Análisis sobre el futuro desplome de la producción de petróleo.

El directorio noruego de offshore (exploración marina) acaba de publicar sus previsiones sobre la producción futura de petróleo-gas en Noruega.

Y su primer comentario ya es esclarecedor.

“Informe de recursos 2026: Sin descubrimientos significativos, la producción en la plataforma continental noruega (NCS) podría disminuir drásticamente después de 2030. Los recursos siguen siendo abundantes, pero los niveles de crecimiento son demasiado bajos para mantener los niveles de producción actuales a lo largo del tiempo.”

El primer gráfico es importante. introduce la producción actual y los descubrimientos por año, para comparar el desfase.

Como vengo anunciando, la situación de Noruega repite lo que se está viendo en el resto del mundo. Una bajísima tasa de reposición (10-20%) desde 2015.

Con esta baja tasa de nuevos descubrimientos, el descenso en la producción, una vez agotadas las reservas, no deja dudas.

El periodo 2010-2025 ha sido excepcional, pero centrado en un único recurso, Sverdrup. Una vez comienza el proceso de caída de este gigante, el declive es imparable y la década 2030.2040 va a ser dramática en cuanto al hundimiento de la producción. El periodo 2000-2025 ha sido una meseta (contando producción de gas-petróleo) extendida, pero ahora toca luchar con el agotamiento de las reservas y la casi nula reposición. Como suelo decir, no hay milagros.

El siguiente gráfico es importante. No solo muestra como los grandes yacimientos se van a desplomar tan pronto como en 2035, sino que ilustra el mantenimiento existente en las últimas décadas (1995-2026) y como este llega a su fin, generando un “inesperado” acantilado Séneca en solo 9 años.

Para evitar un mal sabor de boca, el directorio propone empezar a reponer reservas, aumentando la inversión, y facilita tres curvas de producción en función de los resultados. Esto también lo hace IEA, para evitar la sensación de colapso inminente en la próxima década.

“El informe sobre recursos describe tres posibles escenarios para la producción hasta 2050. Los tres muestran un declive con el tiempo, pero el ritmo y la magnitud varían considerablemente. La diferencia radica en la exploración, la tecnología, las inversiones, el desarrollo más rápido de los descubrimientos y el desarrollo y la utilización de la infraestructura.”

El escenario base presenta un fuerte descenso, a pesar de incluir notables mejoras en descubrimientos. La tendencia actual sugiere el caso bajo, y solo una reversión en la tendencia de los nuevos descubrimientos podría cambiar ese destino, algo que por el momento no se ha producido en los últimos diez años.

El caso Tengiz en Kazajistán.

Tengiz es un megacampo de petróleo en Kazajistán. Con el objetivo de extender la meseta de producción en los pozos ya existentes y aumentar la producción con nuevas perforaciones, se decidió en 2012 un faraónico proyecto de expansión en 260.000 b/d. Tras numerosos retrasos y una inversión de 48.000 millones de dólares, la expansión se puso en marcha al inicio de 2025, pasando de una producción de 600.000 b/d a 850.000 b/d.

Ayer, Exxon advirtió que el campo había llegado a su cenit y el declive esperado indicaba una reducción hasta los 500.000 b/d en 2035, desde los 850.000 actuales (solo petróleo, porque con el gas y LGN alcanza el millón de b/d equivalentes).

Quiero señalar la importancia de este proyecto, porque es la tendencia habitual en la producción de petróleo mundial. Dado que no hay apenas descubrimientos, la producción total mundial de petróleo está sostenida por este tipo de proyectos, que agotan con rapidez las reservas, pero mantienen elevada la producción. Pero claro, después de ver la rápida caída de la producción, podemos imaginar que va a suceder en la próxima década cuando ya no queden extensiones a las que recurrir.

Las ampliaciones de campos ya existentes como los de Arabia (Marjan, Berry, Zuluf) y EAU (Upper Zakum), son el punto final (junto con algún caso en Irak) de este tipo de proyectos.

Tengiz es un supergigante de 25.000 millones de barriles , de los cuales entre 9.000 y 11.000 millones son recuperables. No estamos hablando de los pequeños descubrimientos actuales, sino de toda la plataforma de Guyana al completo, por lo que nos da una idea de lo rápido que se agotan los campos.

Cuando no queden nuevos proyectos de ampliación en la próxima década y el shale oil USA agonice , el descenso en la producción de petróleo va a ser fulminante, frente a los cánticos de sirena de la actual sobreabundancia.

Y el ejemplo de Noruega y Tengiz debería hacernos reflexionar sobre el inminente agotamiento de los recursos, porque el problema del petróleo es similar al del cobre, plata , etc.

Lo que estamos haciendo con la producción de petróleo mundial, se refleja en este gráfico.

La curva de campana simétrica produce un pico más bajo y un cenit anterior en el tiempo, mientras que los proyectos de ampliaciones y la recuperación mejorada, retrasan el momento del pico y elevan su altura, pero la caída posterior es mucho mayor.

Lo importante son las reservas (el área bajo las curvas) y si las reservas no aumentan por falta de descubrimientos, solo estamos trasladando el petróleo que extraeríamos en el futuro al presente, reduciendo las reservas restantes a la mínima expresión.

El ejemplo de Tengiz y el descenso de Noruega no son la excepción sino la norma.

Shale oil EE.UU.

Las reservas declaradas ascienden a casi 46.000 millones de barriles a cierre de 2024.

La producción actual se acerca a 14 millones de b/d, es decir más de 5.000 millones de barriles anuales. Al ritmo actual, nueve años si no hubiera nuevos descubrimientos.

Las empresas han adoptado el simul-frac como el sistema de extracción preferido, que les permite ahorrar costes y tiempo en la puesta en marcha, al tiempo que han alargado la extensión de los pozos horizontales.

