Un mirada al largo plazo.
Llevamos casi un mes cegados por el conflicto de Irán. Los mercados no reconocen su impacto y las bolsas siguen muy cerca de máximos históricos, “porque la guerra no durará mucho y volveremos a la normalidad”.
Por lo tanto, vamos a ver que significa volver a la normalidad.
La producción de petróleo dio un salto espectacular en 2025, seguramente en previsión de lo que luego ha sucedido. Alcanzó los 86,4 millones de b/d en Septiembre y se mantiene muy cerca de esa cifra hasta el comienzo de la guerra.
Voy a analizar que sucede a continuación, si mañana se detiene la guerra (ciñéndome al petróleo en exclusiva).
1º). Un informe que pasó desapercibido se publicó en 2025 (IEA).
En ese estudio se detalla las previsiones de la producción y demanda de petróleo hasta 2030. Dejaré de lado la demanda suponiendo que se mantendrá equilibrada sin modificaciones (inicialmente la previsión es un ascenso hasta 2030). Incluso con una crisis, la reposición forzada de inventarios consumidos en el periodo de guerra (y los meses posteriores), elevará notablemente la demanda esperada.
La oferta estaba prefijada teniendo en cuenta los proyectos ya aprobados.
Si nos fijamos en el gráfico de la izquierda (ambos son el mismo pero con diferentes componentes), vemos que la producción esperada de petróleo sigue subiendo hasta 2028, pero en 2029-2030 desciende con claridad (barras verde claro y oscuro). Lo único que aumenta son los LGN (Opep y no Opep) y los biocombustibles, añadiendo una barra de puntos para los proyectos sin aprobar.
Es decir, la oferta de petróleo que la propia IEA espera para 2029-2030, ¡¡ empieza a descender !!.
Sumar GNL y biocombustibles es el ardid preferido de la IEA para enmascarar la caída de la producción de petróleo. Pero como todos estamos viendo hoy día, el diésel y el keroseno han subido de precio mucho más que la gasolina, porque los LGN no son petróleo y el shale oil no afectado por el cierre de Ormuz, produce mucho menos diésel. También se puede apreciar que la parte de EE.UU. deja de crecer en 2027. Y lo más llamativo (gráfico izquierda), la contribución de Arabia y EAU es lo más importante en el periodo 2025-2030.
Esta tabla recoge los proyectos aprobados hasta 2030.
Si eliminamos 2024-2025 de la lista y descontamos todos los proyectos previstos desde 2026 en adelante en la parte de Oriente Medio (retrasos considerables ya inevitables por la guerra), ¿qué nos queda?
Brasil, Guyana y pequeños proyectos sueltos que apenas llegan a 1 millón de b/d.
2º). En otro informe de la propia IEA en Septiembre de 2025, nos advierten que la disminución en la producción de los yacimientos de petróleo, se ha acelerado notablemente.
“Según un nuevo informe de la AIE, la tasa media de disminución de la producción de los yacimientos de petróleo y gas a lo largo del tiempo se ha acelerado significativamente a nivel mundial, debido en gran medida a una mayor dependencia de los recursos de esquisto y de aguas profundas, lo que significa que las empresas deben trabajar mucho más que antes solo para mantener la producción en los niveles actuales .”
Las tasas de declive se han acelerado y solo en Oriente Medio son bajas. Pero Oriente medio está fuera de servicio y tendrá que invertir decenas de miles de millones solo en volver a la situación inicial, con pérdidas irreparables en Qatar (al menos durante cinco años).
“Las tasas de declive varían considerablemente según el tipo de yacimiento y la región geográfica. Los yacimientos petrolíferos supergigantes terrestres de Oriente Medio declinan a un ritmo inferior al 2 % anual, mientras que los yacimientos marinos más pequeños de Europa registran un declive promedio superior al 15 % anual, según el informe. El petróleo de esquisto y el gas de lutita declinan aún más drásticamente: sin inversión, la producción cae más del 35 % en un año y un 15 % adicional en un segundo año.”
3º) Ahora vamos a repasar los grandes productores de petróleo, para ver si pueden suplir el descenso acelerado que estan pregonando.
a) Opep. Grandes países.
Según Rystad Energy, van a tener que invertir 25.000 millones solo en reponer infraestructuras.
