Lo primero que hay que hacer es buscar una fuente fiable sobre demanda y producción actual del petróleo. Buscando, buscando me quedo con los informes mensuales del IAE la Agencia internacional de la Energía (www.iae.org).
Es más complicado y por eso no lo coloco, las cuestiones sobre reservas. Las reservas se dividen entre varios tipos: probadas, probables… y en general en muchos casos están manipuladas en muchos intereses.
Sobre reservas solo apuntaremos dos cosas. En primer lugar el sistema de cuotas de producción de la OPEP está basado en la relación entre reservas por lo que un país podrá producir más en función de las reservas que dice que tiene. Eso supuso que al final de la primera guerra del Golfo, a principios de los 90s, Kuwait para reconstruirse multiplicara sus reservas virtuales por dos, lo cual produjo que el resto de países hiciera lo mismo en los dos o tres años siguientes. Y desde entonces hay mucha resistencia a reducir las ‘reservas’ oficiales en los países de la OPEP. Así que tomamos como referente que Arabia Saudí tiene reservas de 257.000 millones de toneladas lo podemos considerar como algo teórico no revisado.
De la misma manera podemos considerar algo muy interesante y es los recientes ‘descubrimientos’ de petróleo en la franja del Orinoco que según el gobierno Chávez podrían alcanzar los 210.000 millones de toneladas que sumados a los casi 150.000 millones del resto del país superarían las reservas de Arabia Saudí. Claro que eso lo debemos considerar dentro de la cuestión sobre reservas dentro de la OPEP. O quizás tomarlo a medias. No cabe duda de que los campos de la franja del Orinoco son más ricos de lo pensado en un primer momento o mejor dicho, aunque de petróleo pesado, son de mucha mejor calidad que lo anteriormente reportado pero habría que considerar su cuantificación real.
Pero antes de empezar con otras cuestiones relacionadas con los repartos de reservas y otras cosillas podemos hacer un resumen sobre producción actual y demanda que nos dirán algunas cosas traducidas a cuestiones geoestratégicas.
Empezamos por la demanda que ha caído y se prevé que en el 2009 será de una media de poco más de 84,5 millones de barriles días pero la IAE prevé que para el 2010 podrá crecer de nuevo hasta poco más de 86 millones frente a los casi 88 millones de consumo previo a la crisis.
Y aquí es donde vamos a pasar un rato mirando que consume cada cual y cuanto produce.
Empezamos por los USA. Su producción es de unos 8 millones de barriles día y su consumo de algo más de 18,5 millones. Es decir, que necesita más de 10’5 millones de barriles ( o 13 si el país recupera su ritmo precrisis) de abastecimiento exterior.
Una parte importante la obtiene de sus dos vecinos, México con una producción decreciente de 2,75 mbd y Canadá con 3,15 mbd pero que a su vez también consumen lo suyo por lo que las exportaciones a USA se puede decir que se limitan a unos 0,8 mbd para México y de algo más de 1 mbd para Canadá. Por lo tanto USA necesita de entre casi 9 a 12 mbd de suministro en un futuro próximo (siempre que no haya un cambio estructural en el consumo que sea radical).
Pasamos a Europa. Aquí tenemos un consumo de 18 mbd, lo cual significa para un conjunto de 500 millones de consumidores, una mejora de productividad en el gasto energético notable con respecto a USA. De esos 18 mbd se puede decir que el grueso en torno a 14,5 mbd son del núcleo de la UE, aunque en tiempos de no crisis podría subir a 16 mbd y si se produce una mejora en la renta de los países europeos del Este podría suponer un aumento significativo de las necesidades de petróleo. Sería posible hablar de unos 21-22 mbd como mínimo en pocos años. Sin embargo, la UE (prácticamente supone la inclusión de toda Europa no ex URSS) solo tiene como abastecedor a los exhaustos campos petrolíferos del Mar del Norte y a Noruega. La producción británica está en franca decadencia (a una velocidad bastante rápida) y a pesar de que Noruega tiende a sustituir campos del Mar del Norte por campos en el Ártico también es insuficiente para los apetitos energéticos del continente. El total de producción apenas supera los 4 mbd entre UK y Noruega. Lo cual supone entre 14 y 18 mbd de déficit de suministro.
