Introducción.
Los datos de la EIA norteamericana correspondientes al mes de Agosto de 2023, nos dan una idea global de la producción mundial de petróleo y productos petrolíferos. Analizaré los principales países, producción actual y perspectivas, para reflejar en un informe hacia donde nos dirigimos en el futuro cercano (2030).
País. Prod. oil LGN. Biocombustibles Gan. refiner. Total (millones b/d)
EE.UU. 13,012 6,548 1,533 1,075 22,168
Rusia. 9,935 0,580 0,028 10,542
Arabia Saudí. 8,900 1,300 0,080 0,020 10,300
Canadá. 4,660 1,072 0,040 0,071 5,844
China. 4,114 0,005 0,798 0,278 5,195
Brasil. 3,462 0,079 1,134 0,061 4,736
Irak. 4,385 0,095 4,480
EAU. 3,350 0,752 0,017 4,119
Irán. 3,741 0,360 0,007 4,108
Kuwait. 2,664 0,200 2,884
México. 1,943 0,147 0,018 2,109
Noruega. 1,813 0,199 0,002 0,005 2,019
Total 12 61,979 11,337 3,587 1,580 78,504
.....
Total mundo. 80,611 13,298 4,933 2,388 101,229
Los primeros cuatro países generan casi el 50% de toda la producción mundial y los 12 de la lista, el 78% de todos los productos petrolíferos. Solo USA produce un 22% de todos los líquidos del mundo, y la mayoría de ellos tiene origen en el shale oil-gas, es decir líquidos no convencionales.
Reservas 2P
Una característica que no puede pasar desapercibida es el rápido descenso de las reservas 2P en la última década como consecuencia de la ausencia casi total de nuevos descubrimientos (también en 2022 se produjo un fuerte ajuste en las reservas 2P de Arabia que pasaron de 136.000 millones de barriles a solo 62.000 millones). Los famosos 300.000 millones de barriles de Venezuela se han quedado en solo 5.000 millones de reservas 2P.
EE.UU.
Según Rystad , las reservas 2P son 55.000 millones de barriles, con una producción de 13 millones b/d, tiene una vida esperada menor a los 12 años si mantiene el ritmo actual de producción.
El crecimiento de todos los líquidos ha sido excepcional desde 2008. Pero extraer 20 millones de b/d entre crudo y LGN, significa que anualmente se generan 7.300 millones de barriles. En diez años a este ritmo, 73.000 millones y en 20 años, 146.000 millones. Además USA lleva más de 100 años extrayendo petróleo convencional y pasar al shale oil-gas ha sido el último "impresionante" estertor.
Las reservas probadas (EIA) ascienden a 43.000 millones de barriles y son insuficientes para mantener la producción en los niveles actuales.
Durante los últimos años hemos asistido a una considerable mejora en la productividad de los pozos, utilizando el alargamiento de los laterales horizontales e incrementando la cantidad de apuntalante en la fracturación, pero en 2021, la mejora de esa productividad se ha roto y llevamos dos años de caída en el IP60-180 (producción inicial de los pozos en los primeros 60-180 días). Las estimaciones de Art Berman, también inducen pensar en un descenso en la recuperación total de reservas por pozo a largo plazo.
El gráfico de caída en la producción de shale oil sin inversión, es dramático.
La única forma de mantener la producción, un vez la productividad ha disminuido, es perforar más pozos a costa de agotar la buenas ubicaciones. Esa es la mejora en la que la industria del shale ha incidido en los últimos años, consiguiendo perforar más pozos en menos tiempo, reduciendo los costes por unidad de producción. Pero esto no aumenta las reservas, solo las agota más rápido.
La curva de producción USA esperada en función de las reservas establecidas, viene de la mano de Jean Laherrere, y deja claro el desastre en los próximos años. No solo caerá la producción convencional (línea roja) sino también el shale oil y los LGN asociados. En 2035, tanto la producción de shale oil como de los LGN será residual, pero se habrán extraído más de 100.000 millones de barriles.
El caso de referencia exige 20 millones de b/d hasta 2050. Eso supone tener asegurados más de 220.000 millones de barriles de reservas entre oil y LGN, cuando las actuales son muy inferiores.
RUSIA.
Reservas 2P de 65.000 millones de barriles. Al ritmo actual 9,935 millones b/d tiene para 18 años.
Una previsible secuencia de la producción rusa sigue este gráfico anterior a la invasión de Ucrania.
