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Crisis Energética Foros
Reservas, ¿qué reservas?
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Víctor
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En mi trabajo publicado en la sección de CE "Combustibles fósiles" y titulado "Estudio sobre las reservas de petróleo" (ver ¡enlace erróneo!), aludía a la problemática de las reservas mundiales de petróleo y a la forma en que éstas varían según quien haga los cálculos, tras lo cual intenté determinar las posibilidades de un cenit mundial de petróleo (total) en tal o cual año (estimé en 2.010), en función de los datos recopilados y los resultados obtenidos.
Pero revisando una vez más los datos, preferentemente de BP (British Petroleum), aunque hay otras gestoras y analistas a los que aludí en el estudio anterior, sigo teniendo grandes dificultades para comprender la manera en que se exponen los datos, al menos por parte de BP.
He mirado de nuevo tanto su Staditical Review de 2.005 como el de 2.004, y resulta que las diferencias "extrañas" a las que aludí en mi estudio continúan: las reservas varían de un año a otro en la mayoría de años que ya estaban calculados y que en teoría no deberían haber variado. Sé que estoy hablando de información de una compañía privada bastante opaca, pero uno tiene curiosidad por saber a qué conduce la información de la que dispone el público.
Por ejemplo, saqué los datos de 1.996 en el estudio.
Informe de 2.003: 1.037 Gb
Informe de 2.004: 1.064 Gb
Informe de 2.005: 1.048 Gb (última "actualización" de BP)
Por otro lado, me gustaría que quien sea experto en el sector del petróleo (o trabaje en una empresa petrolera) me resolviera varias dudas.
Supongamos que:
R= Reservas que BP nos informa existen en el año 1
rRA = Incremento reservas anual
RN = Reservas netas
PA = Producción anual
rNRA = Incremento neto reservas anual
RTN = Reservas totales netas
Entonces siguiendo el apartado del informe de BP hoja " Oil: Proved reserves history", podremos calcular:
rRA = R1 - (R-1)
RN = [(RN-1) + rRA] - PA
rNRA = RN - (R-1)
RTN = (RTN-1) + rNRA
¿Es correcto esto? Si es así, y comenzamos a calcular a partir del año 1.981, podríamos ver que las RESERVAS TOTALES NETAS (RTN) son muy inferiores (debido a la acumulación).
Porque... ¿son las reservas del informe netas o brutas?
Si aumento en 100 mis reservas de un año a otro... pero ese año las consumo en 10... ¿no deberían quedarme 90? Si pensáramos que BP ya pone las reservas netas... eso supondría que al incremento que ponen se habrían de añadir, al menos en 2.004,... ¡30.000 millones de barriles! El detalle es que en 2.004, por ejemplo, NO ES POSIBLE tal aumento de reservas en el mundo (leer sino lo que dicen las gestoras energéticas). Luego lo que indica el informe NO es neto: hay que restar la producción.
El dilema es ¿qué diferencia hay entre "nuevos descubrimientos" (ver gráfica de la Exxon-Mobil) y "Reservas nuevas a añadir a las anteriores"?
¿Qué se añade antes al total, los descubrimientos o las reservas nuevas?
Y habría de verse también el declive de pozos quizá...
Resumiendo:
Con mis cálculos resulta que acumulándolos desde 1.981-2.005, me sale que se llegó a la MITAD DE LAS RESERVAS mundiales en el año 2.000.
CALCULOS HASTA 2005
Producción total 1980-2005 638,94
Producción total 1860-1979 236,06
Reservas NETAS a 2005 543,25 (RTN)
Suma 1.418,25
La mitad son 709,13
Desde 543,25
a 709,13
QUEDAN -165,87 HASTA EL 50%
QUE SON -5,41 AÑOS PARA LLEGAR A LA MITAD DE LAS RESERVAS
AÑO 2.000
A ver qué opináis sobre este intrincado mundo de los cálculos de reservas mundiales. Si alguien puede corregirme o mejorar estos supuestos, sería de gran ayuda para resolver el problema que hoy por hoy parece tan y tan complicado...
Un saludo
Víctor
Sistemas más complejos, mayor flujo de energía
Pero revisando una vez más los datos, preferentemente de BP (British Petroleum), aunque hay otras gestoras y analistas a los que aludí en el estudio anterior, sigo teniendo grandes dificultades para comprender la manera en que se exponen los datos, al menos por parte de BP.
He mirado de nuevo tanto su Staditical Review de 2.005 como el de 2.004, y resulta que las diferencias "extrañas" a las que aludí en mi estudio continúan: las reservas varían de un año a otro en la mayoría de años que ya estaban calculados y que en teoría no deberían haber variado. Sé que estoy hablando de información de una compañía privada bastante opaca, pero uno tiene curiosidad por saber a qué conduce la información de la que dispone el público.
Por ejemplo, saqué los datos de 1.996 en el estudio.
Informe de 2.003: 1.037 Gb
Informe de 2.004: 1.064 Gb
Informe de 2.005: 1.048 Gb (última "actualización" de BP)
Por otro lado, me gustaría que quien sea experto en el sector del petróleo (o trabaje en una empresa petrolera) me resolviera varias dudas.
Supongamos que:
R= Reservas que BP nos informa existen en el año 1
rRA = Incremento reservas anual
RN = Reservas netas
PA = Producción anual
rNRA = Incremento neto reservas anual
RTN = Reservas totales netas
Entonces siguiendo el apartado del informe de BP hoja " Oil: Proved reserves history", podremos calcular:
rRA = R1 - (R-1)
RN = [(RN-1) + rRA] - PA
rNRA = RN - (R-1)
RTN = (RTN-1) + rNRA
¿Es correcto esto? Si es así, y comenzamos a calcular a partir del año 1.981, podríamos ver que las RESERVAS TOTALES NETAS (RTN) son muy inferiores (debido a la acumulación).
Porque... ¿son las reservas del informe netas o brutas?
Si aumento en 100 mis reservas de un año a otro... pero ese año las consumo en 10... ¿no deberían quedarme 90? Si pensáramos que BP ya pone las reservas netas... eso supondría que al incremento que ponen se habrían de añadir, al menos en 2.004,... ¡30.000 millones de barriles! El detalle es que en 2.004, por ejemplo, NO ES POSIBLE tal aumento de reservas en el mundo (leer sino lo que dicen las gestoras energéticas). Luego lo que indica el informe NO es neto: hay que restar la producción.
El dilema es ¿qué diferencia hay entre "nuevos descubrimientos" (ver gráfica de la Exxon-Mobil) y "Reservas nuevas a añadir a las anteriores"?
¿Qué se añade antes al total, los descubrimientos o las reservas nuevas?
