividad y la producción se mantienen en los niveles de 2010 y 2014».

Respecto a esta mejora de los precios, según sus estimaciones el precio de una nueva instalación de petróleo se ha desplomado un 60% desde 2014, cuando se registro ese pico de inversión. Los costes desarrollo unitario (precio de lo que cuesta levantar un pozo dividido por las reservas desarrolladas por el mismo) habría pasado de 16,1 dólares a 6,5 dólares. «La nueva tecnología permite a los pozos producir más desde el primer momento, generando el triple de barriles por la misma unidad de capital que hace una década».

Pero no todos los consultores piensan de esta manera. De hecho, desde International Energy Forum explican que los niveles actuales de inversión no son suficientes y, de hecho, haría falta que estas subieran a los 640.000 millones de dólares. Los expertos también explican que las recientes subidas actuales vienen en buena parte derivadas del golpe de la inflación y que, por lo tanto, haría falta incrementar aún más la misma. «La inversión continua es necesaria para compensar las caídas y satisfacer la demanda futura» explica IEF, que concluye que el mercado necesitará una inversión de 4,9 billones de dólares entre 2023 y 2030 para evitar un potente déficit incluso con una demanda en retroceso. «Está habiendo una clara erosión en las reservas de oferta hacia el mercado por una apuesta insuficiente».

En lo que todos coinciden en es que el equilibrio entre la oferta y la demanda se encuentra en un momento crítico y que definirá al mercado los próximos años. Con muchos de los proyectos acabándose, la realidad es que el petróleo se encomienda a un salto al vacío donde la inversión de las empresas jugará un papel clave para definir su futuro. Sin embargo, poco consenso queda entorno a cual será el resultado de esta batalla de percepciones, un shock en el petróleo o un precio contenido por una demanda relajada.

Fuente: MSN