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El cénit del petróleo y de los combustibles fósiles y sus críticos
por Antonio García-Olivares
En un artículo que será publicado próximamente en Technological Forecasting and Social Change he estudiado, junto con Joaquim Ballabrera, la posible evolución económica de un país occidental (EEUU) tras el cénit del petróleo y de los combustibles fósiles, evolución que podría llevar con gran probabilidad al final del crecimiento. Antes de su aceptación, los revisores del artículo plantearon varias cuestiones que ponían en duda la idea de que el cénit del petróleo y el de los combustibles fósiles fuera algo inminente. Como el tema me parece importante, este post recoge el contenido de esas objeciones, habituales cuando se plantean los temas del peak oil y otros relacionados, y resume los principales argumentos de respuesta que dimos a los revisores. Si tales argumentos fueron útiles aparentemente para convencerlos podrían serlo también a la hora de plantear y defender estos conceptos en otros foros.
El cénit del petróleo frente al crecimiento de las reservas
Hay buenas razones para pensar que el cénit de la producción de petróleo (“peak oil”) está cerca. Una de las razones es la inelasticidad que se observa desde 2006 en la relación entre producción y precio (Murray y King 2012). Otra razón es el crecimiento prácticamente nulo en la producción de petróleo desde ese año (IEA 2010). Una tercera razón es que las reservas finalmente recuperables (URR) de petróleo existentes han sido estimadas en, aproximadamente, el doble de las ya extraídas (Laherrère 2007a). Pese a tales evidencias, uno de los revisores del artículo objetó que nuestras predicciones de un próximo cénit de petróleo y combustibles fósiles eran erróneas porque los valores publicados de recursos disponibles dependen no sólo de las tecnologías de explotación disponibles sino también del capital invertido en exploración geológica, el cual se va invirtiendo a medida que las empresas lo necesitan, de modo que la cantidad de reservas conocidas (o el horizonte de explotación) permanece más o menos estable a lo largo de las décadas.
El modo como respondimos a este argumento fue alegando que el horizonte de explotación debería permanecer estable a lo largo de las décadas sólo si la tasa de nuevos descubrimientos es mayor que la tasa de consumo. Pero que hoy ese no es el caso, tal como puede observarse en la figura siguiente, adaptada de Exxon Mobil Corp.:
A la vista de esta figura, es difícil de creer que Exxon Mobil pueda considerar que su horizonte de explotación es hoy estable.
Por otra parte, aunque es cierto que las reservas pueden crecer con el tiempo en ciertos periodos, el parámetro llamado “reservas finalmente extraíbles” (URR) presenta una estabilidad mucho mayor, pues representa la asíntota o tendencia a largo plazo de la función “reservas más petróleo ya consumido”. Aunque esta función tiende a crecer con los años, su tasa de crecimiento disminuye a medida que la tasa de nuevos descubrimientos decrece, de modo que presenta una tendencia a saturarse en un valor asintótico, que es la URR.
Nuestra estimación de la URR del petróleo, gas y carbón se basa en los estudios de Jean Laherrère, un ingeniero que trabajó durante 37 años para Total, donde fue jefe de tecnologías de exploración, y que tras jubilarse se convirtió en uno de los miembros más activos de ASPO (la asociación para el estudio del pico del petróleo). En (Laherrère, 2007) este autor demuestra que las estimaciones “políticas” (OPEC) y financieramente orientadas (US Security Exchange Commisssion) de las reservas “probadas” (1P) son completamente inconsistentes con las estimaciones calculadas técnicamente de reservas “probadas + probables” (2P). La figura siguiente, actualizada por Laherrère a partir de ese estudio, muestra que las reservas técnicas tienen una tendencia declinante desde 1980 y que las estimaciones de la OPEC y de la SEC presentan una tendencia independiente y poco creíble.
La línea roja de la figura, que representa las reservas “probadas” oficiales son un sinsentido según Laherrère, ya que han sido obtenidas agregando reservas probadas individuales de campos petrolíferos o de naciones, y es sabido que la suma de N variables de, digamos, una probabilidad del 90% no es una variable con el 90% de probabilidad. Esto no ocurre con las reservas técnicas 2P “probadas + (50%) probables” (línea verde), que están más cerca del valor esperado y que pueden ser agregadas con más seguridad. La curva roja asciende casi verticalmente en 1986-1988 debido a la lucha que se produjo entre los miembros de la OPEC por los derechos de cuota, que indujo a muchos de ellos a inflar arbitrariamente sus reservas declaradas. Más tarde (en 2007) Sadad al-Husseini, antiguo vice-presidente ejecutivo de exploración y producción de la petrolera Saudi Aramco, en una conferencia en Londres reconoció que las reservas habían sido infladas en 300 Gb (giga barriles) debido a razones políticas. Además, tras el 2000 la curva sube verticalmente de nuevo debido a la reclasificación de los petróleos “extra-heavy”, que no eran considerados petróleos anteriormente sino “bitumen”. Todo esto hace que los datos oficiales mostrados en la línea roja carezcan del rigor necesario para ser usados científicamente, dado que han sido preparados para crear confianza en las reservas declaradas por los países, y para convencer a los inversores de que la producción no se interrumpirá en los próximos años, y no para ser usados por ingenieros o científicos.