Y habría de verse también el declive de pozos quizá...
Resumiendo:
Con mis cálculos resulta que acumulándolos desde 1.981-2.005, me sale que se llegó a la MITAD DE LAS RESERVAS mundiales en el año 2.000.
CALCULOS HASTA 2005
Producción total 1980-2005 638,94
Producción total 1860-1979 236,06
Reservas NETAS a 2005 543,25 (RTN)
Suma 1.418,25
La mitad son 709,13
Desde 543,25
a 709,13
QUEDAN -165,87 HASTA EL 50%
QUE SON -5,41 AÑOS PARA LLEGAR A LA MITAD DE LAS RESERVAS
AÑO 2.000
A ver qué opináis sobre este intrincado mundo de los cálculos de reservas mundiales. Si alguien puede corregirme o mejorar estos supuestos, sería de gran ayuda para resolver el problema que hoy por hoy parece tan y tan complicado...
Un saludo
Víctor
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hemp
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Muy buen repaso.
Hay un problema con el dato que viene de Arabia Saudí y es que, si es cierto lo que insinua Simmons, esos cinco años serán muchos menos.
Ya estuve mirando el tema con Hari Seldon y RaulH y es alucinante. Ojo con el declive del gigante en el desierto.
Cuando tengo traducido bien la siguiente entrega sobre las reservas de Arabia Saudí, a ver como se ajustan los números.
EMHO estamos peor de lo que pensabamos.
saludos
El chollo se acaba y ver que hacemos...
Hay un problema con el dato que viene de Arabia Saudí y es que, si es cierto lo que insinua Simmons, esos cinco años serán muchos menos.
Ya estuve mirando el tema con Hari Seldon y RaulH y es alucinante. Ojo con el declive del gigante en el desierto.
Cuando tengo traducido bien la siguiente entrega sobre las reservas de Arabia Saudí, a ver como se ajustan los números.
EMHO estamos peor de lo que pensabamos.
saludos
El chollo se acaba y ver que hacemos...
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Víctor
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Gracias hemp. A ver qué más misterios se van desentrañando poco a poco desde las arenas del desierto saudí.
En cuanto a esos 5 años que me han salido en mis cálculos, bien podría suceder que fueran más (es decir, nos iríamos a antes de 2.000) si salen a la luz las reservas saudíes reales. Y, como Simmons decía, el Peak-Oil, en efecto, lo habremos visto por el retrovisor...
Atendiendo a mis cálculos anteriores, he creído oportuno hacer lo siguiente: ya que BP no es de las que exageran reservas, tal como hacen otras compañías, la USGS, la IEA y gestoras conservadoras (alguna sale en mi estudio sobre reservas aludido), voy a sumar a esas Reservas Totales Netas (RTN) aludidas antes (543,25 Gb) una cantidad correspondiente en todo caso al petróleo pesado no convencional y otros más (de Venezuela, Canadá y Rusia) que la BP no parece que tuvo en cuenta en el último "recuento" de reservas efectuado a nivel "oficial" por una de las gestoras energéticas más conocidas.
Pongamos que añado 400 Gb a los 543,25 Gb calculados.
Con el mismo método de cálculo que he empleado antes, me sale que quedan 1,11 años para llegar a LA MITAD de las reservas, esto es el año...2.006
Si añado la diferencia entre lo que BP dice y mis RTN (543,25 Gb) tendré que añadir redondeando unos 600 Gb.
Me sale entonces que quedan 4,37 años para llegar a LA MITAD de las reservas, esto es el año...2.009
¿Me he dejado algo más?
Hago notar que:
--para todos mis cálculos anteriores he usado el informe de BP 2004;
--que en el informe de BP 2005 aludido al principio, no salen las reservas de 2.005, y para ponerlas he calculado un incremento del 0,5% entre 2.004-2.005 (el 0,5% significa un aumento razonable de entre 5.000-6.000 Mb a las reservas cada año)
En fin, como veis mis cálculos no son del otro mundo y los resultados realmente están muy cerca de los que podemos ver en otros lugares (año de cenit mundial de petróleo según las reservas actuales entre el 2.000 y el 2.015, por ejemplo).
A ver si juntamos más datos entre todos y vamos acorralando a los mentirosos y opacos informes "oficiales".
Un saludo
Víctor
Sistemas más complejos, mayor flujo de energía
En cuanto a esos 5 años que me han salido en mis cálculos, bien podría suceder que fueran más (es decir, nos iríamos a antes de 2.000) si salen a la luz las reservas saudíes reales. Y, como Simmons decía, el Peak-Oil, en efecto, lo habremos visto por el retrovisor...
Atendiendo a mis cálculos anteriores, he creído oportuno hacer lo siguiente: ya que BP no es de las que exageran reservas, tal como hacen otras compañías, la USGS, la IEA y gestoras conservadoras (alguna sale en mi estudio sobre reservas aludido), voy a sumar a esas Reservas Totales Netas (RTN) aludidas antes (543,25 Gb) una cantidad correspondiente en todo caso al petróleo pesado no convencional y otros más (de Venezuela, Canadá y Rusia) que la BP no parece que tuvo en cuenta en el último "recuento" de reservas efectuado a nivel "oficial" por una de las gestoras energéticas más conocidas.
Pongamos que añado 400 Gb a los 543,25 Gb calculados.
Con el mismo método de cálculo que he empleado antes, me sale que quedan 1,11 años para llegar a LA MITAD de las reservas, esto es el año...2.006
Si añado la diferencia entre lo que BP dice y mis RTN (543,25 Gb) tendré que añadir redondeando unos 600 Gb.
Me sale entonces que quedan 4,37 años para llegar a LA MITAD de las reservas, esto es el año...2.009
¿Me he dejado algo más?
Hago notar que:
--para todos mis cálculos anteriores he usado el informe de BP 2004;
--que en el informe de BP 2005 aludido al principio, no salen las reservas de 2.005, y para ponerlas he calculado un incremento del 0,5% entre 2.004-2.005 (el 0,5% significa un aumento razonable de entre 5.000-6.000 Mb a las reservas cada año)
En fin, como veis mis cálculos no son del otro mundo y los resultados realmente están muy cerca de los que podemos ver en otros lugares (año de cenit mundial de petróleo según las reservas actuales entre el 2.000 y el 2.015, por ejemplo).
A ver si juntamos más datos entre todos y vamos acorralando a los mentirosos y opacos informes "oficiales".