“La recuperación de la región del Golfo estará definida menos por el capital financiero y más por las limitaciones estructurales. Si bien algunos activos podrían restaurarse en cuestión de meses, otros podrían permanecer fuera de servicio durante años. Más allá del estado del Estrecho de Ormuz, cada día de infraestructura dañada o cerrada aleja aún más la capacidad de producción previa a la guerra. El yacimiento marino South Pars de Irán y la instalación Ras Laffan de Qatar destacan como casos particularmente preocupantes. La magnitud de los daños y los largos plazos de entrega de equipos críticos podrían resultar en una lenta recuperación en Ras Laffan, mientras que la exclusión legal de Irán de las cadenas de suministro occidentales significa que tendrá que depender de contratistas chinos y nacionales, un enfoque técnicamente factible que podría ser más lento y costoso. Las reparaciones urgentes tendrán que tener prioridad sobre la expansión planificada.”
De los proyectos de ampliación previstos para 2026-2027, ni hablamos.
Todo ello, suponiendo que no existan más desperfectos en el futuro, porque la guerra no ha terminado.
Recordar que Qatar produce 1,9 millones de b/d , de los cuales 1,3 millones b/d son petróleo-condensados y de momento, estarán fuera de servicio una buena temporada.
b). EE.UU.
Si esperaban un boom como consecuencia de la subida de los precios, podemos decir que hasta el momento, nada de nada. En realidad, se espera un fuerte descenso en la producción en el mar, por ausencia de nuevos proyectos y declive acelerado de los ya existentes (10% caída anual mínima). Solo Alaska presenta nuevos proyectos relevantes hasta 2030.
La producción total se ha estancado. En 2020 alcanzaba los 13 millones de b/d y seis años después, solo se ha incrementado 600.000 b/d. Si eliminamos el periodo Covid, desde marzo de 2023, solo ha aumentado 400.000 b/d, lo que señala un estancamiento muy claro, si lo comparamos con el crecimiento desde 2010.
Las previsiones de un moderado analista como Dennis Coyne para el Pérmico, anuncian un fuerte descenso para después de 2030, comenzando el declive ya en 2028.
Laherrere suele ser más drástico.
En general, sabemos que los pozos están perdiendo productividad desde 2021. Los equipos de fracturación están en mínimos tratando de mejorar la producción con el menor gasto posible, perforando los puntos dulces y agotando los DUC´s. Una vez estos puntos más productivos terminen, el descenso será imparable, probablemente entre 2027-2028.
Esta imagen obtenida del blog de Mike Shellman es característica del descenso de la productividad y la razón por la que la producción solo puede ir hacia abajo. El descenso de la productividad es ya acusado en 2025 en el Pérmico.
Sin duda pueden perforar un mayor número de pozos en su desesperado intento por mantener la producción, pero las declaraciones de los principales CEO´s no dejan lugar a la duda. El shale oil está maduro y es solo cuestión de unos años, que comience un sevcero descenso por agotamiento. Incluso el CEO de Chevron (siempre reticente a las malas noticias) admite el estancamiento.
c) Rusia.
El último informe es bastante claro.
“La conclusión principal es que la producción petrolera rusa pronto comenzará a disminuir —lenta pero constantemente— y que esta disminución será relativamente insensible a los precios del petróleo, que probablemente bajen a medida que el mundo transita hacia un sistema energético bajo en carbono.”
La explicación que da el artículo es extrapolable para el resto de presentaciones mundiales. Lean con detenimiento como se hacen estos informes.
“La nueva estrategia contempla dos escenarios principales: un caso base y un escenario objetivo. El caso base tiene una probabilidad razonable de materializarse y se basa principalmente en los perfiles de producción de yacimientos ya en operación o próximos a la primera extracción, con un optimismo moderado respecto al desarrollo de nuevas clases de recursos. El escenario objetivo es normativo: se construye de arriba hacia abajo a partir de los resultados deseados, y la brecha entre la aspiración y la capacidad demostrada se cubre con proyectos de diversa viabilidad.”
El gráfico. Vean la línea roja.
Ahora una explicación que no deja lugar a dudas.