Para 2030, la producción bajaría por debajo de los 8 millones de b/d, como consecuencia de la falta de tecnología extranjera. De momento está un poco por debajo de las previsiones.
Por supuesto es una incógnita como puede evolucionar la producción, estando una guerra por medio. La cantidad de metros perforados en busca de nueva producción se ha disparado en 2022-2023, para suplir esa falta de tecnología, lo que reduce todavía más deprisa las reservas restantes, pero eso es algo que solo influirá en la década siguiente (2030-2040).
Los pozos completados para suplir el decline, han ido a máximos.
A falta de un mes, se espera un incremento total del 8% sobre el récord. La Reina Roja también afecta a la producción rusa, que se ve obligada a perforar cada vez más metros para mantener la producción.
ARABIA SAUDÍ.
Las reservas 2P son 62.000 millones de barriles. Al ritmo actual le quedan 19 años de reservas de petróleo.
Arabia es una de las naciones que más ha ocultado el estado de sus reservas, junto al resto de la Opep.
El cambio de las reservas en la década de 1980 y el mantenimiento de las reservas en una cantidad cuasi-fija durante tantos años, hace que solo se puedan hacer burdas estimaciones de las reservas reales.
Como este ajuste, sin declarar nuevos descubrimientos relevantes en tantos años, es irreal, no queda más remedio que suponer las reservas de las años 80 (antes de la revalorización) como reales y descontar el petróleo extraído.
La producción histórica.
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Con este cálculo, el gráfico previsto para la producción de Arabia Saudí, se puede concretar en éste.
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La producción actual está un poco por debajo, debido a las "restricciones" para modelar el precio del petróleo.
CANADÁ.
Según Rystad, las reservas 2P para Canadá alcanzan los 49.000 millones de barriles. Con la producción actual tienen para 29 años al ritmo actual.
Canadá es casi el único país del mundo que no solo ha incrementado la producción en los últimos años, sino que tiene la capacidad de seguir aumentado en los próximos años.
"La publicación de 2023 de la perspectiva a 10 años de las arenas bituminosas de S&P Global Commodity Insights es la primera revisión al alza de nuestras expectativas de crecimiento de las arenas bituminosas en más de media década. Se espera que la producción canadiense de arenas bituminosas alcance los 3,7 millones de barriles por día para 2030. Esto es medio millón de b/d más que hoy y un aumento de 140.000 b/d en 2030 con respecto a las perspectivas del año pasado."
CHINA.
Según Rystad, las reservas 2P son 29.000 millones de barriles. Al ritmo actual tienen para 19 años.
Es bastante complicado conseguir estimaciones fiables sobre la futura producción china de petróleo.
En este artículo de Argus calculan que la producción se mantendrá estable en torno a los 4 millones de b/d hasta 2035. EIA también estima una producción estable en torno a 4,2 millones de b/d.
Supongo que nadie tiene datos certeros y prefieren mantener la producción actual como estable.
"Para impulsar la producción interna, Beijing se está centrando en prolongar la vida de sus grandes y antiguos campos petroleros, concretamente los costa afuera, explotando sus depósitos de esquisto y, en el margen, recurriendo a rutas no convencionales, incluida la conversión del carbón en líquidos refinados de petróleo y la expansión de la producción de petróleo. biocombustibles.
Es una empresa costosa. El año pasado, CNPC, Sinopec y Cnooc dedicaron alrededor de 80 mil millones de dólares al gasto de capital, más que Exxon Mobil Corp., Chevron Corp., Shell Plc, TotalEnergies SE y BP Plc juntas. En cualquier otro lugar, un gasto tan colosal sería visto como un desperdicio, particularmente si se mide en barriles de petróleo por día. Pero en China, preservar la independencia energética tiene prioridad sobre las cuentas de pérdidas y ganancias de sus empresas energéticas estatales.
Es mucho más opaco si Beijing puede seguir impulsando la extracción de producción. Mantener la producción en campos petroleros maduros tiene sus límites, y Beijing ha tenido un éxito desigual en el desarrollo de sus depósitos locales de esquisto. La Agencia Internacional de Energía dijo a principios de este año que la producción de petróleo china disminuiría a partir de 2024, y que la producción caería a 4 millones de barriles por día para 2028. Estoy menos seguro de eso. Los acontecimientos de los últimos meses, en los que Rusia y Occidente han utilizado la energía como armas entre sí, probablemente convenzan a Beijing de que gastar más en casa para mantener la producción de energía tiene mucho sentido, tanto por razones económicas como militares. Si es así, la OPEP+ sufrirá los daños colaterales."
