La AIE aborda el 'peak oil' - Parte 1

Presentamos la traducción del primero de una serie de artículos de Adam Porter en Resource Investor, en el que se analiza el informe de la Agencia Internacional de la Energía "Resources to Reserves: Oil & Gas Technologies for the Energy Markets of the Future". Acompañamos el artículo además con la reproducción y traducción de algunas de las gráficas publicadas en el citado informe de la AIE.

International Energy Agency Confronts "Peak Oil": Part 1: El informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) "Resources to Reserves: Oil & Gas Technologies for the Energy Markets of the Future" ha roto la tendencia de los organismos del petróleo al abordar directamente las preocupaciones de los teóricos del cenit de producción de petróleo.

En el párrafo introductorio, el director ejecutivo de la AIE Claude Mandil no ha perdido el tiempo a la hora de examinar la materia. Ha dicho que “el aumento de los precios del petróleo ha devuelto a la actualidad un viejo tema: ¿nos estamos quedando sin petróleo? Los fatalistas están transmitiendo de nuevo mensajes sombríos a las portadas de los principales periódicos. El ‘peak oil’ ya forma parte del vocabulario común del público, junto con la noción de que la producción de petróleo ya podría haber alcanzado su cenit, señalando el comienzo de un periodo de inevitable declive.” Aunque Mandil descarta la idea de que esta situación sea preocupante, al afirmar que “la AIE lleva diciendo desde hace tiempo que nada de esto es motivo de preocupación.”

No obstante, no mucho más abajo en este mismo informe, la AIE admite que la mayoría de países fuera de la OPEP “han pasado ya su cenit de producción de petróleo convencional o lo harán en breve.” Y continúan dando argumentos que dibujan un cuadro algo menos optimista sobre la producción no-OPEP: “tienen campos maduros. Sus costes de exploración y producción suelen ser los más elevados aunque limitan el efecto del monopolio de la OPEP a pesar de estar operando con márgenes inferiores. Así que la reducción de los costes es una preocupación constante. La ratio entre reservas probadas y producción es pequeña, promediando unos 15 años y la producción en los campos más viejos está declinando.”

Pero lo que pueden encontrar aún más extraño los defensores del ‘peak oil’ es el uso de la gráfica de Hubbert en el informe, una curva en forma de campana que muestra el incremento y posterior declive de la producción. Fue creada por un antiguo geólogo de la Shell llamado Marion King Hubbert para ilustrar su teoría del ‘peak oil’.

En una sección especial titulada precisamente ‘Peak Oil’ la AIE presenta la teoría a sus clientes. Hacen una síntesis al decir que “el llamativo éxito de Hubbert en la predicción del cenit de producción de los EEUU sugiere que sucedieron más o menos estas condiciones en los EEUU durante ese periodo de tiempo”.

Parecen cuestionar la actual relevancia de Hubbert en el mercado petrolero actual. Porque siguen más adelante diciendo que “las controversias alrededor del ‘peak oil’ en la literatura giran en torno a cuatro puntos principales: ¿se puede aplicar el modelo de Hubbert a la producción mundial de petróleo? Si se puede aplicar, ¿cuándo se producirá el cenit en la producción? ¿Qué pasa después del cenit? ¿Cómo será de rápido el declive después del cenit? ¿Qué papel juega la tecnología en semejantes modelos?”

El argumento de fuerza en el que se basa la AIE para refutarlo es que las nuevas tecnologías y el incremento de las inversiones pueden vencer cualquier inflexión en la producción. Pero el nivel de inversiones que se requieren es verdaderamente astronómico. Repitiendo una cantidad que ellos emplearon en el informe IEA World Energy Outlook, estiman que el coste total de las inversiones “para las operaciones de ‘upstream’ mundial y transporte [del petróleo]” hasta el 2030 deberían ser de unos “5 billones de dólares”.

Estos son aproximadamente unos 564.5 millones de dólares desde hoy hasta el 1 de enero del 2030. No sorprenden sus conclusiones cuando dicen que “ni las empresas privadas ni las compañías nacionales tienen los incentivos necesarios para asumir el riesgo de abordar nuevos tipos de recursos como las arenas asfálticas o los esquistos bituminosos. Estas empresas deberían, por ejemplo, concentrarse en vez de maximizar el rendimiento de sus inversiones en aguas profundas en un entorno de altos precios del petróleo.”