“Los funcionarios gubernamentales responsables de la elaboración de la estrategia energética —desde analistas hasta viceprimer ministro— sin duda comprendieron durante el proceso de redacción que no podían presentar un documento pesimista para su aprobación. Proyectar una caída en la producción que resultara en una disminución del PIB, un estancamiento del crecimiento o una merma en los ingresos estatales habría sido políticamente inaceptable. No obstante, los autores demostraron cierta valentía al señalar los desafíos que podrían dificultar el logro de los objetivos estratégicos. Al mismo tiempo, se vieron obligados a incluir en la estrategia medidas declarativas supuestamente suficientes para superar esos desafíos, sin examinar seriamente su dudosa viabilidad.
El escenario base prevé un descenso moderado de la producción hasta 2030 y uno más significativo —entre un 4 y un 5 por ciento anual— a partir de entonces. Esto se debe en parte a la agregación de los perfiles de producción proporcionados por las empresas, que, según la práctica rusa habitual, incluyen planes detallados a cinco años y proyecciones indicativas aproximadas para los años siguientes, reflejando únicamente la producción extraíble de los pozos que ya estaban en fase de diseño en el momento de la previsión.”
Toda la parte que esta incluida en líneas discontinuas es “potencial”. La línea buena es la roja o en todo caso la verde oscura. Ya se ve el descenso continuado hasta 2050.
4º) Los nuevos descubrimientos.
Aquí está el verdadero problema. Si la reposición de las reservas agotadas alcanzara el 100% vía nuevas reservas, podríamos extender la producción de petróleo en el tiempo.
Pero como todos sabemos la tasa de reposición se ha hundido. Apenas alcanza el 10-20% en la última década y eso es totalmente insuficiente.
Hay dos gráficos impoortantes, que son prácticamente idénticos. El primero es de Rystad Energy y el segundo de la IEA.
La tendencia es inequívoca.
Y si consumimos mucho más petróleo del que encontramos, las reservas disminuyen rápidamente.
5º) Conclusión.
Hemos agotado gran parte de las reservas de petróleo descubiertas a lo largo del siglo XX y XXI. Pero lo fundamental es que las que quedan no se van a desarrollar a la velocidad requerida.
Poco importa cuantas reservas de petróleo quedan bajo el subsuelo, si los proyectos que deberían extraerlas no se realizan.
Esto es muy importante.
No hay nuevos proyectos para sacar más petróleo. Tras terminar Brasil(2) (antes de 2030) y Guyana (poco después de 2030), solo Namibia (con muchas dudas, (*)) está en el horizonte.
Oriente Medio ya está casi terminando y sus últimos movimientos no son desarrollos de nuevos descubrimientos, sino ampliaciones de los ya existentes. Y tampoco hay más ampliaciones previstas después de 2027-2028. Son mega yacimientos que han estado proporcionando petróleo cincuenta o más años y están casi agotados, sobreviviendo por la continua perforación de relleno horizontal, para exprimir hasta la última gota.
Por lo tanto, el futuro es sencillo, tanto, que incluso IEA reconoce (como hemos visto en el primer gráfico) que la producción de petróleo (sin contar LGN-biocombustibles o proyectos sin aprobación) decaerá en 2028-2029.
Pero eso solo será el principio. Luego, los yacimientos apuntarán a tasas de declive muy altas (informe septiembre 2025) y sin nuevos campos por desarrollar, el declive será muy rápido. La fecha apuntada era 2028, pero la reciente guerra, implicará cambios y una aceleración, que induce a pensar que ya hemos visto en 2025, el pico de producción.
No se fien de los gráficos bienintencionados, porque como hemos comprobado en el caso ruso, las autoridades consideran inadmisible presentar un descenso en la producción.
Los mercados pùeden hacer lo que quieran, pero el descenso de la producción mundial de petróleo ha comenzado y con él, el declive de la civilización occidental. No puede extrañar , por lo tanto, ese desesperado intento de mantener las bolsas en máximos históricos, a pesar del desastre de Oriente Medio, para sostener la confianza en un sistema hiperendeudado que ya no se mantiene de forma natural.
Este artículo demuestra que el resultado de la guerra, no cambiará la tendencia económica hacia la contracción, que sin duda, ya se ha iniciado. La dependencia del petróleo sigue siendo importante y se multiplican diariamente los puntos conflictivos.