Una parte de este déficit puede ser cubierto por algunos países del Norte de África como Libia o Argelia con unos 3 mbd de exportación. Pero la zona más importante de abastecimiento rápido y con infraestructuras realizadas, es Rusia sobre todo en relación a las infraestructuras con respecto a antiguos países del bloque del Este en Europa Oriental y otros países como la propia Alemania.
Aún así y suponiendo otros suministradores puedan provenir de América del Sur o del Golfo de Guinea, son necesarios los abastecimientos de una parte de la producción del Golfo Pérsico.
La zona sin duda, de menor cobertura, son los países del Asia Pacífico donde hay que hacer la división entre países como Japón, Corea, Taiwan… y China. La zona habitual de abastecimiento era la zona de Indonesia-Malasia pero tanto por agotamiento como por las necesidades internas para el propio crecimiento económico, Indonesia hace ya unos cuantos años que ha dejado de exportar. A pesar de que Vietnam ha ido aumentando la producción propia tampoco es suficiente.
El Japón necesita de cerca de 4 mbd y Corea del Sur algo más de 2 mbd. Otros países como Taiwan, Filipinas… completan necesidades hasta un total de 8 mbd. Lo cual debe ser prácticamente abastecido casi todo desde el Golfo Pérsico.
La otra cuestión es China que a pesar de sus aumentos constantes de demanda también ha tendido a aumentar su producción interna. Las necesidades Chinas suponen algo más de 8,3 mbd para el 2009 y posiblemente dentro de muy poco estén en 9 mbd. Pero la producción interna ya alcanza los 4 mbd lo cual deja entre 4,5 y 5 mbd las necesidades de abastecimiento.
Otro demandante en crecimiento como es la India, de momento mantiene cifras más moderadas como una necesidad de 2,5 mbd sin apenas contar con suministro.
El problema de considerar la demanda en estos momentos es desconocer la velocidad de posible salida de la crisis y los niveles de recuperación de demanda en un escenario de crecimiento normal (si es que lo hay) que es más fácil de prever por interpolación de la tendencia.
En cuanto a la producción habría que indicar varias cuestiones. Ya se ha hecho mención al sistema de distribución de cuotas en función de las reservas en la OPEP. En todo caso la OPEP garantiza unos 29 mbd del total de producción mundial, siendo fácil que lo pueda aumentar hasta 32-33 millones.
Habría que hablar de los costes que supone el realizar ajustes, tanto de incremento como de bajada en la producción en los yacimientos. De ahí la importancia de Arabia Saudí como regulador mundial de la producción al disponer de bajos costes para esa regulación. En todo caso, Arabia Saudí, en estos momentos está produciendo apenas 8,5 mbd. Aunque los planes puestos en marchar para explotación de nuevos campos podrían aumentar su producción a 14,5 mbd. El problema de Arabia Saudí está en saber exactamente cuál es la situación real del yacimiento de Ghawar, el mayor del mundo con entre 4-4’5 mbd, pero que en los últimos años necesitaba de fuertes dosis de bombeo de agua del mar para mantener la presión. En todo caso, Arabia Saudí ha realizado planes ambiciosos de poner en marcha otros campos y yacimientos que le darían esta capacidad de 14,5 mbd.
El siguiente productor que hay que mirar es por supuesto Rusia. En la prensa ha tenido fuerte repercusión que hayan llegado a los 10 mbd este mismo verano con la puesta a punto del yacimiento de Vankor en la Siberia Oriental. Lo cierto es al yacimiento de Rosneft en Vankor se le suma el de Lukoil en Yuhzna. Pero lo importante de Vankor (del que se espera 0,51 mbd en el 2014), es que es uno de los cuatro yacimiento de las Siberia oriental que el SGUS (Servicio Geológico de los USA) tenían en consideración para otorgar a las dos zonas petrolíferas de la Siberia Oriental, el 33% de las reservas mundiales en el año 2000-2001.