Otra figura relevante del estudio citado es la siguiente, donde es aparente la falta de correlación entre tasa de descubrimientos y precio:
La tasa de descubrimiento debe por tanto depender principalmente de otros factores diferentes al precio tales como, por ejemplo, la geología.
Por otra parte, si el horizonte de explotación fuera el mismo hoy que hace 60 años, estas declaraciones de Christophe de Margerie, director ejecutivo de Total, no tendrían sentido: “Nosotros no lo sabemos todo, pero sobre reservas de petróleo y producción sabemos mucho. Y es nuestro deber decir claramente (…) que la industria es poco probable que pueda producir más de 100 millones de barriles por día, muy por debajo de los 120 millones o similar que la IEA estima que el mundo podría producir en 2030, y que hará falta para el crecimiento galopante de Asia”, y añade que 90 millones de barriles al día es “optimista” (actualmente la producción de todos los líquidos está en una meseta de 86 ±2 Mb/d desde 2005, y la producción de crudo más condensado en una meseta de 74 ±2 Mb/d). Como dice De Margerie: “lo que ocurrirá muy pronto es que el suministro de petróleo no cubrirá la demanda. Eso no significará que no haya petróleo. Hay reservas de petróleo, pero hará falta invertir muchos miles de millones para conseguirlas”. Sin embargo, De Margerie es escéptico sobre la posibilidad de que tales inversiones se produzcan. ¿Por qué? Primero, porque el petróleo se está volviendo cada vez más difícil de extraer: “el output de los campos existentes está declinando en 5 – 6 Mb/d cada año. Esto significa que las empresas de petróleo tienen que encontrar montones de nuevos campos sólo para mantener la producción en los niveles actuales. Más aún, la clase de campos que las compañías occidentales están comenzando a desarrollar, en agua muy profunda, o de petróleo casi sólido parecido al alquitrán, son de un desafío técnico mayor”. No hay suficientes trabajadores cualificados en el mundo ni equipos especializados, piensa De Margerie, para aumentar la producción tan rápidamente como la gente espera. “Todos nosotros pensamos lo mismo” (dice refiriéndose a otros CEO’s del petróleo) “es sólo un tema de si lo decimos”.
Una consecuencia de este creciente coste de extracción es que la producción de petróleo se ha vuelto inelástica después de 2005 a pesar de los altibajos en su precio, que ha fluctuado entre 40 $/b y 138 $/b sin producir una variación visible en la producción (Murray y King 2012), lo cual lleva a estos autores a identificar un techo de unos 75 Mb/d para la producción de crudo (figura siguiente).
En estas condiciones, resulta poco atractivo invertir en extracción petrolífera.
¿Y cuál es la razón última de esta inelasticidad de la producción? Una hipótesis plausible es considerar que la estimación de Laherrère de una URR de unos 3000 Gb de petróleo (poco más del doble de lo ya consumido) es esencialmente correcta y que este valor estimado no se incrementará mucho más en el futuro, debido a la insuficiencia de inversiones, el coste creciente de extraer el petróleo que queda (profundidades y presiones más altas, mayor densidad y viscosidad, petróleos de inferior calidad) y la retroalimentación mutua entre estas dos variables. Y esta es la aproximación que hemos usado en este trabajo. Nuestra hipótesis es que los modelos basados en un horizonte móvil de explotación en función del precio son útiles en situaciones con infinitos recursos que explotar, cuando la respuesta al precio es elástica, pero que los modelos de tipo Hubbert, basados en la URR, son mejores para modelar el comportamiento a largo plazo cuando la respuesta al precio se vuelve inelástica.