Veremos …
(*). Más información de Namibia.
Para los que esperan que Namibia se convierta en la nueva Guyana, tengo algunas noticias.
1º) Mopane decían que albergaba 10.000 millones de reservas.
“La plataforma semisumergible Hercules (Odfjell Drilling) se movilizó a PEL 83 para perforar Mopane-1X para Galp y descubrió petróleo ligero en enero de 2024 en rocas clásticas del Cretácico Superior, con reservas estimadas en ese momento de 10 BBOE.”
- La realidad, son solo 800-1.100 millones y además petróleo y gas.
https://energychamber.org/namibia-moves-to-close-logistics-gap-before-first-oil/
“TotalEnergies tiene como objetivo tomar una decisión final de inversión (FID) en su campo Venus este año, con la primera producción de petróleo prevista a través de una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) y un sistema submarino de 40 pozos. En diciembre de 2025, la compañía también asumió la operación del descubrimiento de Mopane mediante un acuerdo de participación con Galp, adquiriendo una participación operativa del 40% en PEL 83. TotalEnergies opera ahora los dos mayores descubrimientos de Namibia, con un recurso estimado para Mopane de entre 800 millones y 1.100 millones de barriles de petróleo equivalente.”
2º) Shell desestimó su participación en descubrimiento Graff.
https://geoexpro.com/the-writing-was-on-the-wall/
3º) Woodside se va de su prospecto.
https://geoexpro.com/this-may-be-a-reason-why-woodside-decided-not-to-farm-in-to-pel-87-in-namibia/
“Hace casi un mes, Sintana Energy dio a conocer la noticia de que la importante empresa australiana Woodside decidió no ejercer su derecho a participar en la Licencia PEL 87 en aguas namibias, al norte del yacimiento de Mopane.”
En fin, solo Venus parece que se pondrá en marcha con FID aprobado para finales de año y primer oil en 2029.
(2) Brasil.
Las perspectivas a futuro se reflejan en este gráfico.
Según el organismo oficial de Brasil.
El pico de la línea amarilla es 2030 (5,2 millones de b/d).
Para 2040, la producción habrá caído a solo 2,5 millones b/d.
El resumen se puede encontrar en el gráfico de Rystad Energy, en el mismo artículo de Brasil. La zona morada son nuevos descubrimientos (ya, será si lo consiguen, de momento “rien de rien”). El desastre es absoluto en cuanto hablamos de largo plazo.
Espero no encontrar justificaciones del tipo, "no va a faltar petróleo porque la demanda va a descender con fuerza".
Claro, me quedo mucho más tranquilo. Si la demanda baja por una tremenda crisis económica o porque como no hay suficiente petróleo, hay que racionarlo, entonces lo que tenemos simple y llanamente, es el comienzo del decrecimiento.
Australia se enfrenta al desastre en unas pocas semanas.
https://oilprice.com/Energy/Energy-General/Australias-Fuels-Dependence-Turns-Into-a-Crisis.html
Australia sigue produciendo petróleo a nivel nacional, con una producción de crudo de alrededor de 320 000 barriles diarios, pero su dependencia de la industria de refinación es abrumadora. En 2025, el país importó aproximadamente 850 000 barriles diarios de productos refinados frente a una demanda total de alrededor de 1,1 millones de barriles diarios, lo que significa que entre el 80 % y el 90 % del consumo dependía de proveedores externos. Incluso antes de la actual crisis, las reservas estratégicas de combustible se situaban en tan solo 37 días, apenas un tercio de las necesidades de la AIE.
El detonante de la actual crisis ha sido una combinación de interrupciones en el transporte marítimo a través del Estrecho de Ormuz y restricciones a la exportación impuestas por proveedores asiáticos clave. China, Tailandia y Corea del Sur, todos ellos importantes exportadores a Australia, han impuesto restricciones totales o parciales a las exportaciones de productos refinados. Solo Corea del Sur representa aproximadamente una cuarta parte de las importaciones de Australia, con un suministro de alrededor de 220 000 barriles diarios, de los cuales cerca de la mitad es diésel (unos 120 000 barriles diarios), el combustible más importante en la estructura de la demanda australiana y el segmento con el mayor déficit de suministro.