Es mucho más opaco si Beijing puede seguir impulsando la extracción de producción. Mantener la producción en campos petroleros maduros tiene sus límites, y Beijing ha tenido un éxito desigual en el desarrollo de sus depósitos locales de esquisto. La Agencia Internacional de Energía dijo a principios de este año que la producción de petróleo china disminuiría a partir de 2024, y que la producción caería a 4 millones de barriles por día para 2028. Estoy menos seguro de eso. Los acontecimientos de los últimos meses, en los que Rusia y Occidente han utilizado la energía como armas entre sí, probablemente convenzan a Beijing de que gastar más en casa para mantener la producción de energía tiene mucho sentido, tanto por razones económicas como militares. Si es así, la OPEP+ sufrirá los daños colaterales."
BRASIL.
Según Rystad, Brasil cuenta con 23.000 millones de barriles de reservas 2P, lo que a la producción actual le da para 18 años.
Brasil es uno de los pocos países que se encuentra en claro crecimiento, junto con Guyana.
Las optimistas previsiones dan una producción esperada según muestra el gráfico.
El problema de este tipo de previsiones es que no se corresponden bien, con las reservas estimadas. Si la producción consiguiera aumentar hasta 5,2 millones de b/d, la vida esperada se reduciría a 12 años y en 2030 habríamos consumido casi 7 años, con lo que esa producción no sería sostenible ni mucho menos. Además los viejos yacimientos de Campos se encuentran en profundo decline, que este tipo de gráficos parecen no recoger.
En realidad el futuro será más parecido a este gráfico, con un pico esperado en 4,2 millones b/d en 2030 y una abrupta caída posteriormente, consecuencia de las características del pre-sal. Todos los yacimientos de aguas ultraprofundas tiene el mismo problema. Están bajo una capa de 2.000-2.500 metros de agua, más otros 3.000 metros o más de perforación en tierra bajo el agua. Por lo tanto, el petróleo debe recorrer cerca de seis kilómetros hacia arriba, venciendo la fuerza de la gravedad. Este tipo de yacimientos tiene una altísima presión inicial, que permite recuperar grandes cantidades de petróleo al principio. pero en cuanto cae un poco la presión, la dificultad de ascender tantos metros se vuelve en su contra y la recuperación total suele ser inferior a los pozos menos profundos. Además necesitan desde el comienzo, pozos inyectores de agua o gas, para mantener la presión lo más alta posible.
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IRAK.
Según Rystad Irak tiene 37.000 millones de barriles de reservas 2P. Al ritmo actual su vida esperada asciende a 23 años.
Durante muchos años se fantaseó con que el retraso en la producción de petróleo de Irak, consecuencia de las guerras mantenidas durante casi 30 años, podría facilitar un incremento de producción hasta los 12 millones de b/d. Luego se redujo esta cifra y actualmente todavía se piensa que pueda llegar a los 6 millones de b/d, aunque cada vez tiene menos verosimilitud.
Las potencias occidentales han ido abandonando los yacimientos iraquíes y sustituidos por empresas rusas y chinas.
Irak va a tener difícil acercarse a los 5 millones de b/d y mantener unos años la producción. La escasez de agua es un componente fundamental para limitar la expansión petrolera en Irak.
IRÁN.
Según Rystad, las reservas 2P alcanzan los 28.000 millones de barriles, lo que al ritmo actual da para poco más de 21 años.
Irán ha sufrido las sanciones de EE.UU. durante muchos años y solo recientemente ha conseguido incrementar notablemente su producción hasta el límite de producción sostenible.
También como Irak, lleva retraso consecuencia de las guerras-sanciones y no ha podido alcanzar la plena capacidad de su desarrollo. No obstante, la ausencia de tecnología occidental pone en dudas las aspiraciones de crecimiento futuro, para llegar a los 5,7 millones de b/d.
El límite superior de producción se obtiene si suponemos que se aligeran todas las sanciones al crudo iraní. Este gráfico sería representativo del potencial superior.
La lógica nos induce a pensar en una producción moviéndose en una montaña rusa entre 2.5 y 4 millones de b/d, como hasta ahora.
EAU.
Según Rystad, las reservas 2P ascienden a 25.000 millones de barriles con una vida media estimada con la producción actual de más de 20 años.
Es otro de los países en que la capacidad de producción puede incrementarse notablemente, aunque la producción real se limite a poco más de la producción actual.