Un saludo
Víctor
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EdgarMex
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Localización:Ciudad de México, México
Extraido del portal de Schlumberger www.slb.com
Another Mediocre Reserve Replacement Year For Energy Cos
by John M. Biers
Wed, Feb 22, 2006 21:38 GMT
http://realtimenews.slb.com/news/story.cfm?storyid=631592
HOUSTON - Not all the numbers are in yet, but 2005 is turning out to be another unimpressive year for oil companies seeking to replace oil and gas reserves.
Oil giants BP Plc (BP), Royal Dutch Shell Plc. (RDSB.LN) and Total Plc. (TOT) have all fallen short of replacing 100% of their reserves. Several other leading companies, including Amerada Hess Corp. (AHC), Chevron Corp. (CVX) and Marathon Oil Co. (MRO), cleared this critical benchmark, but only through acquisitions.
The reports make 2005 the second year in a row of mediocre reserves replacement, a closely-watched barometer for measuring whether companies are finding new oil and gas to replace tapped-out fields.
There are several factors behind the anemic reserve replacement, but the biggest is undoubtedly the maturation of key producing regions of the U.S. and the developed world.
The sustained high commodity prices of recent years have spawned popular talk of the "end of oil." While industry experts disagree on the merits of this view - sometimes referred to as the "peak oil" theory - there is broad consensus that petroleum is becoming harder to find and more expensive to develop.
"It's easy to buy reserves - it's expensive, but it's easy," said Gene Gillespie, an analyst at Howard Weil Inc., a New Orleans investment bank. "It's harder than hell to find them, especially at a reasonable cost."
Gillespie attributes the problem in part to the concentration of key oilfields in Middle Eastern countries that are largely closed to private companies. Analysts also see a stiffened regulatory atmosphere as a factor in the slump. After the 2004 Shell reserves scandal, the Securities and Exchange Commission sent inquiries to other leading companies, a process that has encouraged conservatism in booking reserves.
"Given the way the world works (we're) in no hurry to book reserves," said John Eckart, controller for Murphy Oil Corp. (MUR), in a recent conference call. The company expects "weak" reserves replacement in 2005. "The rules are pretty specific when you book, and there's no incentive at all to try to be a hero," Eckart said.
Some see an upside to the caution. "I think it's become more accurate since Shell," said Paul Sankey, an analyst at Deutsche Bank. "The SEC has put them under scrutiny."
ExxonMobil, ConocoPhillips Happy Exceptions.
The industry is stepping up pressure on the SEC in the wake of the heightened scrutiny. Arguing that current rules lead to inaccurately low reserves, industry consultant Cambridge Energy Research Associates this month is lobbying the agency to change the regulations.
Among large companies, the most recent stumble came in late January when Repsol YPF SA (REP) announced a 25% downgrade of its proved reserves, primarily in Argentina and Bolivia. The downgrade is the largest since Shell slashed about one-third of its reserves in a series of downgrades in 2004 and 2005. Other large companies are also struggling, even if they haven't experienced such a visible hit.
Although Chevron replaced 175% of its production in 2005, the majority of the reserves came from its acquisition of Unocal. Without Unocal, Chevron fell far short of 100% organic reserve replacement for the second straight year.
Similarly, more than half of Marathon's reserves came from its re-entry to an oilfield in Libya the company abandoned in 1986 due to U.S. sanctions. Amerada Hess reached 140% replacement, but only through acquisitions in Russia. Among the largest companies, only ConocoPhillips (COP) and Exxon Mobil Corp. (XOM) reported organic reserve replacement of at least 100%.
Some speculate the weak performance could translate into additional industry consolidation. A recent Credit Suisse survey of energy investors showed 76% of those polled predicted 2006 would see more corporate deals compared to 2005, itself the most significant year for acquisitions since the mega-mergers of 1998.
However, other analysts see corporate takeovers as unlikely in the short-term with such high commodity prices. Although there is "an appetite out there among some of the bigger integrated companies for further acquisitions," said Credit Suisse equity analyst Mark Flannery, "the common theme we hear back is, 'This isn't something that's going to get done at $65 oil.'"
Will Mega-Projects Be Enough?
Under pressure from investors for the mediocre results, energy companies point to elevated capital budgets, new exploration wells and the hiring of new staff. They also continue to lobby for access to new exploration grounds in the U.S., including drilling in the Arctic National Wildlife Refuge.
And they cite major projects under developments that will yield proved reserves within the next couple of years. The greater preponderance of mega-projects means reserves will be "lumpier" than in the past, companies say.
Over the next five years, for example, Chevron will be the operator on seven major oil projects in five countries, with the smallest producing 250,000 barrels of oil per day and the largest pumping 500,000, according to a recent list of the top 40 upcoming crude projects by Deutsche Bank.
But some doubt whether even these mega-projects will be enough to offset declining fields. The industry will add 16 of the top 40 projects in 2006 and 2007 with total reserves of 8.6 billion barrels, according to the Deutsche figures. The world consumes 85 million barrels per day, a rate that translates into more than 31 billion barrels per year, said Arthur Smith, Chief Executive of John S. Herold, an energy consulting and research firm.
"There are so many of the giant fields that are in some state of depletion," said Smith, a proponent of peak oil. "Each year, it's getting a little worse."
© 2006 Dow Jones Newswires
Saludos
Edgar OCampo
web: www.inergy.lat Facebook: World Resources; Energy & Population
Another Mediocre Reserve Replacement Year For Energy Cos
by John M. Biers
Wed, Feb 22, 2006 21:38 GMT
http://realtimenews.slb.com/news/story.cfm?storyid=631592
HOUSTON - Not all the numbers are in yet, but 2005 is turning out to be another unimpressive year for oil companies seeking to replace oil and gas reserves.
Oil giants BP Plc (BP), Royal Dutch Shell Plc. (RDSB.LN) and Total Plc. (TOT) have all fallen short of replacing 100% of their reserves. Several other leading companies, including Amerada Hess Corp. (AHC), Chevron Corp. (CVX) and Marathon Oil Co. (MRO), cleared this critical benchmark, but only through acquisitions.
The reports make 2005 the second year in a row of mediocre reserves replacement, a closely-watched barometer for measuring whether companies are finding new oil and gas to replace tapped-out fields.
There are several factors behind the anemic reserve replacement, but the biggest is undoubtedly the maturation of key producing regions of the U.S. and the developed world.
The sustained high commodity prices of recent years have spawned popular talk of the "end of oil." While industry experts disagree on the merits of this view - sometimes referred to as the "peak oil" theory - there is broad consensus that petroleum is becoming harder to find and more expensive to develop.
"It's easy to buy reserves - it's expensive, but it's easy," said Gene Gillespie, an analyst at Howard Weil Inc., a New Orleans investment bank. "It's harder than hell to find them, especially at a reasonable cost."
