Los nuevos proyectos no frenarán los precios del petróleo

El editor de Petroleum Review Chris Skrebowski, ha actualizado su informe periódico Megaprojects (fichero PDF, 152KB).

Partiendo de datos de acceso público, Skrebowski concluye que pese a que en los próximos años se dispondrá de una abundante nueva producción petrolífera al entrar en funcionamiento los diversos proyectos, esta no será suficiente para compensar el declive de los campos y la nueva demanda esperada de crudo.

Por su interés reproducimos el texto traducido de Megaprojects, y recomendamos la consulta de las tablas reproducidas en el PDF original. Los precios se mantendran firmes, pese a la enorme nueva capacidad

Durante los dos últimos años, Petroleum Review ha actualizado regularmente su lista de lo que se denomina como próximos "megaprojects". La finalidad de esta lista es intentar responder a las preguntas de si se va a desarrollar en un futuro el petróleo suficiente como para satisfacer la demanda, escribe Chris Skrebowski.

Esta última actualización de Megaprojects, basada en información de acceso público, identifica un total de 15.55 mb/d de nueva capacidad de extracción de recursos para el 2010. Esto se conseguirá gracias a un incremento de 6.34 mb/d de capacidad en los países de la OPEP y a 10.31 mb/d más desde el resto de países no-OPEP. Estas cantidades son comparables con los 16.5 mb/d identificados por la consultora CERA en su reciente informe. No obstante, su feliz conclusión de que los precios se podrían hundir gracias al exceso de abastecimiento que podría aflorar en un futuro no parece tener en cuenta el desplazamiento y declive de los proyectos, por lo que parece ser un informe muy optimista.

La experiencia demuestra que entre un 10 y un 20% de los proyectos se desplazan de un año para otro. Como ninguna compañía proyecta que esto suceda y además no hay modo de anticiparlo, la única forma de arreglarlo es actualizar constantemente la base de datos. Un ejemplo reciente de este fenómeno es el proyecto "Thunder Horse" operado por BP, pues debido a los daños ocasionados por la tormenta en la plataforma, su comienzo se ha desplazado desde finales del 2005 a la primera mitad del 2006. El desplazamiento de los proyectos no significa que la capacidad se haya perdido, sino simplemente que se pospone. No puede preveerse con antelación la magnitud exacta de este fenómeno, aunque un 10 o 20% podría ser una regla aceptable.

El modelo de declive
El declive es algo relativamente difícil de modelar, pero debe ser tenido en cuenta cuando se calculan los incrementos futuros de la producción a nivel mundial. Es posible, y útil, identificar tres sub-categorías o tipos de declive.

Declive Tipo I. Es la pérdida normal de capacidad en un campo petrolífero cuando la producción de los pozos mengua y es compensada por nuevos pozos o un incremento de la producción. Sólo hay disponibles pocos datos de acceso público, a parte del Mar del Norte, donde los ratios que se reportan de declive oscilan entre el 5 y el 15%, que son los típicos de una fase inicial de agotamiento. El Mar del Norte también muestra que una porción de los campos de la zona son capaces de estabilizar la producción un 10% por debajo de la producción máxima. Hay también informes, aunque no del todo contrastados, que dan un 7% de declive en los campos de Irán y un 6% en los sauditas. Las perforaciones marinas, que requieren grandes flujos por las costosas inversiones y un desarrollo mucho más rápido e intensivo, suelen tener tasas de declive más rápidas que oscilan en torno al 15%. Las compañías sólo padecen el impacto del declive Tipo I cuando de un campo se ha extraído todo y no hay posibilidad de contrarrestar su agotamiento.

No obstante, la consultora IHS Energy está informando en varias conferencias que el 90% de las reservas conocidas ya están en producción y que cada vez más y más campos a nivel mundial están entrando en su fase de declive. Una estimación es que el 70% de los campos petrolíferos mundiales ya está en fase de agotamiento.

Declive Tipo II. Sucede cuando una compañía o un país pueden compensar el declive de los campos en una parte desplazándose a otra distinta. Los datos disponibles sobre este segundo tipo de declive son limitados porque bastantes están recogidos sobre bases de producciones nacionalizadas. No obstante su magnitud es semejante a la del Tipo I.

Declive Tipo III. Sucede cuando un país produce menos petróleo cada año. Esto se puede identificar con bastante prontitud gracias a las bases de datos de producción que son públicas (ver 'Petoleum Review' agosto 2004 y agosto 2005). Este Tipo III se incrementa en la medida que la producción de cada vez más países entra en declive. Durante el 2003 el declive de Tipo III era de unos 1.1 mb/d, pero en el 2004 retrocedió a unos 0.9 mb/d (significativas revisiones sobre los datos de las producciones tienden a mover las cantidades). Durante los próximos 5 años van a entrar en declive un buen número de países. Dinamarca, China, Malasia, México, Brunei e India son los candidatos obvios y contabilizan el 12% de la producción mundial. Así que una hipótesis de trabajo razonable es que el declive de Tipo III se incrementará, aunque con un perfil con diente de sierra.

Recientes declaraciones de algunas compañías ('Petroleum Review' agosto 2005) han indicado que el conjunto de los declives (Tipos I, II y III) están agotándose entre un 4 y un 6%. Los recientes análisis de las producciones de las compañías (ver página 24) confirman que una cantidad del 5% es una aproximación razonable. El crecimiento mundial de la demanda, a pesar de estar sometida a grandes oscilaciones, parece promediar un 2%. Combinando estos pedazos de información, es posible determinar si el mercado estará tenso o débil y si el 'peak oil' es probable que acontezca en los aledaños del 2010.

Durante el 2004, efectivamente, se empleó toda la capacidad excedentaria a nivel mundial para satisfacer el inesperado incremento de la demanda. No está del todo claro si las compañías petroleras a nivel mundial pueden sostener un incremento adicional de 3mb/d mediante una pléyade de pequeños proyectos y mantener en progresión las perforaciones año tras año. El mundo ha alcanzado ahora el punto en el que los volúmenes que se pierden por declive son mayores que los de nueva demanda. Esto quiere decir que los incrementos totales necesarios (la nueva demanda más el declive) están siendo de un 7%, mientras que los mayores incrementos de abastecimiento para el 2006 y el 2007 van a contribuir entre un 3.6% y un 3.5%.

Esto podría dar a entender que es poco probable que los pequeños proyectos junto con el mayor número de perforaciones puedan aportar el 3.5% restante necesario. La conclusión inevitable es que los precios del petróleo continuarán lo bastante elevados como para destruir la demanda, haciendo que el equilibrio entre ésta y la oferta vuelva a equilibrarse.