Las previsiones de la IEA son estas.
KUWAIT.
Según Rystad, las reservas 2P ascienden a 14.000 millones de barriles, lo que nos deja una vida esperada de poco más de 14 años.
IEA es optimista sobre la producción de Kuwait en los próximos años, a pesar de tener unas reservas mucho más justas que el resto de grandes países Opep.
Las dudas con Kuwait surgen de la dependencia de la producción de un único campo, Gran Burgan. La mayoría de las fuentes dan un grado de agotamiento cercano al 80%, por lo que en cualquier momento podría descender en picado la producción del mega-campo.
"Kuwait - La mayor parte del petróleo de Kuwait se encuentra en los campos del Gran Burgan con un valor de EUR de aproximadamente 70 Gb. Teniendo en cuenta que el euro de Kuwait, según Colin Campbell, es de 90 Gb, eso significa que los yacimientos del Gran Burgan representan casi el 80% del petróleo total de Kuwait, por lo que lo que sucede allí influye fuertemente en la producción total de petróleo de Kuwait y en su voluntad en el futuro.
Los campos del Gran Burgan constan de 3 campos: Burgan y los campos Magwa y Ahmadi, mucho más pequeños. El campo Burgan fue descubierto en 1938. La producción acumulada de petróleo de los campos del Gran Burgan, a finales de 1996, se estimó en 28 Gb. Las estimaciones sitúan la tasa de producción en los últimos años en alrededor de 1,5 mb/d. Suponiendo que esa tasa se haya utilizado en promedio desde 1996, eso situaría la producción acumulada en aproximadamente 42 Gb a finales de 2021, aproximadamente el 60% del EUR. Eso todavía deja bastante petróleo, aproximadamente 30 Gb. Además, se quemaron aproximadamente 2 Gb de petróleo de los campos del Gran Burgan en la Guerra del Golfo Pérsico de 1990-1991."
- Kuwait es un buen ejemplo de la diferente perspectiva entre las intenciones anunciadas de aumentar la producción (por parte de KOC) y la realidad.
"Despite all of these interventions oil production from Burgan and Kuwait is decreasing. Over the last 20 years, drilling operations increased about seven-fold, but production only increased by a quarter, which indicates depleting oil reserves (Fig 6). In 2003, KOC set an overly ambitious target for oil and gas extraction by 2020 (KOC, 2004-2013). The KOC's annual report (2016) stated the company will continue to implement projects to increase its crude oil production capacity, up to 3.65 million barrels per day by 2020 and maintaining it until 2030. But, as illustrated in Figure 6, oil production from Burgan and other Kuwait oilfields is still declining, despite an increased efficiency in the drilling of wells and the many other interventions listed above (Fig 6)."
En los últimos veinte años la operaciones de perforación se multiplicaron por siete, pero la producción apenas subió (lo que indica el agotamiento de las reservas). Querían aumentar la producción hasta 3,65 millones de b/d en 2020 y mantenerla hasta 2030, pero como se ve en la figura 6, la producción sigue cayendo (producción 2016-2022). Desesperación ...
Aunque no lo diga el informe, esto significa que en la próxima década, Kuwait puede entrar en fase terminal.
Como "entretenimiento" se pueden consultar viejos informes tratando de estimar las reservas correctas de Kuwait.
Por último y como muestra de las tremendas discrepancias entre las diferentes agencias de energía, EIA americana sigue estimando en 102.000 millones de barriles, las reservas probadas de Kuwait.
- Con reservas probadas de petróleo crudo estimadas en 102 mil millones de barriles a fines de 2022, Kuwait ocupaba el quinto lugar entre las reservas más grandes de Medio Oriente y el séptimo lugar entre las reservas más grandes del mundo (Figura 3). 12 Kuwait era el cuarto mayor productor de petróleo crudo de la OPEP, y su producción de petróleo crudo y condensado de arrendamiento ocupaba el décimo lugar en el mundo. Kuwait exportó la mayor parte de su producción de petróleo crudo y condensado en 2022.13
Inciso.
OPEP.
Algo que suele pasar desapercibido es que en 2005, el petróleo convencional tocó techo. Para suplir el agotamiento natural, gran parte de los países de la Opep se vieron obligados a utilizar perforación masiva para aplicar técnicas de recuperación secundaria y mantener constante la producción, evitando el decline natural de los pozos.
Este hecho quedó reflejado en el incremento notable de las plataformas de perforación.