Gillespie attributes the problem in part to the concentration of key oilfields in Middle Eastern countries that are largely closed to private companies. Analysts also see a stiffened regulatory atmosphere as a factor in the slump. After the 2004 Shell reserves scandal, the Securities and Exchange Commission sent inquiries to other leading companies, a process that has encouraged conservatism in booking reserves.
"Given the way the world works (we're) in no hurry to book reserves," said John Eckart, controller for Murphy Oil Corp. (MUR), in a recent conference call. The company expects "weak" reserves replacement in 2005. "The rules are pretty specific when you book, and there's no incentive at all to try to be a hero," Eckart said.
Some see an upside to the caution. "I think it's become more accurate since Shell," said Paul Sankey, an analyst at Deutsche Bank. "The SEC has put them under scrutiny."
ExxonMobil, ConocoPhillips Happy Exceptions.
The industry is stepping up pressure on the SEC in the wake of the heightened scrutiny. Arguing that current rules lead to inaccurately low reserves, industry consultant Cambridge Energy Research Associates this month is lobbying the agency to change the regulations.
Among large companies, the most recent stumble came in late January when Repsol YPF SA (REP) announced a 25% downgrade of its proved reserves, primarily in Argentina and Bolivia. The downgrade is the largest since Shell slashed about one-third of its reserves in a series of downgrades in 2004 and 2005. Other large companies are also struggling, even if they haven't experienced such a visible hit.
Although Chevron replaced 175% of its production in 2005, the majority of the reserves came from its acquisition of Unocal. Without Unocal, Chevron fell far short of 100% organic reserve replacement for the second straight year.
Similarly, more than half of Marathon's reserves came from its re-entry to an oilfield in Libya the company abandoned in 1986 due to U.S. sanctions. Amerada Hess reached 140% replacement, but only through acquisitions in Russia. Among the largest companies, only ConocoPhillips (COP) and Exxon Mobil Corp. (XOM) reported organic reserve replacement of at least 100%.
Some speculate the weak performance could translate into additional industry consolidation. A recent Credit Suisse survey of energy investors showed 76% of those polled predicted 2006 would see more corporate deals compared to 2005, itself the most significant year for acquisitions since the mega-mergers of 1998.
However, other analysts see corporate takeovers as unlikely in the short-term with such high commodity prices. Although there is "an appetite out there among some of the bigger integrated companies for further acquisitions," said Credit Suisse equity analyst Mark Flannery, "the common theme we hear back is, 'This isn't something that's going to get done at $65 oil.'"
Will Mega-Projects Be Enough?
Under pressure from investors for the mediocre results, energy companies point to elevated capital budgets, new exploration wells and the hiring of new staff. They also continue to lobby for access to new exploration grounds in the U.S., including drilling in the Arctic National Wildlife Refuge.
And they cite major projects under developments that will yield proved reserves within the next couple of years. The greater preponderance of mega-projects means reserves will be "lumpier" than in the past, companies say.
Over the next five years, for example, Chevron will be the operator on seven major oil projects in five countries, with the smallest producing 250,000 barrels of oil per day and the largest pumping 500,000, according to a recent list of the top 40 upcoming crude projects by Deutsche Bank.
But some doubt whether even these mega-projects will be enough to offset declining fields. The industry will add 16 of the top 40 projects in 2006 and 2007 with total reserves of 8.6 billion barrels, according to the Deutsche figures. The world consumes 85 million barrels per day, a rate that translates into more than 31 billion barrels per year, said Arthur Smith, Chief Executive of John S. Herold, an energy consulting and research firm.
"There are so many of the giant fields that are in some state of depletion," said Smith, a proponent of peak oil. "Each year, it's getting a little worse."
© 2006 Dow Jones Newswires
Saludos
Edgar OCampo
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EdgarMex
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Acabo de dibujar una gráfica muy elocuente, sobre el balance o proporción del aporte a la producción mundial de petróleo de los países de la OPEP y del resto, con respecto a la cantidad de reservas que poseen.
Es evidente que algo pasa con los países de la OPEP pues es enorme la desproporción de su producción, con respecto a las reservas probadas que acaparan. ¿Será acaso que en realidad no existen esas reservas?
Los países exportadores de petróleo, agrupados en la OPEP, presumen en su portal web, de poseer el 78% de todas las reservas probadas del mundo. Sin embargo solo producen 30 millones de barriles al día, lo que representa tan solo el 35% de toda la producción total mundial.
El aporte de los países fuera de la OPEP representa el 65% de toda la capacidad mundial, y son 55 millones de barriles al día. Esta gráfica evidencia la enorme desproporción que existe en el aporte global de petróleo de los países que acaparan la mayor cantidad de reservas en el mundo.
Por qué no podrán subir su producción los integrantes de la OPEP, como lo ha indicado el ministro del petróleo de Qatar, y es que ¿acaso no tiene esas reservas realmente?, y ¿es ese realmente el motivo de que no puedan aumentar su producción?
Saludos.
Edgar Ocampo
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Es evidente que algo pasa con los países de la OPEP pues es enorme la desproporción de su producción, con respecto a las reservas probadas que acaparan. ¿Será acaso que en realidad no existen esas reservas?
Los países exportadores de petróleo, agrupados en la OPEP, presumen en su portal web, de poseer el 78% de todas las reservas probadas del mundo. Sin embargo solo producen 30 millones de barriles al día, lo que representa tan solo el 35% de toda la producción total mundial.
El aporte de los países fuera de la OPEP representa el 65% de toda la capacidad mundial, y son 55 millones de barriles al día. Esta gráfica evidencia la enorme desproporción que existe en el aporte global de petróleo de los países que acaparan la mayor cantidad de reservas en el mundo.
Por qué no podrán subir su producción los integrantes de la OPEP, como lo ha indicado el ministro del petróleo de Qatar, y es que ¿acaso no tiene esas reservas realmente?, y ¿es ese realmente el motivo de que no puedan aumentar su producción?
Saludos.
Edgar Ocampo
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Dario_Ruarte
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Edgar:
Tanto la nota de Schlumberger como tu gráfico son atemorizantes.
En particular quería detenerme en tu razonamiento... si tienen el 75% de las reservas y producen MENOS que el resto del mundo... dónde está el "supuesto resto" ?
Y en relación a la noticia del descubrimiento en Kuwait.
Sabe la gente que 10.000 millones de barriles son el consumo de CUATRO MESES del mundo ?
Tanto la nota de Schlumberger como tu gráfico son atemorizantes.
En particular quería detenerme en tu razonamiento... si tienen el 75% de las reservas y producen MENOS que el resto del mundo... dónde está el "supuesto resto" ?
Y en relación a la noticia del descubrimiento en Kuwait.