Continua la AIE diciendo que “se debe advertir además que no hay tendencia a mostrar gran interés en los nuevos tipos de recursos entre las empresas de servicios y en el sector de abastecimiento… Para sus nuevos productos necesitan tener listos vendedores y no pueden justificar fácilmente el desarrollo de productos en un mercado que todavía no existe. Además, la industria privada no puede confiar en invertir en tecnologías que todavía están lejos de ser económicas.”

Verdaderamente el informe arroja un montón de interrogantes sobre la financiación, las reservas o el papel de los gobiernos. Pero al hacer eso ¿ha abierto la AIE sin quererlo la caja de Pandora del debate al responder a sus críticos tan directamente?

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RECUADRO Nº 1 DEL INFORME



TRADUCCIÓN

El asunto del ‘peak oil’, es decir el momento en el que la producción de petróleo comenzará a declinar, ha generado gran cantidad de literatura y controversias. El propósito de este recuadro es proporcionar una introducción básica a este tema.
La idea del ‘peak oil’ sale de los trabajos de M. K. Hubbert, un geólogo de la Shell y del USGS, que predijo con éxito el cenit de la producción de petróleo en los EEUU. Hay varios modos de “deducir” la curva Hubbert, pero nosotros empleamos uno que se centra en el proceso de exploración.
En el estadio inicial de la exploración de un recurso como el petróleo, la tasa de éxito en los descubrimientos es pequeña porque los geólogos no conocen bien dónde está la mejor parte a explorar. Pero según se encuentra más petróleo se descubre dónde se encuentran los lugares en los que hay mayor probabilidad de encontrarlo y la tasa de éxito se incrementa. No obstante, como la cantidad de petróleo en el subsuelo es finita, llega un momento en el que la mayoría de petróleo ya se ha encontrado y se hace cada vez más difícil encontrar más reservas. Es entonces cuando la tasa de éxito decrece de nuevo. Basándose en este argumento, la cantidad de petróleo que se descubre en función del tiempo tendría un aspecto como la curva que se muestra en la imagen 1.21
…
Es habitual que después de Hubbert se describa esta fórmula mediante una función “logística”:
…
Donde Q(t) es la cantidad de petróleo descubierto en el año t, Q_tot es la cantidad total de petróleo en el subsuelo, b es un parámetro, y t₀ es el momento del ‘peak oil’.
No hay nada riguroso en esta fórmula matemática, pues sólo es una simple representación matemática que cuadra con la gráfica. Lo que Hubbert descubrió es que esta ecuación es una buena representación de los datos actuales sobre los descubrimientos y la producción de los EEUU (imagen 1.22)


RECUADRO Nº 2 DEL INFORME



TRADUCCIÓN

Es notorio el hecho de que los datos sobre producción puedan ser descritos por una curva similar a la de los descubrimientos con un desplazamiento de 35 años. Puede esperarse que suceda así en el supuesto de que los mercados funcionen de forma ideal cuando los campos operan al completo y de forma regular después de los descubrimientos. El llamativo éxito de Hubbert en la predicción del cenit de producción de los EEUU sugiere que sucedieron más o menos estas condiciones en los EEUU durante ese periodo de tiempo.
Las controversias que rodean el ‘peak oil’ en la literatura giran en torno a cuatro puntos principales:
1. ¿Se puede aplicar el modelo de Hubbert a la producción mundial?
2. En el caso de que se pueda aplicar, ¿cuándo se produciría el cenit de producción mundial?
3. ¿Qué sucede después del cenit? ¿A qué velocidad se produciría el decrecimiento de la producción?
4. ¿Qué papel juega la tecnología en este modelo? La tecnología puede cambiar la cantidad de petróleo recuperable (Q_tot) en función del tiempo, y puede afectar a las tasas de declive una vez pasado el cenit. Esto se ilustra, por ejemplo, en el gráfico 1.20 sobre la producción del Mar del Norte. Algunos analistas prefieren emplear “cuervas Hubbert multi-cíclicas”, por ejemplo la superposición de varias curvas Hubbert para diferentes ciclos tecnológicos, con la intención de capturar los efectos del progreso tecnológico.
La discusión de estas cuestiones excede el propósito de este libro. Algunas indicaciones bibliográficas al respecto pueden encontrarse en la página de ASPO o en las ediciones de ‘Oil an Gas Journal' correspondientes al 6 de junio de 2005 y al 13 de junio de 2005.

Continúa leyendo la segunda parte de este artículo.