El concepto de URR es útil por tanto en las presentes condiciones y, además, permite tener en cuenta en parte su propio incremento a lo largo de las décadas. Para ello, es útil suponer que la producción se comporta como si explotara el conjunto de campos petrolíferos que se descubrieron en primer lugar, los cuales imponen un horizonte de explotación URR1, luego se empiezan a explotar un segundo conjunto de descubrimientos con URR2, y así sucesivamente. El comportamiento a largo plazo de la producción se modela entonces como la suma de N funciones de Hubbert:
P = u1b1 e-b1(t -tp) / [1+e-b1(t –tp1)]2+ u2b2 e-b2(t –t2p) / [1+e-b2(t –tp2)]2+ …+ unbne-bn(t -tpn) / [1+e-bn(t –tpn)]2
donde u1+u2+…+un = URR. De este modo, la URR o área final de la curva de producción puede ser distribuida a lo largo de las décadas.
El ajuste de la serie histórica de producción de petróleo a un modelo de esta clase con dos y tres funciones de Hubbert conduce al siguiente resultado:
Donde la línea gruesa representa la producción histórica de petróleo y derivados de gas natural, la línea punteada el ajuste con dos funciones de Hubbert y la línea a trazos el ajuste con tres funciones de Hubbert.
En el caso de las 3 funciones, se obtiene un R2 = 0.999 cuando el área de las tres funciones componentes es de 169 Gb, 1856 Gb and 975 Gb respectivamente (nótese que el área total continúa siendo URR=3000 Gb) y están centradas en 1975, 2007 and 2047 respectivamente.
La producción de petróleo se comporta pues como si consistiera en un ciclo de explotación principal de la mayoría de los descubrimientos, con fecha media en los setenta, y dos ciclos secundarios de explotación, uno con máximo en 1975, fecha cercana al embargo de petróleo de la OPEP en 1973-1974, y el más reciente iniciándose ahora y llegando al cénit en 2047, el cual podría representar la reciente explotación de petróleos no convencionales, con una contribución aparente de 975 Gb. Este método simula adecuadamente el máximo relativo de los 70 así como la meseta ligeramente ascendente que se observa desde 2005 y, por esta razón, hemos usado este ajuste para las predicciones económicas del artículo. Además, para anticipar posibles incrementos futuros de la URR debidos a tecnologías aún no predecibles hemos supuesto, conservadoramente, que URR = 3 Tb (400-420 Gtoe) corresponde a los recursos finalmente extraíbles de petróleo crudo + derivados del gas natural, y no a todos los líquidos tal como Laherrère supone. Esto permite a nuestra meseta de producción prolongarse hasta 2040, mientras que con una interpretación más estricta de la URR, Laherrère predice el declive de la producción de todos los líquidos para antes del 2020.
Laherrère ha estimado también la URR del gas y del carbón: 300 y 750 Gtoe respectivamente. El uso de estos valores hace posible obtener ajustes de Hubbert para todos los combustibles fósiles, tal como muestra la figura siguiente.
El ajuste de los tres combustibles fósiles aparece en la parte inferior de la figura, junto con sus datos históricos de producción (en línea negra continua): el ajuste del petróleo (línea punteada), el del carbón (línea a trazos) y el del gas (línea de puntos y trazos). En esta figura se ha utilizado el modelo de dos logísticas para el petróleo, que predice un cénit más alto y más próximo que el modelo de dos logísticas, en torno al 2021. La figura muestra también la energía obtenible de la agregación de todas las fuentes fósiles, cuyos datos históricos se muestran en la curva negra más alta, junto con la curva (azul continua) resultante de agregar los ajustes de Hubbert de los tres combustibles fósiles. El cénit de los tres combustibles fósiles podría tener lugar según esta estimación deliberadamente optimista en torno a 2021 (petróleo), 2029 (gas) and 2051 (coal). El cénit de todas las fuentes energéticas fósiles podría tener lugar en torno al año 2030-2038 dependiendo de la forma que adopte la actual meseta de producción de petróleo.
“La fecha del cénit del petróleo y de los demás combustibles fósiles es muy incierta y muchos autores son optimistas acerca de la capacidad de la innovación tecnológica para retardar esa fecha hasta un futuro muy lejano”
Esta crítica, cercana a la comentada anteriormente, es también muy frecuente. Ian Chapman (2013) sintetiza el estado del arte sobre la discusión acerca de la fecha del cénit del petróleo y afirma que hay buenas razones para creer que el peak oil está cerca, pero que efectivamente hay autores que piensan que el cénit del petróleo tendrá lugar en una fecha muy tardía o incluso nunca. Sin embargo, afirma, muchas de estas últimas opiniones han sido acusadas de estar sesgadas por intereses comerciales, creencias injustificadas en las soluciones técnicas y en el poder del mercado, o una metodología de análisis demasiado estrecha, que les hace usar como válidos datos inverosímiles sobre las reservas de los recursos no convencionales.