La explotación de Vankor viene relacionada con un problema importante en el petróleo ruso y es que algunas zonas son muy complicadas de ser explotadas. O mejor dicho del transporte posterior. Vankor puede ser puesto en servicio gracias a nuevo oleoducto ESPO, Siberia Oriental-Pacífico, y otros dos yacimientos cercanos podrán ponerse en marcha próximamente multiplicando por dos o por tres la producción prevista de Vankor. Eso significa que de forma directa o semidirecta en pocos años (entre 5 y 10), Rusia podrá suministrar a China buena parte de sus necesidades incluyendo los yacimientos en Sajalín, Amur... Esta capacidad de suministro no está seguramente en las reservas o yacimientos, sino en la capacidad para ir construyendo y desarrollando redes de oleoducto y gaseoductos en torno a la región montañosa y de grandes extensiones desiertas y heladas de la Siberia Oriental-Ártico. En este caso se trata de una auténtica incógnita en cuanto a las reservas existentes. De la misma manera que a la OPEP no le gusta que se bajen sus reservas, a Rusia tampoco le gusta dar a conocer las suyas que quedan de forma congelada en 60 millones de toneladas sin ser en absoluto una cifra realista considerando lo que existe en Siberia Oriental y el Ártico ruso.
Sin embargo, aquí hay que comentar que los costes son importantes de la misma manera que también son importantes los costes en yacimientos en aguas profundas de petróleo pesado.
El problema del petróleo no está en su escasez sino en su escasez de petróleo ligero de buena calidad a escasa profundidad. De costes en Oriente Medio que pueden ser bastante inferiores a 10 dólares barril de extracción (considerando el aumento de costes desde 2001 que podría ser del 40% y que ahora estaría cayendo), a cerca de 50-100 dólares barril para yacimientos de petróleo pesado en aguas profundas como los yacimientos brasileños de Santos. En este caso, por ejemplo el yacimiento ártico ruso de Stokholm puede ser considerado un yacimiento caro por lo que no es importante para Rusia que participen empresas como Total mientras los yacimientos de Siberia Oriental y otros yacimientos del Ártico no son tan caros por más que no pueden ser de ningún modo tan baratos como los de Oriente Medio.
En este caso hay que considerar otro de los aspectos de moda como es el petróleo brasileño, y sobretodo el petróleo marítimo de Santos y Topi como algo a considerar en su justa dimensión. Sobretodo, considerando los costes.
El resto de países de la antigua URSS se debe considerar solo los viejos yacimientos azeríes y sobretodo los yacimientos kazakos. En este caso sí que hay que hacer consideraciones importantes. Kazakhistán tiene una producción de 1,7 mbd pero tiene la gran esperanza del gran yacimiento de Kashagán, capitaneado por ENI pero que se ha ido retrasando y que no entrará en funcionamiento hasta el 2013. Kasagán es lo que queda de las grandes esperanzas mediáticas del llamado petróleo del Caspio. Y es complicado pensar si aumentará en mucho o no la producción kazaka. En todo caso, los retrasos, el azufre y otras dificultades, hacen pensar que no será precisamente un petróleo barato. A pesar de todo es muy probable que sea evacuado vía marítima en gran parte hacia Bakú hacia el oleoducto BTC aunque la política de Kazagistán permite un cierto equilibrio entre explotaciones por parte de China y Rusia por una parte y por otra de países Occidentales, el régimen de Astana prefiere repartir sus cartas y posiblemente buena parte del petróleo kazako utilice el entramado que se está construyendo en Asia Central para abastecer a China. Este reparto de cuotas de distribución es algo muy interesante a considerar para los próximos años aunque de una importancia relativa.
La última cuestión sobre petróleo tiene a considerar a un olvidado como es Irán. Irán es el segundo productor de la OPEP con 4 mbd pero el desarrollo de campos nuevos es bastante continuado y podría tener capacidad para producir 6 mbd si el sistema de cuotas de la OPEP lo permitiera.
Eso significa buena parte de las capacidades estratégicas futuras de medio plazo en desarrollo de explotaciones de petróleo barato quedarían en manos poco manipulables por parte de los intereses de USA, Europa o incluso Asia Pacífico como son Rusia, Venezuela o Irán.
Si bien es cierto que se le da mucha importancia al petróleo subsahariano, la verdad es que Angola empieza a sufrir síntomas de desgaste mientras que la producción en países nuevos como Guinea Ecuatorial o Santo Tomé, aunque importantes, tienen un desarrollo limitado. Lo mismo que otros yacimientos que puedan ir encontrándose en las costas continentales del Golfo de Guinea que sirven para ir sustituyendo otros yacimientos menores de la zona. En todo caso podría ser una incógnita nuevos yacimientos importantes pero parece como si fuera un bluf como lo fue el cacareado petróleo del Caspio a pesar de que los yacimientos ya en explotación, como en Guinea Ecuatorial, no son despreciables.