El número de pozos perforados no crece, pero la longitud de los laterales está aumentando hacia los pozos muy largos de más de 15.000 pies (cerca de 5.000 metros)

La técnica del simul frac reduce los costes un 12% y el tiempo de perforación un 25%, según Chevron. Esto permite “mejorar” el inventario de los pozos de primer nivel Tier 1, al reclasificar pozos de Tier 2 a Tier 1. Las ubicaciones totales siguen siendo las mismas, pero la productividad aumenta al reducir el tiempo de perforación y los costes, haciendo rentable un pozo menos productivo a un precio del petróleo determinado.

Una estimación haciendo un promedio de las diferentes casas nos da un total de ubicaciones entre 130.000 y 195.000 ubicaciones, de las cuales, Tier 1 son 15-20.000 y Tier 2 entre 30-45.000 ubicaciones. Tier 3 alcanzaría entre 35-50.000 y Tier 4 entre 50-80.000 ubicaciones.

Si tenemos en cuenta solo Tier 1-2, existen 60.000 ubicaciones que a 6.000 pozos por año, nos deja 10 años de producción al ritmo actual.

Pero el shale oil se está gasificando (aumenta el ratio GOR gas/oil) lo que implica que tarde o temprano , la productividad se hundirá y la reclasificación irá al revés, pasando zonas de Tier 1 a Tier 2, por pérdida de presión y pérdida de producción asociada.

“La producción comercializada de gas natural en la región del Pérmico aumentó de 17.200 millones de pies cúbicos diarios (Bcf/d) en 2021 a 27.600 millones de pies cúbicos diarios en 2025, lo que representa un incremento del 60%, según datos de nuestro último informe de Perspectivas Energéticas a Corto Plazo . Durante el mismo período, la producción de petróleo crudo creció un 39%, pasando de 4,7 millones de barriles diarios (b/d) a 6,6 millones de b/d. El mayor crecimiento en la producción de gas natural se debe al aumento de la relación gas-petróleo (GOR).

A medida que se produce más petróleo y gas natural, la presión dentro del yacimiento disminuye; el gas natural es más fácil de producir a presiones más bajas y la relación gas-petróleo (GOR) aumenta.

La relación gas-petróleo (GOR, por sus siglas en inglés) en la región del Pérmico ha aumentado de forma constante durante los últimos cinco años. En 2025, la GOR promedió casi 4200 pies cúbicos de gas natural por barril de petróleo (cf/b), lo que representa un incremento del 16 % con respecto a 2021. A medida que la región madura, prevemos que la GOR seguirá aumentando. Estimamos que, con este incremento, la tasa de crecimiento de la producción de gas natural continuará superando la del petróleo crudo en la región del Pérmico.”

El resumen del shale oil USA nos deja una situación preocupante.

1º) Aumento del GOR .

Se reduce la presión y se corre el riesgo de alcanzar el punto burbuja, donde el gas se desliga de la solución gas-petróleo y hunde la producción de petróleo. Toda pérdida de presión en estos pozos va en detrimento de la producción de petróleo, al tiempo que favorece el incremento del gas.

2º) Extensión de los laterales para hacer más productivos los pozos.

Aumenta la producción a costa de reducir el número de ubicaciones al incrementar el espacio necesario de perforación.

3º) Agotamiento de las mejores ubicaciones (Tier 1-2).

Quedan apenas diez años (probablemente menos, a medida que disminuye la presión).

Esto nos depara un hundimiento de la producción estadounidense en la década de 2030 , como hemos dicho muchas veces.

Conclusión.

Si el shale oil USA tiene los años contados, los descubrimientos han descendido a mínimos, no se reponen las reservas y además estamos sobreproduciendo los megacampos para mantener la producción (mediante las ampliaciones mencionadas), asistimos a una crónica de una muerte anunciada en la década de 2030-2040.

Y esto es una cuestión geológica, que no tiene que ver con el precio, sino con la desaparición de todas las reservas.

Gráficos como este de la IEA no serán proyecciones sino realidad en la próxima década.

Si la demanda esperada continua en torno a los 100 millones de b/d para todos los líquidos y la oferta se queda en 50 millones b/d, está claro que el consumo no podrá sobrepasar la escasa oferta de 50 millones de b/d en 2050 (y aclaro que me parece bastante optimista).

Según IEA en su último WEO 2025, la demanda esperada en 2050 varía atendiendo a los distintos escenarios , pero no se espera un descenso por debajo (o alrededor ) de los 100 millones de b/d de todos los líquidos.

A partir de aquí, que cada uno piense hacia donde nos dirigimos y encuentren la explicación al empeño de Trump en conseguir recursos (Venezuela, Irán, Groenlandia), al coste que sea.

Hablar de exceso de petróleo puntual (aunque durara unos años), es una broma de mal gusto con estas perspectivas a largo plazo …

PD. Solo por complementar y unificar información.

Rusia.

Según Rystad, la producción de petróleo seguirá declinando.

Canadá.

Primero , la producción de petróleo de 2026 está superando la de 2025 en poco más de 100.000 b/d (de momento).

Año 2025. Desglose por tipo de crudo y mes.

Año 2026.

Canadá es uno de los pocos países cuya producción (en torno a 6 millones de b/d, con suave declive desde 2045) tiene capacidad para mantenerse hasta 2050.

Brasil.

En cambio Brasil apunta a una rápida caída de su producción, aunque podemos imaginar la puesta en marcha de proyectos de recuperación secundaria y terciaria para intentar evitar un declive tan abrupto. En ausencia de nuevos importantes descubrimientos, las reservas no permiten hacerse ilusiones a largo plazo.