Pasaron de 40 plataformas (1995-2004) a casi 160 (2015) entre Arabia, Kuwait y EAU.
"Como si quisiera echar sal en las heridas de la industria del esquisto estadounidense, el número de plataformas petroleras de la OPEP en Medio Oriente aumentó en 19 plataformas a 155 unidades en febrero de 2015, estableciendo un nuevo récord en el número de plataformas para la región. Desde 2005, los campos petroleros supergigantes de la región desarrollaron síntomas de mortalidad y se ha requerido un aumento de las perforaciones para combatir las caídas naturales de la producción a fin de mantener la producción en niveles estáticos."
Mientras las plataformas se multiplicaron casi por cuatro, la producción de los tres países se mantuvo equilibrada.(2005-2015), lo que demuestra que el problema del agotamiento, no solo lo ha sufrido Kuwait.
Para tener una idea clara de hacia donde nos dirigimos, no solo hay que fijarse en la producción actual, sino en como los esfuerzos por mantenerla, están eliminando toda capacidad ociosa, preparando el sistema de producción para el colapso final, cuando sea imposible mantener la producción, por agotamiento completo de los yacimientos. Estamos llegando a tasas de agotamiento del 90%, manteniendo la producción sin variar en los últimos veinte años. Eso se pagará en un futuro relativamente cercano.
MÉXICO.
Según Rystad, las reservas 2P alcanzan 7.000 millones de barriles. Con la producción actual tiene para menos de diez años.
México es uno de los principales productores que se encuentra en problemas y su producción va a caer por el acantilado en los próximos años.
México tiene muchas probabilidades de caer desde casi dos millones de b/d en la actualidad a solo 1 millón en 2030.
NORUEGA.
Según Rystad, las reservas 2P alcanzan los 8.000 millones de b/d, con una vida estimada con la producción actual de 12 años.
También Noruega, una vez terminado de desarrollar Sverdrup, tiene todos los boletos para caer en picado. Las previsiones apuntan otro descenso entre 800.000-1.000.000 barriles para 2030.
KAZAJISTÁN.
Según Rystad, las reservas 2P llegan hasta los 16.000 millones de barriles. Al ritmo actual (1,9 millones de b/d) la vida estimada alcanza los 23 años.
La combinación de la producción de los principales campos entre kazajistán y Azerbaiján, se puede apreciar en este gráfico.
Se alcanza un máximo en 2027 y desde 2030-2031, desciende con rapidez hasta casi la mitad en 2039.
GUYANA.
Del resto de productores, el único que merece la pena destacar es Guyana.
El forecast es muy alcista. Alcanzará el pico en 2035, con 1,5 millones de b/d respecto de los 300.000 actuales.
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ARGENTINA.
Es un pequeño productor, pero interesante por el desarrollo de fracking en Vaca Muerta.
https://www.rystadenergy.com/news/argentina-s-vaca-muerta-shale-patch-could-produce-1-million-bpd-in-2030-but-hurdl
El resto de países productores está en franco declive.
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Para complementar este análisis, aconsejo acudir a las previsiones de la AIE hasta 2028, que figuran en este artículo.
Conclusión.
La producción de petróleo actual con sus previsiones hasta 2025 son conocidas. Seguimos en la meseta post-peak oil oscilando entre 80 y 82 millones de b/d.
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D. Coyne en peak oil barrel se atreve con una predicción por año hasta 2040.
Como se puede ver, extiende la meseta hasta 2030, antes de comenzar el fuerte descenso.
Repasando los datos en este artículo , podemos ver como Brasil, Guyana y Canadá aportan nuevos barriles hasta 2030, mientras Noruega y México son los grandes perdedores, llegando a compensarse casi exactamente entre ambos grupos.
La Opep alcanzará el cenit de su capacidad entre 2027 y 2030 y luego se queda sin capacidad ociosa. Esto no quiere decir que produzcan al máximo y seguramente, la producción de la Opep siga bastante estable hasta 2030.
Los pequeños países productores seguirán su paulatino descenso, amortiguado por algún otro como Qatar, pero esta vez en clave líquidos de gas natural.
Hasta 2025, todo parece estar atado, pero en esa fecha aparece el gran dilema de 2026 hasta 2030.
El problema es que entre petróleo y líquidos de gas natural, USA llega a los 20 millones de b/d. Si en 2026 (o antes) empieza su decline, dadas las características de declive en la producción del shale oil, podemos asistir a un desplome que afecta a 15-16 millones de b/d (producción actual shale oil más LGN), demasiado importante para obviarlo.