Sabe la gente que 10.000 millones de barriles son el consumo de CUATRO MESES del mundo ?
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Alman
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Edgar y Darío, teneis mucha razón en eso que indicais y me hace decidirme a plantear algo a lo que llevo dándole vueltas bastante tiempo, a ver qué opinais. He estado fijandome en notas sueltas y datos varios para "leer entre lineas" un poco, y he aquí lo que me he encontrado:
1.- Aramco muestra gráficos para producción de petroleo en arabia que suben hasta un determinado nivel y luego siguen rectos en horizontal hasta mas allá del 2050
2.- Varias declaraciones de ministros del petróleo árabes han indicado que no quieren abrir sus explotaciones compañías privadas porque "dañan los yacimientos extrayendo a toda prisa"
3.- El dato que acabais de aportar.
Con todo esto quiero sugerir una posibilidad, y es solo eso, alternativa a que hayan llegado a un peak real, y es que viéndolo venir hayan decidido tomar una dirección distinta: Subir producción hasta un nivel y después mantenerla ahí, sin tratar de incrementarla. Esto podría en buena lógica "aplanar" la parte superior de la curva de Hubbert y dilatarla mucho, porque esa curva parte de la base que se va a querer sacar todo lo posible en el menos tiempo que se pueda.
Por supuesto, esto ni quita el peak real ni mucho menos soluciona el incremento de consumo mundial, pero sí produciría dos efectos interesantes:
1) Arabia seguiría con un producción estable mas tiempo que si incurre en un peak brutal, manteniendo su chollo mas años, y ganando mas cada año, no porque se produzca mas, sino porque el resto producirá menos y el precio subirá.
2) El mundo sufrirá un peak, pero con forma de meseta mas que de caída abrupta, lo que suavizaría un poco el tema y facilitaría transición alternativas (No me refiero solo a modelos de energia sino incluso de sociedad)
Tiene su lógica, porque Arabia seguirá ganando mucho dinero y a la vez mantendrá su chollo mas tiempo (No les sirve de mucho ganar mas del que pueden gastar ahora y que se acabe en menos tiempo), pero falta por ver si resistirán presiones externas para subir mas y mas la producción.
En fin, es sólo una idea. A ver qué pensais.
1.- Aramco muestra gráficos para producción de petroleo en arabia que suben hasta un determinado nivel y luego siguen rectos en horizontal hasta mas allá del 2050
2.- Varias declaraciones de ministros del petróleo árabes han indicado que no quieren abrir sus explotaciones compañías privadas porque "dañan los yacimientos extrayendo a toda prisa"
3.- El dato que acabais de aportar.
Con todo esto quiero sugerir una posibilidad, y es solo eso, alternativa a que hayan llegado a un peak real, y es que viéndolo venir hayan decidido tomar una dirección distinta: Subir producción hasta un nivel y después mantenerla ahí, sin tratar de incrementarla. Esto podría en buena lógica "aplanar" la parte superior de la curva de Hubbert y dilatarla mucho, porque esa curva parte de la base que se va a querer sacar todo lo posible en el menos tiempo que se pueda.
Por supuesto, esto ni quita el peak real ni mucho menos soluciona el incremento de consumo mundial, pero sí produciría dos efectos interesantes:
1) Arabia seguiría con un producción estable mas tiempo que si incurre en un peak brutal, manteniendo su chollo mas años, y ganando mas cada año, no porque se produzca mas, sino porque el resto producirá menos y el precio subirá.
2) El mundo sufrirá un peak, pero con forma de meseta mas que de caída abrupta, lo que suavizaría un poco el tema y facilitaría transición alternativas (No me refiero solo a modelos de energia sino incluso de sociedad)
Tiene su lógica, porque Arabia seguirá ganando mucho dinero y a la vez mantendrá su chollo mas tiempo (No les sirve de mucho ganar mas del que pueden gastar ahora y que se acabe en menos tiempo), pero falta por ver si resistirán presiones externas para subir mas y mas la producción.
En fin, es sólo una idea. A ver qué pensais.
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Daniel
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Mucho me temo que un cenit global va a convertirse en un fenómeno de tipo singularidad, donde las reglas que conocíamos no van a servir. De entrada, la mayoría de las reservas, que están en manos estatales, se convierten en doblemente valiosas, y la lógica económica y geológica es ajustar la producción para maximizar el URR, lo que implica ritmos de producción "impasibles" ante los embestidas de la demanda, la producción plana que Aramco ha dicho que prefiere. Creo además que estamos viendo el inicio de la verdadera asunción por parte de los mercados del cenit "técnico", la certeza de que, pase lo que pase con el cenit geológico, tenemos por delante unos años de apreturas, que pueden ir mejor o peor dependiendo de eventos políticos o climatológicos. La verdad, cuanto antes internalicen los mercados la sitguación, mejor, hay que empezar a pagar el precio real de la energía.. y que empiece la fiesta... suficientes desequilibrios tenemos a nivel económico global, hay que afrontar la situación cuanto antes, por doloroso que sea.
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Protágoras
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Quizás sea le momento de refrescar la teoría de las Expectativas Racionales de la desaparecida Mill:
Solo frenando el crecimiento tenemos alguna posibilidad de sortear el desastre...
Teoria de las Expectativas Racionales: Teoria economica creada por el premio Nobel Robert Lucas y usada sistemáticamente en todos los analisis macroeconomicos desde hace 25 años con éxito demostrado. Esta teoria dice básicamente que los agentes economicos toman sus decisiones no solo basandose en hechos pasados o presentes sino TAMBIEN en hechos que dan por seguro se produciran en el FUTURO, a estos hechos futuros que los agentes economicos incorporan a su proceso de toma de decisión lo llamamos “ EXPECTATIVAS RACIONALES”
Las consecuencias de esta teoria en este caso concreto son devastadoras.
Para empezar, explicar un concepto:
Por que vale mas un diamante que el agua si el agua es imprescindible para la vida y el diamante no?
Pues porque el agua aunque imprescindible es MUY ABUNDANTE y los diamantes no.
Pero ahora imaginaros que teneis que cruzar un desierto y teneis solo 10 litros de agua, si os faltase un solo litro moririais en la travesia. ¿Cuánto valdria ahora un solo litro de agua? Pues mas que todos los diamantes del mundo!!! Porque de el depende vuestra vida!!!
Con el petroleo sucedera lo mismo, veamos:
Cuando pasen unos años en que la producción descienda y los precios suban constantemente, todo el mundo, gobiernos, empresas y sobre todo la gente dejara de creer en una posible recuperacion de la producción.
Es mas adoptaran la “expectativa racional” de que el petroleo se acaba inexorablemente y que su producción declinara de manera constante!!!!
