PPCC: Pisitófilos Creditófagos. Veranito 2025

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https://www.europapress.es/economia/noticia-repsol-desprende-ultimos-activos-upstream-asia-venta-dos-bloques-indonesia-20250916180935.html

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https://www.europapress.es/motor/sector-00644/noticia-ford-recortara-1000-empleos-planta-colonia-alemania-comienzos-2026-20250916112429.html

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https://www.expansion.com/mercados/2025/09/16/68c99b7ce5fdea41398b45c5.html

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El dólar amenaza el efecto de los tipos

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Las empresas pargarán 16.000 millones por las bajas laboralesen 2025

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'Hype' por las 'stablecoins'

El futuro del Estado de Bienestar: entre lo deseable y lo posible

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Trazar el rumbo: cómo Europa puede convertir la incertidumbre en fortaleza

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Si no ponemos mucho dinero, no habrá petróleo ni gas natural.

Antonio Turiel · 2025.09.17

Queridos lectores:

En el post anterior comentábamos que la Agencia Internacional de la Energía (AIE) no había anunciado aún la fecha de salida de su informe anual para 2025, el World Energy Outlook (WEO). Esto es bastante inusual: por lo general, la fecha concreta (que generalmente se sitúa a mediados de octubre) se suele anunciar hacia el mes de julio. Javier Blas comentaba en Bloomberg que la razón se halla en que se han visto obligado a recuperar el Escenario de Políticas Actuales (CPS por sus siglas en inglés, el cual vendría a corresponder con lo que generalmente denominamos Business as Usual o BAU) por presión de los EE.UU. La decisión de recuperar este escenario no es menor: en el CPS, no hay cortapisas ni compromisos para disminuir el consumo de combustibles fósiles, la única limitación siendo por tanto la económica. De ese modo, los escenarios CPS siempre han sido escenarios de incesantemente creciente consumo de combustibles fósiles... o así habían sido hasta 2010, en la que por primera vez se reconoció que había problemas para hacer crecer la producción de petróleo. Desde entonces, la AIE ha ido capeando como ha podido el hecho de querer reconciliar escenarios de crecimiento económico que le vienen dados por la OCDE con la realidad física de las limitaciones en la extracción de petróleo primero, y progresivamente gas y carbón. Por eso, en 2020 decidieron desterrar el CPS y pasamos a los escenarios de Políticas Comprometidas, de Políticas Anunciadas, de Desarrollo Sostenible y finalmente de Cero Neto en 2050, cada uno de ellos siendo más estricto que el anterior en cuanto al descenso del consumo de combustibles fósiles. En 2018 estuvieron a punto de reconocer que el Peak Oil era inminente, lo cual no es una coincidencia con el hecho de que noviembre de 2018 marcó el máximo de producción de combustibles líquidos.

Imagen de Peak Oil Barrel, https://peakoilbarrel.com/may-world-and-non-opec-oil-production-flat/

Pero aceptar que un planeta que no es un plano infinito sino una esfera de 6366 kilómetros de radio (y por tanto enorme pero finita) es algo incompatible con la doctrina económica liberal. Así pues, a partir de 2020 el mantra de la AIE ha sido que no se estaba produciendo un pico de producción de petróleo, sino que era un pico de demanda. Es decir, no es que no se pueda extraer más, sino que en realidad no queremos más. De esa manera, se podía mantener la ilusión de que la demanda de energía podía seguir creciendo, simplemente siendo sustituida por cantidades masivas de energía renovable, dentro del modelo de Renovable Eléctrica Industrial (REI).

Han pasado algunos años más. El REI está fracasando estrepitosamente, por las mismas razones que señalábamos hace años y por más que los advenedizos de turno sigan intentando colocar su producto averiado. Alemania, Francia y Reino Unido están sufriendo una fuerte desindustrialización y sus economías renquean, y con ellas las de toda Europa. Alemania anuncia que rebajará sus ambiciones con la eliminación de los coches con motor de combustión interna. Y en EE.UU., Donald Trump está liquidando (con su estilo drástico y grosero) uno a uno todos los proyectos de transición renovable, pues también los EE.UU. tienen sus urgencias económicas. Básicamente, los países que lideraban la necesaria transición fuera de los combustibles fósiles han decidido que la economía va primero y es lo más importante, y por tanto quieren volver a los viejos, fiables y económicamente competitivos combustibles fósiles. Porque, a fin de cuentas y como la AIE no se ha cansado de repetir, el descenso de su producción era un pico de demanda, es decir, obedecía a una decisión. Consumíamos menos porque habíamos decidido consumir menos. Pues bien, se dicen nuestros líderes, ahora hemos cambiado de opinión y queremos consumir más.