La productividad por pozo ha empezado a descender y la recuperación final se está desplomando con los datos actuales. Solo la mejora en la velocidad de perforación puede frenar este descenso, pero a costa de agotar las pocas buenas ubicaciones (puntos de máxima productividad) que quedan en sus cuencas.
Otro activo en la reserva, los DUC´s, prácticamente se ha agotado también (teniendo en cuenta que los DUC´s de más de tres años están muertos). Este gráfico desde 2020 es muy claro (Novilabs, vía Mike Shellman).
El movimiento masivo de fusiones-adquisiciones en el shale oil norteamericano, tiene como fundamento conseguir nuevas ubicaciones, comprando o fusionando otras empresas, pero no va a aumentar la producción total, sino que asegura tener una reserva de ubicaciones para los próximos años.
Si Jean Laherrere y otros aciertan, el agotamiento del shale oil está muy avanzado y desde 2025 hasta 2030 va a sufrir una debacle en su producción (sumando él declive del shale oil y los LGN, el descenso puede ser dramático).
Incluso la producción del golfo de México debería empezar a caer, según este informe. La línea azul es mi preferida.
Miremos por donde miremos , el declive acelerado acecha, porque no hay nuevos descubrimientos que repongan el petróleo consumido, desde hace bastante tiempo.
Ese descenso inclinará la balanza hacia la ruptura de la meseta de producción mundial y es esperable el comienzo de la gran caída.
A partir de 2030, ya no hay compensación entre productores y casi todos los países del mundo estarán en declive permanente. Los grandes yacimientos de Oriente Medio se inclinarán todos en la misma dirección de caída sostenida, siendo el mejor ejemplo, el gigante Ghawar. Este ya se encuentra lejos de su máximo en 5.5 millones b/d pero aún mantiene una buena producción que irá decayendo como muestra el gráfico.
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El intento de mantener a toda costa la producción de petróleo en estos viejos supergigantes va llegando a su fin y uno detrás de otro, seguirán el camino de Ghawar.
Las previsiones de incremento de la demanda hasta 2028 no son posibles sin el incremento del shale oil. Si además estos pozos comienzan su declive en 2025, la demanda no solo no subirá sino que caerá acompañando al descenso de la oferta. Primero se reducirán los inventarios y luego la demanda sufrirá ajustes en forma de restricciones o debido a la crisis económica que ya tenemos casi encima (en este último caso, la caída de la demanda puede ser incluso anterior al descenso de la producción).
Saludos.
PD. Mucha gente piensa que los combustibles fósiles están arruinando el planeta porque son la causa principal del terrible cambio climático. Y proponen dejar de invertir en nuevos campos de petróleo, al mismo tiempo que cesa toda inversión en mantenimientos. Creen que simplemente dejando salir el petróleo de los campos actuales, tendríamos más que suficiente para generar todo lo necesario para realizar la transición energética al 100%.
Traigo un gráfico del WEO 2018 representativo de lo que hubiera ocurrido desde 2018, si se dejara de invertir por completo en petróleo.
Con inversiones cero, la curva de producción de petróleo hubiera seguido la del gráfico de crudo convencional más shale oil más LGN más petróleo extra-pesado.
La demanda ha seguido la línea de puntos azules y está por encima de 100 millones de productos petrolíferos, mientras que la oferta en 2024 estaría en torno a 60 millones b/d. Un gap de 40 millones b/d en 2024.
A veces nos traiciona el desconocimiento ...
PD 2.
PD 2.
Una maravilla de mapa.
PD 3.
Muchas veces se critica a los seguidores del peak oil por sus repetidos fracasos en la predicción del hundimiento de la producción de petróleo. En el antiguo sitio de The oildrum, se hacían muchas previsiones de este tipo de apocalipsis.
Y los famosos gaps, con la subida asociada del precio del petróleo.
No podemos extrañarnos del escepticismo ante pronósticos semejantes.
Ahora como explicar sin evitar una oleada de reticencias múltiples que lo que ha ocurrido (manteniendo intactas las reservas calculadas entonces) es lo que muestra la gráfica. Los países productores han hecho lo posible e imposible por mantener la producción lo más alta posible, detrayendo recursos de la extracción futura, para sacarlos en el presente, deformando la curva de producción como se muestra en la figura, a costa de asegurar una posterior caída más brusca.
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