Cuando esto suceda las consecuencias seran devastadoras.
¿Por qué? Veamos hay cuatro clases de paises.
1.- No tienen petroleo. ( España, Japon, Alemania, Italia, Francia )
2.- Tienen petroleo pero consumen mas del que producen ( USA, China, en un futuro proximo UK )
3.- Tienen petroleo y producen mas del que consumen… pero la diferencia no sera demasiada ( Mexico, Brasil, Rusia, incluso paises OPEP como Iran, Indonesia o Argelia )
4.- Paises cuya capacidad de producción excede en mucho a su consumo ( Arabia Saudi, Kuwait, EAU, Noruega, Qatar, Venezuela …Irak? )
Evidentemente los paises del grupo 1 y 2 no cuentan, pero los del grupo tres y siguiendo la teoria de las expectativas racionales se dirian : Eh, cuidado: que si exporto mucho petroleo y dado que este se esta agotando, mañana me puedo quedar yo sin el… y reduciran drásticamente sus exportaciones…. dejando el petroleo debajo de su subsuelo para su uso particular en un futuro.
La oferta mundial de petroleo se reducira entonces DRASTICAMENTE mucho mas que lo que predice la curva de Hubbert, porque muchos paises ante la "expectativa racional” de agotamiento del petroleo SE SALDRAN del mercado y no estaran dispuestos a vender a NINGUN precio un recurso imprescindible y que a ellos tambien se les agotaria si siguiesen exportandolo masivamente.
La consecuencia es que unos pocos paises, aunque básicamente seria Arabia Saudita se quedarian solos con una oferta de 15 Mbd en el mejor de los casos, frente a una demanda de 13 Mbd de USA, 10 Mbd de la UE, 5 Mbd de Japon, 4 Mbd de China, 2 Mbd de India…La diferencia entre oferta y demanda seria abismal!!! El mercado inexorablemente se colapsaria.
Los mas perjudicados los del grupo 1, se quedarian sin petroleo. Vamos fundamentalmente la UE y Japon.
Pero eso es solo a nivel de estados y de mercado del petroleo, en los demas mercados los demas agentes incorporarian las mismas “expectativas racionales”… ¿Quién se compraria un coche, que dura unos 10 años sabiendo que el petroleo se acaba?
¿Quién se hipotecaria en una vivienda ante la expectativa de un paro masivo?
Los tres pilares basicos sobre los que se apoya la economia española: turismo, construccion y fabricación de automóviles simplemente desaparecerian de la noche a la mañana.
Nadie compraria un coche.
No vendrian turistas extranjeros.
Nadie se podria hipotecar en un piso.
El estado dejaria de recaudar miles de millones de euros, no podria pagar a los parados, pensionistas , jubilados, intereses de la deuda publica…
Los agricultores y ganaderos ante la incertidumbre de no tener mas gas-oil, fertilizantes, pesticidas, agua de riego e incluso semillas y… clientes!!!
abandonarian la producción o producirian para autoconsumo.
Aunque tambien lo veo difícil ¿Se imagina alguien a un propietario de un invernadero de Almeria viviendo solo de tomates? Aunque, que invernadero? Si los invernaderos son de plastico!!
Resumiendo: colapso.
Las consecuencias de esta teoria en este caso concreto son devastadoras.
Para empezar, explicar un concepto:
Por que vale mas un diamante que el agua si el agua es imprescindible para la vida y el diamante no?
Pues porque el agua aunque imprescindible es MUY ABUNDANTE y los diamantes no.
Pero ahora imaginaros que teneis que cruzar un desierto y teneis solo 10 litros de agua, si os faltase un solo litro moririais en la travesia. ¿Cuánto valdria ahora un solo litro de agua? Pues mas que todos los diamantes del mundo!!! Porque de el depende vuestra vida!!!
Con el petroleo sucedera lo mismo, veamos:
Cuando pasen unos años en que la producción descienda y los precios suban constantemente, todo el mundo, gobiernos, empresas y sobre todo la gente dejara de creer en una posible recuperacion de la producción.
Es mas adoptaran la “expectativa racional” de que el petroleo se acaba inexorablemente y que su producción declinara de manera constante!!!!
Cuando esto suceda las consecuencias seran devastadoras.
¿Por qué? Veamos hay cuatro clases de paises.
1.- No tienen petroleo. ( España, Japon, Alemania, Italia, Francia )
2.- Tienen petroleo pero consumen mas del que producen ( USA, China, en un futuro proximo UK )
3.- Tienen petroleo y producen mas del que consumen… pero la diferencia no sera demasiada ( Mexico, Brasil, Rusia, incluso paises OPEP como Iran, Indonesia o Argelia )
4.- Paises cuya capacidad de producción excede en mucho a su consumo ( Arabia Saudi, Kuwait, EAU, Noruega, Qatar, Venezuela …Irak? )
Evidentemente los paises del grupo 1 y 2 no cuentan, pero los del grupo tres y siguiendo la teoria de las expectativas racionales se dirian : Eh, cuidado: que si exporto mucho petroleo y dado que este se esta agotando, mañana me puedo quedar yo sin el… y reduciran drásticamente sus exportaciones…. dejando el petroleo debajo de su subsuelo para su uso particular en un futuro.
La oferta mundial de petroleo se reducira entonces DRASTICAMENTE mucho mas que lo que predice la curva de Hubbert, porque muchos paises ante la "expectativa racional” de agotamiento del petroleo SE SALDRAN del mercado y no estaran dispuestos a vender a NINGUN precio un recurso imprescindible y que a ellos tambien se les agotaria si siguiesen exportandolo masivamente.
La consecuencia es que unos pocos paises, aunque básicamente seria Arabia Saudita se quedarian solos con una oferta de 15 Mbd en el mejor de los casos, frente a una demanda de 13 Mbd de USA, 10 Mbd de la UE, 5 Mbd de Japon, 4 Mbd de China, 2 Mbd de India…La diferencia entre oferta y demanda seria abismal!!! El mercado inexorablemente se colapsaria.
Los mas perjudicados los del grupo 1, se quedarian sin petroleo. Vamos fundamentalmente la UE y Japon.
Pero eso es solo a nivel de estados y de mercado del petroleo, en los demas mercados los demas agentes incorporarian las mismas “expectativas racionales”… ¿Quién se compraria un coche, que dura unos 10 años sabiendo que el petroleo se acaba?
¿Quién se hipotecaria en una vivienda ante la expectativa de un paro masivo?
Los tres pilares basicos sobre los que se apoya la economia española: turismo, construccion y fabricación de automóviles simplemente desaparecerian de la noche a la mañana.
Nadie compraria un coche.