Hay un problema, obviamente. Y es que no se había producido un pico de demanda. Lo que había pasado es que se había producido un pico de producción. Simplemente, los recursos que restan son cada vez más caros de extraer, tanto energética como económicamente. Simplemente por eso, no se puede evitar que su producción (es decir, la cantidad que se extrae cada año) entre en un proceso de descenso, de modo que año a año se extraerá cada vez menos petróleo ahora, y en unos pocos años les pasará lo mismo al gas y al carbón. De nuevo, la aberrante teoría económica hoy en día dominante piensa que todo es cuestión de inversión y de precio. Pero no es verdad. Si el rendimiento energético de los recursos extraídos no es lo suficientemente elevado, el precio de extracción es demasiado caro para que la sociedad se lo pueda permitir. Las empresas empiezan a cerrar y se entra en la peligrosa espiral de destrucción de demanda - destrucción de oferta que tantas veces hemos comentado. De hecho, el umbral máximo que puede soportar la economía no es tan elevado como se piensan tantos analistas: hace unos años se situaba en torno a los 120 dólares por barril de petróleo, pero en el deteriorado panorama económico actual es dudoso que se puedan soportar siquiera 100 dólares por barril. Y ni siquiera hace falta que el precio del petróleo se mantenga sistemáticamente elevado: basta con que lo haga un par de semanas para desencadenar la espiral de destrucción de demanda primero y de oferta después, y así nos mantenemos con precios relativamente bajos hasta el siguiente pico de precios. Llevamos viviendo eso desde 2008 y así seguiremos, y lo único esperable es que los ciclos (y su destrucción) se aceleren a medida que la producción de petróleo descienda.

En estas circunstancias, la AIE tiene una dificilísima papeleta. ¿Cómo explicará ahora que eso del pico de la demanda era mentira? ¿Cómo explicará que, en realidad, va a faltar petróleo primero, y luego gas y más tarde carbón? ¿Que no va a ser posible mantener el crecimiento económico? ¿Cómo conseguirá que los países occidentales acepten que, de una manera u otra, esto va a cambiar forzosamente, que el juego se ha acabado?

Y es en este contexto que la AIE acaba de publicar un informe especial que nadie se esperaba. Un informe con revelador título: "Las implicaciones de los ritmos de descenso de los campos de petróleo y gas". Un informe con el que la AIE espera allanar el terreno para las amargas píldoras que habrá que tragar los próximos años. Dada la importancia de este informe, he decidido escribir este post, analizando su contenido.

Comencemos por lo más básico: la palabra "pico" ("peak") y sus derivados aparece la friolera de 92 veces, y eso en solo 73 páginas de informe; y en todos casos, se refiere a pico de producción, nunca al pico de demanda (parece que estamos recuperando el tiempo perdido en los últimos años). Un vistazo rápido al informe muestra que estamos delante de un documento fundamentalmente técnico, con mucho análisis numérico (hasta mencionan cuestiones técnicas del lenguaje de programación usado en el análisis) y muy poca interpretación política.

El resumen ejecutivo marca las líneas maestras de lo que es este documento. Algunos mensajes clave:

• Literalmente la primera frase del resumen ejecutivo: "El debate sobre el futuro del petróleo y del gas tiende a centrarse en las perspectivas de demanda, con mucha menos consideración concedida a cómo podría desarrollarse el cuadro del suministro". Y a continuación nos dicen que esa asimetría es un error y que en realidad la AIE lleva calculando los ritmos de caída de producción de petróleo y gas desde hace años. Como si no hubieran sido ellos mismos los que hubieran causado esta asimetría...
• "Aproximadamente el 90% de la inversión en upstream de petróleo y gas desde 2019 se ha dedicado a compensar las caídas de producción más que en alimentar el crecimiento de la demanda".
• En 2000 el petróleo convencional representaba el 97% de la producción, pero en 2024 su contribución se ha reducido al 77% (en el gas, al 70%). La mayoría de lo no convencional (por lo menos, lo que más ha crecido) es petróleo y gas de fracking (algo que como sabemos tiene los pies de barro).
• El ritmo de caída de producción de los campos de petróleo convencional es del 5,6% anual, mientras que para el gas convencional es del 6,8% (los ritmos de caída de los no convencionales llegan al 35% el primer año y un 15% anual los años siguientes, aunque en éstos la clave es la rápida sustitución de pozos). Esos son los ritmos de caída (denominados "descensos observados") si asumimos que destinamos el 90% de la inversión en upstream a compensar su caída: si se cortara esa fuerte aportación económica, el ritmo de toda la producción (no solo la convencional) caería al 8% anual para el petróleo, y del 9% en el caso del gas: éstos son los denominados "descensos naturales". Cabe decir que con esos ritmos de caída, la producción sería prácticamente testimonial en solo 10 años...
• Los ritmos de descenso natural se están acelerando. Y si nos atuviéramos solamente a los descensos naturales (es decir, se cortara en seco la inversión), la producción quedaría rápidamente concentrada en Oriente Medio y Rusia. Así de claro.
• Mantener la producción de petróleo y gas en los niveles actuales implicaría encontrar cada año nuevas reservas por 10.000 millones de barriles de petróleo y 1 billón de metros cúbicos de gas natural. Esto es más del doble de lo que se está encontrando ahora mismo.