Por ejemplo, algunos optimistas tecnológicos como Rogner (1997), y Adelman y Lynch (1997), han despreciado las evidencias de un inminente peak oil con el argumento de que las reservas seguirán incrementándose como consecuencia del conocimiento técnico creciente. Estas expectativas han sido criticadas por autores como Hook et al. (2010), Campbell (2005), Laherrère (1994), e Ivanhoe y Leckie (1993), quienes consideran creíbles solamente las tecnologías extractivas que pueden ser predichas desde la experiencia técnica presente.
En relación con el petróleo y el gas no convencionales, otro optimista tecnológico (Yergin 2011) piensa que los nuevos descubrimientos y los nuevos métodos de extracción, de petróleo convencional y no convencional, generarán nuevas capacidades productivas, que serán capaces de añadir más de 4.1 Gb/d cada año hasta 2030. En contra de este optimismo, Mearns (2011) subraya que el desarrollo de nuevos pozos de petróleo no convencional en Canadá y EEUU ha sido exponencial desde 2003 pero, a pesar de la enorme escala de inversión requerida en estos nuevos campos, la producción global de petróleo se mantiene en su meseta de 82 Mb/d desde 2005, lo cual prueba que el crecimiento de la producción de petróleo no convencional está sólo compensando la tasa de declive de los campos convencionales. Ello ha sido así a pesar de la gran subida del precio del petróleo durante estos años, desde aproximadamente 30 $2010 el barril en 2001 a 80 $2010 el barril en 2010 y 87$ en 2013. Esta subida de precio ha estimulado un gran despliegue de nuevas tecnologías extractivas también en pozos convencionales que fueron no económicos hace una década, tal como el gigante Claire Field frente a la costa oeste de Escocia, y el segmento Haradh de S Ghawar y el campo Khurais, ambos en Arabia Saudí. La conclusión de Mearns es que si esta corriente continua de nuevas técnicas se relentiza, la industria del petróleo no podrá mantener la producción en los niveles actuales y la producción entrará en una fase de declive.
Estas nuevas fuentes de petróleo no convencional han despertado muchas expectativas recientemente. Sin embargo, la mitigación del declive del petróleo requeriría más del 10% de crecimiento sostenido de producción de petróleo no convencional durante las próximas dos décadas como mínimo (de Castro et al. 2009) y tales tasas sostenidas de crecimiento no han sido observadas en ningún sistema de energía global en la historia, y no las esperan ninguna de las agencias principales de predicción energética, como la IEA, la EIA o el instituto BGR (Höök et al. 2010).
Los hidratos de metano como solución
Uno de los revisores también expresó su opinión de que la explotación de los hidratos de metano de las plataformas continentales oceánicas podría revertir el cénit de los combustibles fósiles durante siglos. En contra de esta visión optimista se puede citar la opinión de Laherrère (2007), según la cual “los clathratos de metano han sido señalados por algunos como más abundantes que todos los demás combustibles fósiles. Ello es completamente erróneo porque los hidratos oceánicos en sedimentos de unos pocos millones de años o menos no pueden medirse con combustibles fósiles obtenidos de sedimentos de hasta 600 millones de años. Estas estimaciones poco realistas han sido divididas por 100 (Soloviev V.A. 2004 “On gas hydrate mythology” IGC). De los miles de pozos perforados por JOIDES sólo 3 encontraron hidratos de grosor mayor de 15 cm y el último hallazgo con este grosor (leg 164) no ha mostrado continuidad en un pozo perforado a 20 m de distancia. Los hidratos oceánicos son heterogéneos y de extensión limitada: unos pocos milímetros verticalmente y unos pocos metros horizontalmente. No hay ningún método conocido para producirlos. Japón e India han perforado desde 1999 muchos pozos hasta núcleos de hidratos oceánicos y a pesar de su necesidad de gas, no hay ningún plan para producirlos. No hay tecnología conocida para producir hidratos oceánicos.” También es útil comentar a este respecto el trabajo de Boswell (2009), quien estima que los hidratos potencialmente explotables son aproximadamente unos 100 Tcfg (2.8 x 1012 m3), esto es, alrededor de un 1% de la URR actual de gas, a pesar del hecho de que los recursos totales de hidratos puedan ser órdenes de magnitud más altos.
En conclusión, los hidratos de metano pueden ser abundantes, como lo son los petróleos no convencionales, pero la alta dispersión de esta clase de combustibles hace que su explotación se convierta en un asunto energéticamente y económicamente inviable.