No vendrian turistas extranjeros.
Nadie se podria hipotecar en un piso.
El estado dejaria de recaudar miles de millones de euros, no podria pagar a los parados, pensionistas , jubilados, intereses de la deuda publica…
Los agricultores y ganaderos ante la incertidumbre de no tener mas gas-oil, fertilizantes, pesticidas, agua de riego e incluso semillas y… clientes!!!
abandonarian la producción o producirian para autoconsumo.
Aunque tambien lo veo difícil ¿Se imagina alguien a un propietario de un invernadero de Almeria viviendo solo de tomates? Aunque, que invernadero? Si los invernaderos son de plastico!!
Resumiendo: colapso.
Solo frenando el crecimiento tenemos alguna posibilidad de sortear el desastre...
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hemp
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Cita de: Víctor
En mi trabajo publicado en la sección de CE "Combustibles fósiles" y titulado "Estudio sobre las reservas de petróleo" (ver ¡enlace erróneo!), aludía a la problemática de las reservas mundiales de petróleo y a la forma en que éstas varían según quien haga los cálculos, tras lo cual intenté determinar las posibilidades de un cenit mundial de petróleo (total) en tal o cual año (estimé en 2.010), en función de los datos recopilados y los resultados obtenidos.
Pero revisando una vez más los datos, preferentemente de BP (British Petroleum), aunque hay otras gestoras y analistas a los que aludí en el estudio anterior, sigo teniendo grandes dificultades para comprender la manera en que se exponen los datos, al menos por parte de BP.
He mirado de nuevo tanto su Staditical Review de 2.005 como el de 2.004, y resulta que las diferencias "extrañas" a las que aludí en mi estudio continúan: las reservas varían de un año a otro en la mayoría de años que ya estaban calculados y que en teoría no deberían haber variado. Sé que estoy hablando de información de una compañía privada bastante opaca, pero uno tiene curiosidad por saber a qué conduce la información de la que dispone el público.
Por ejemplo, saqué los datos de 1.996 en el estudio.
Informe de 2.003: 1.037 Gb
Informe de 2.004: 1.064 Gb
Informe de 2.005: 1.048 Gb (última "actualización" de BP)
Por otro lado, me gustaría que quien sea experto en el sector del petróleo (o trabaje en una empresa petrolera) me resolviera varias dudas.
Supongamos que:
R= Reservas que BP nos informa existen en el año 1
rRA = Incremento reservas anual
RN = Reservas netas
PA = Producción anual
rNRA = Incremento neto reservas anual
RTN = Reservas totales netas
Entonces siguiendo el apartado del informe de BP hoja " Oil: Proved reserves history", podremos calcular:
rRA = R1 - (R-1)
RN = [(RN-1) + rRA] - PA
rNRA = RN - (R-1)
RTN = (RTN-1) + rNRA
¿Es correcto esto? Si es así, y comenzamos a calcular a partir del año 1.981, podríamos ver que las RESERVAS TOTALES NETAS (RTN) son muy inferiores (debido a la acumulación).
Porque... ¿son las reservas del informe netas o brutas?
Si aumento en 100 mis reservas de un año a otro... pero ese año las consumo en 10... ¿no deberían quedarme 90? Si pensáramos que BP ya pone las reservas netas... eso supondría que al incremento que ponen se habrían de añadir, al menos en 2.004,... ¡30.000 millones de barriles! El detalle es que en 2.004, por ejemplo, NO ES POSIBLE tal aumento de reservas en el mundo (leer sino lo que dicen las gestoras energéticas). Luego lo que indica el informe NO es neto: hay que restar la producción.
El dilema es ¿qué diferencia hay entre "nuevos descubrimientos" (ver gráfica de la Exxon-Mobil) y "Reservas nuevas a añadir a las anteriores"?
¿Qué se añade antes al total, los descubrimientos o las reservas nuevas?
Y habría de verse también el declive de pozos quizá...
Resumiendo:
Con mis cálculos resulta que acumulándolos desde 1.981-2.005, me sale que se llegó a la MITAD DE LAS RESERVAS mundiales en el año 2.000.
CALCULOS HASTA 2005
Producción total 1980-2005 638,94
Producción total 1860-1979 236,06
Reservas NETAS a 2005 543,25 (RTN)
Suma 1.418,25
La mitad son 709,13
Desde 543,25
a 709,13
QUEDAN -165,87 HASTA EL 50%
QUE SON -5,41 AÑOS PARA LLEGAR A LA MITAD DE LAS RESERVAS
AÑO 2.000
A ver qué opináis sobre este intrincado mundo de los cálculos de reservas mundiales. Si alguien puede corregirme o mejorar estos supuestos, sería de gran ayuda para resolver el problema que hoy por hoy parece tan y tan complicado...
Un saludo
Víctor
Veo que no he sido el primero de repasar este tema, y he llegado a la misma conclusión salvo 3 años más tarde!!
Hechos:
a partir de 1980 la producción supera lo que se van descubiriendo
en los 80 la OPEP incrementan sus reservas sin explicación científica.
Resumen:
1980: Reservas en 667,2 mmb
2007: Reservas en 1237,9 mmb
Aumento en 570,7 mmb
Producción cumulativo entre 1980 a 2007 en 674,9 mmb
Reservas ajustadas en 540 mmb
Estimación de años de producción = 18 años.
Si es así estamos en una situación peor que se dice por alli, encima las reservas que quedan son de peor calidad.
saludos
El chollo se acaba y ver que hacemos...
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Dario_Ruarte
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Esto será fácil de DEDUCIR de aqui en más.
Dos datos (quizás los oculten cada vez más) darán una pista clara:
a) El aumento de la producción (o su meseta)
b) La tasa de decrecimiento de los yacimientos conocidos.
Salvo que hagas "la gran mago" y saques un conejo de la galera, no podrás justificar cifras si la tasa de caída en la producción de los yacimientos conocidos es ELEVADA (señal de que las reservas son "malas") y si no tienes declarados nuevos descubrimientos de gran calidad.
Aunque quieran ENGAÑAR con las reservas, la dinámica de la extracción permite DEDUCIR el estado de las mismas. Es así de sencillo.
Dos datos (quizás los oculten cada vez más) darán una pista clara:
a) El aumento de la producción (o su meseta)
b) La tasa de decrecimiento de los yacimientos conocidos.
Salvo que hagas "la gran mago" y saques un conejo de la galera, no podrás justificar cifras si la tasa de caída en la producción de los yacimientos conocidos es ELEVADA (señal de que las reservas son "malas") y si no tienes declarados nuevos descubrimientos de gran calidad.
Aunque quieran ENGAÑAR con las reservas, la dinámica de la extracción permite DEDUCIR el estado de las mismas. Es así de sencillo.