Analicemos ahora los capítulos del informe. No entraré en todos los detalles, solo los más relevantes para los temas que quiero discutir.

Capítulo 1: Producción e inversión en petróleo y gas natural.

La primera figura habla por sí sola:

A pesar de las repetidas veces que encontramos informes que dicen que hemos sobrepasado los 100 millones de barriles diarios (Mb/d) de producción de todos los líquidos del petróleo, la AIE es clara: no, aún no hemos pasado ese umbral. Y eso teniendo en cuenta que esa categoría, "todos los líquidos del petróleo", es engañosa porque contiene un epígrafe, "líquidos del gas natural", que se utiliza mayoritariamente en la producción de plásticos y no en la de combustibles líquidos. De hecho, es claramente la categoría que más crece (en realidad, todo lo convencional declina) y sin los líquidos del gas natural la producción de líquidos mostraría una caída, a pesar del petróleo de fracking (la única otra categoría que crece de manera apreciable).

Cuando se separa por regiones, se ve claramente que lo único que evita que se desplome la producción es los EE.UU. La OPEP y Rusia aguantan más o menos el tipo, con una ligera caída, y el resto excepto EE.UU. están en franca caída. Cosa que ya sabíamos.

En el caso del gas natural, la situación es bastante peor en realidad, dada la absoluta dependencia en los efímeros pozos de gas de fracking. De hecho, sin su aportación la producción estaría prácticamente estancada desde 2010 y en declive desde 2020 (lo cual me recuerda un viejo post que escribí hace 15 años).

Un poco más tarde se analiza el ritmo de descubrimiento de nuevos yacimientos de petróleo y gas. Aquí la AIE utiliza uno de sus viejos trucos sucios, y en vez de presentar los hallazgos separadamente para el petróleo y el gas, los presenta conjuntamente, convirtiendo el gas en "barriles de petróleo equivalente". Tengan presente que, cuando se presentan de esta manera, el gas representa alrededor del 60% de los descubrimientos, y el petróleo el 40% restante. Creo que la gráfica es muy elocuente sobre la situación actual. En el período 2020-2024, los descubrimientos de petróleo deben estar por los 3000 millones de barriles anuales (cuando antes ya han dicho que deberían rondar los 10.000 simplemente para mantener la producción).

También muestra la AIE una gráfica sobre la evolución de la inversión en upstream (búsqueda, puesta en funcionamiento y mantenimiento de nuevos pozos) de petróleo y gas. De nuevo hay un par de trucos sucios: el consabido de mezclar gas y petróleo, y el de comenzar la gráfica en el año 2015, cuando 2014 es el año del máximo de inversión y de 2014 a 2015 se produjo una caída del 26%; aún así, se ve que la inversión actual está bien por debajo de la de 2015, pero obviamente se pretende transmitir una cierta (falsa) idea de estabilidad.

Combinando esta gráfica con la anterior queda claro que la inversión está siendo cada vez más insuficiente, y que, al ser de peor calidad los yacimientos que quedan, cada vez se consiguen menos barriles nuevos con la misma inversión - lo cual es lógico, porque los yacimientos que quedan son cada vez peores y de acceso más complicado. Y se evidencia que la situación está peor en el caso del petróleo, pues si bien el 40% de los barriles encontrados son de petróleo, en cuanto al gasto en upstream el petróleo representa el 76% del total.

Es interesante ver también el gasto por región: en la actualidad, América del Norte (EE.UU., Canadá y México) es donde más se invierte, un 34% del total, bastante por encima del peso de su producción.

Capítulo 2: Ritmos de descenso observados y naturales de los yacimientos de petróleo y gas natural.
 