Estado: desconectado
hemp
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Solo existe una manera de ocultar datos de producción es la de esconderlo en el "consumo interno" del país..
Resumen de los aumentos de consumo en Oriente Medio en millones de barriles por día (cada 5 años)
1982 a 1987 ............... 0,689
1987 a 1992 ............... 0,596
1992 a 1997 ............... 0,758
1997 a 2002 ............... 0,588
2002 a 2007 ............... 1,192
Como se observa el aumento entre 2002 y 2007 podria ser ficticio para esconder posibles declives en los paises productoras.
Habrá que ver las exportaciones, es allí donde se verá la reducción de producción.
saludos.
El chollo se acaba y ver que hacemos...
Resumen de los aumentos de consumo en Oriente Medio en millones de barriles por día (cada 5 años)
1982 a 1987 ............... 0,689
1987 a 1992 ............... 0,596
1992 a 1997 ............... 0,758
1997 a 2002 ............... 0,588
2002 a 2007 ............... 1,192
Como se observa el aumento entre 2002 y 2007 podria ser ficticio para esconder posibles declives en los paises productoras.
Habrá que ver las exportaciones, es allí donde se verá la reducción de producción.
saludos.
El chollo se acaba y ver que hacemos...
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hemp
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Mande los datos sobre el consumo interno de Arabia por e-mail a Matt Simmons, más las estimaciones en reservas, creo que su no contestación es que he acertado :)
Bueno, lo tiene y seguramente y lo está estudiando.
Lo que me sorprende es, si yo y Victor hemos llegado a la misma conclusión por separado (en años!) me da sensación que las reservas reales, las que realmente se pueden extraer son por los 500 a 700 MMB en vez de los 1237 MMB según BP.
¿solo se suma y no resta?
Indicativo de nuestra sociedad consumista.. sumar y multiplicar, la de restar nada de nada!
El chollo se acaba y ver que hacemos...
Bueno, lo tiene y seguramente y lo está estudiando.
Lo que me sorprende es, si yo y Victor hemos llegado a la misma conclusión por separado (en años!) me da sensación que las reservas reales, las que realmente se pueden extraer son por los 500 a 700 MMB en vez de los 1237 MMB según BP.
¿solo se suma y no resta?
Indicativo de nuestra sociedad consumista.. sumar y multiplicar, la de restar nada de nada!
El chollo se acaba y ver que hacemos...
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Víctor
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Identificado: 18/03/2004
Mensajes: 1319
Retomando los cálculos que ya hice hace tiempo y que están al comienzo de este foro, aquí presento gráficas que son visualmente esclarecedoras...
Método de cálculo basado en el BP Statistical Review of World Energy June 2004
Datos obtenidos para cada año comparándolo con el precedente y obteniendo los acumulados tras sumar las nuevas reservas y restar la producción.
Aumento reservas (tablas BP, año N1-N)
Producción anual (tablas BP)
Reservas netas (reservas año anterior + aumento reservas anual - producción anual)
Aumento neto reservas anual (reservas netas - reservas año anterior)
RESERVAS TOTALES NETAS (reservas totales netas del año anterior + aumento neto reservas anual)
Res. totales netas / prod. año (reservas totales netas / producción anual)
Res. BP / prod. Año (tablas BP, reservas / producción anual)
Podrían actualizarse los datos hasta el año pasado, pero creo que hasta el 2003 la perspectiva es suficiente.
Para el cálculo de reservas / producción me salen al final 21 años contra los 41 (eternos) de BP.
Para el cálculo de las reservas restantes netas me salen al final 592.000 Mb contra los 1.148.000 Mb de BP.
Aquí están las gráficas que me han salido en base a la recopilación de los datos anteriores según los cálculos expuestos: tenemos una especie de "mandíbula abierta de cocodrilo" al uso, cuyas fauces amenazan con abrirse aún más conforme pasen los años. De hecho, en el 2008, seguramente debe aparentar una gran boca dispuesta a comerse a cualquiera.
Reservas totales netas restantes
Años de reservas restantes
Si no enseñan por ningún sitio "oficial" este tipo de gráficas o algunas semejantes (y mejor concebidas), es porque hay por ahí algo podrido, demasiado incómodo como para ir dando explicaciones fuera de los herméticos cónclaves petroleros.
Un saludo
Sistemas más complejos, mayor flujo de energía
Método de cálculo basado en el BP Statistical Review of World Energy June 2004
Datos obtenidos para cada año comparándolo con el precedente y obteniendo los acumulados tras sumar las nuevas reservas y restar la producción.
Aumento reservas (tablas BP, año N1-N)
Producción anual (tablas BP)
Reservas netas (reservas año anterior + aumento reservas anual - producción anual)
Aumento neto reservas anual (reservas netas - reservas año anterior)
RESERVAS TOTALES NETAS (reservas totales netas del año anterior + aumento neto reservas anual)
Res. totales netas / prod. año (reservas totales netas / producción anual)
Res. BP / prod. Año (tablas BP, reservas / producción anual)
Podrían actualizarse los datos hasta el año pasado, pero creo que hasta el 2003 la perspectiva es suficiente.
Para el cálculo de reservas / producción me salen al final 21 años contra los 41 (eternos) de BP.
Para el cálculo de las reservas restantes netas me salen al final 592.000 Mb contra los 1.148.000 Mb de BP.
Aquí están las gráficas que me han salido en base a la recopilación de los datos anteriores según los cálculos expuestos: tenemos una especie de "mandíbula abierta de cocodrilo" al uso, cuyas fauces amenazan con abrirse aún más conforme pasen los años. De hecho, en el 2008, seguramente debe aparentar una gran boca dispuesta a comerse a cualquiera.
Reservas totales netas restantes
Años de reservas restantes
Si no enseñan por ningún sitio "oficial" este tipo de gráficas o algunas semejantes (y mejor concebidas), es porque hay por ahí algo podrido, demasiado incómodo como para ir dando explicaciones fuera de los herméticos cónclaves petroleros.
Un saludo
Sistemas más complejos, mayor flujo de energía
Estado: desconectado
hemp
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Mensajes: 1341
Victor,
Ya lo hice para 2008 y con los datos actuales y tambien tomando como falso los datos de OM desde 1984, Las reservas como ves arriba, son menores, entre 15 y 20 años en terminos reales.
saludos
El chollo se acaba y ver que hacemos...
Ya lo hice para 2008 y con los datos actuales y tambien tomando como falso los datos de OM desde 1984, Las reservas como ves arriba, son menores, entre 15 y 20 años en terminos reales.
saludos
El chollo se acaba y ver que hacemos...
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