De nuevo, la primera figura habla por sí sola. "Post-peak" quiere decir yacimientos que ya han pasado su pico de producción y están disminuyendo; "ramp-up" son yacimientos que entraron en funcionamiento después de 2015 y aún no han llegado a su pico, y "legacy" son yacimientos anteriores al 2015 que aún no han llegado a su pico.

La inmensa mayoría de la producción proviene de  yacimientos de petróleo y de gas que han pasado ya su pico de producción (80% y 90%, respectivamente). Ésta es la situación que tenemos que manejar.

Y de eso va este capítulo, de dar muchas métricas del desastre. Se definen convencionalmente tres fases del declive: la fase 1 (del pico hasta el 85% de la producción), la fase 2 (del 85% al 50% de la producción) y la fase 3 (del 50% hasta el final de la explotación). Con esta definición, tabulan las tasas promedio de declive anual observado según diversas tipologías de yacimiento.

Como pueden ver, la tasas de declive observado aceleran a medida que avanzamos a fases más avanzadas del declive productivo. Por eso, cuando se dice que la tasa de declive observado promedio es del 5,6%, está claro que aún predominan los pozos en la fase 1; pero a medida que vayan envejeciendo, cada vez más pozos pasarán a las fases 2 o 3 y la tasa promedio de declive anual se disparará.

Los números promedio son semejantes para el gas natural (fase 1: 4,5%; fase 2: 11,5%; fase 9,7%), aunque su tasa promedio es algo mayor (6,8% anual), lo cual indica que tiene más pozos en fase 2, y también que la aceleración de su declive está más avanzada que en el caso del petróleo.

Hay muchos más análisis interesantes en este capítulo, pero no me detendré ahora en ellos.

Capítulo 3: Implicaciones de las tasas de declive en la producción, inversión y seguridad energética.

Como en cada capítulo, la primera figura habla por sí sola. Así evolucionaría la producción de petróleo y gas si se detuviera la inversión en upstream, es decir, si se la dejara caer a sus tasas de declive naturales:

Como pueden ver, a la vuelta de 25 años la producción de petróleo y gas natural sería prácticamente marginal. Lo cual es obviamente malo; pero además, como nos explican, debido a que cada vez se explotan más yacimientos de petróleo y gas no convencional, que duran poco y cuya producción decae más deprisa, los ritmos de caída natural están empeorando con el tiempo. Básicamente, que cada vez cuesta más simplemente mantener una producción constante.

Han analizado también cómo evolucionaría la situación si se invirtiera de la mejor manera posible en los campos existentes y en todos los que ya están aprobados pero no explotados. La cosa mejora, pero no crean que es para tirar cohetes. La conclusión es clara: no basta con mantener lo que hay, no basta con explotar lo que ya se conoce. Hay que encontrar nuevos yacimientos, y a mansalva (y cada vez más rápido).

Después, analizan en qué nivel se tiene que mantener la inversión en upstream para que la producción no caiga. La conclusión es que si nos mantenemos en los 500.000 millones de dólares al año actuales, hasta 2050 la producción de petróleo y gas natural subiría un poco. Es interesante la gráfica que dan sobre cuál sería el nivel de producción según diferentes escenarios de inversión, entre 0 y 500.000 millones de dólares anuales. También es importante hacer notar que esa gráfica asume que el ritmo de declive es constante (lo que no es cierto).

Y al final ésta parece ser la conclusión que quieren transmitir con este informe: que se puede conseguir una cierta estabilidad durante los próximos 25 años, con tal de mantener un nivel de inversión de alrededor medio billón de dólares anuales.

Es una lástima que el informe acabe así, con esa conclusión.  Por supuesto, falta en este análisis una mejor comprensión de la geología de los yacimientos, puesto que en el fondo se asume que los yacimientos van a aparecer simplemente si se pone más dinero. En realidad, como muestra su gráfica de descubrimientos, a pesar de mantenerse el nivel de inversión cada vez se encuentra menos petróleo y gas. Simplemente, porque cada vez queda menos, accesible y fácil de explotar.

La AIE, con este informe, se ha cubierto las espaldas, como es su costumbre. Ellos ya han avisado del problema del declive productivo, y han dado la receta para evitarlo: hay que invertir más dinero, y por lo menos medio billón de dólares. Por lo menos, porque como ellos mismos advierten, los declives van a empeorar en los próximos años.

Vamos a ver cómo se presenta el WEO de este año, al final. Pero seguramente vamos a encontrar algunas sorpresas. Por lo pronto, vayan preparando la cartera, porque al final pagaremos por ese petróleo, tanto si se pone la inversión en upstream como si no se pone.

Salu2.
AMT

Saludos.