La transición energética y los debates sobre el futuro del petróleo y el gas suelen poner el foco en la demanda, en cuánto y cómo consumiremos energía en las próximas décadas. Pero el reciente informe de la Agencia Internacional de la Energía (IEA), The Implications of Oil and Gas Field Decline Rates, nos obliga a mirar hacia el otro lado del espejo: la oferta. Porque los yacimientos de petróleo y gas natural, silenciosamente, se agotan. Su producción desciende, inexorable, año tras año. Este declive, natural pero implacable, se cierne sobre la seguridad energética global, amenaza la estabilidad de los mercados y exige una inversión constante para evitar que el suministro se desvanezca antes de que la transición esté completa.
Tendencias en la producción del petróleo y gas natural
La composición de la producción mundial de petróleo y gas ha cambiado de manera significativa en las últimas dos décadas. En 2000, el 97% del petróleo provenía de yacimientos convencionales; para 2024 esa cuota se redujo al 77%, debido al crecimiento del tight oil y otros recursos no convencionales. En gas natural, alrededor del 70% sigue siendo convencional, mientras que el shale gas —casi todo de Estados Unidos— cubre la mayor parte del resto.
La producción de petróleo y gas natural se concentra en un número reducido de campos supergigantes en Oriente Medio, Eurasia y Norteamérica aportando cerca de la mitad del total mundial.
Tight oil, qué es
El tight oil corresponde al petróleo crudo que se encuentra en rocas de muy baja permeabilidad, como areniscas compactas, lutitas o carbonatos. Para que fluya hacia el pozo necesita técnicas especiales, principalmente fracturación hidráulica (fracking) y perforación horizontal.
El tight oil se produce en varios países, aunque el mayor volumen (90%) está en Estados Unidos (ej. la cuenca Pérmica, Bakken, Eagle Ford).
Balance energético petróleo convencional versus tight oil
El balance energético se mide con un indicador llamado EROI (Energy Return on Investment), es decir, la relación entre la energía que se obtiene de una fuente y la energía que se invierte para extraerla, procesarla y llevarla al punto de uso.
- Petróleo convencional histórico (grandes campos en Oriente Medio):
- EROI de 30:1 a 50:1 → por cada unidad de energía invertida, se obtienen 30 a 50 unidades de energía.
- EROI de 30:1 a 50:1 → por cada unidad de energía invertida, se obtienen 30 a 50 unidades de energía.
- Tight oil (se produce principalmente en EEUU):
- EROI mucho más bajo, entre 4:1 y 10:1 según el estudio y la cuenca → por cada unidad de energía invertida, se obtienen 4 a 10 unidades de energía.
- EROI mucho más bajo, entre 4:1 y 10:1 según el estudio y la cuenca → por cada unidad de energía invertida, se obtienen 4 a 10 unidades de energía.
El tight oil tiene un menor rendimiento energético respecto al petróleo convencional. Este hecho explica por qué el tight oil es más caro, más intensivo en recursos y más vulnerable a los precios bajos del crudo.
EE.UU. tiene independencia energética, pero el 60% del petróleo que se produce en EE. UU. proviene de yacimientos de tight oil, una fuente poco eficiente y poco sostenible respecto a los grandes yacimientos convencionales.
Descubrimiento y explotación del petróleo y el gas
Tal como se observa en la figura que viene a continuación, la mayoría de recursos convencionales de petróleo y gas del mundo se descubrieron hace años. El período más prolífico fue entre 1960 y 1980, se descubrieron prácticamente el 60% del total de los recursos técnicamente recuperables.
La mayoría de los grandes yacimientos convencionales, de fácil acceso, han sido mapeados y explotados, quedando principalmente yacimientos más pequeños, más profundos y técnicamente más complejos.
En la década actual (desde 2020), los descubrimientos anuales de petróleo y gas son aproximadamente un 90% menos que en la década de 1960.
¿Por qué disminuye la producción de petróleo y gas convencionales?
La vida útil de los yacimientos de petróleo y gas suele clasificarse según patrones de actividad. Normalmente, un operador perfora pozos de forma secuencial en la etapa inicial de la vida del yacimiento, lo que lleva a un aumento gradual de la producción a medida que más pozos entran en operación; a esto se le llama fase de aumento (ramp-up). Posteriormente, el operador mantiene la producción con un número fijo de pozos durante un tiempo, alcanzando una fase de meseta, y luego se da un declive gradual a medida que la tasa de producción de cada pozo disminuye.
Tasas de declive: lo que muestran los datos
El declive observado en la producción de los yacimientos de petróleo se puede clasificar en tres fases:
- Fase 1: Desde el pico hasta que la producción cae por debajo del 85% del nivel máximo.
- Fase 2: Desde el final de la Fase 1 hasta que la producción desciende al 50% del nivel máximo.
- Fase 3: Desde el final de la Fase 2 hasta el último año con un nivel de producción significativo, que generalmente es el último año registrado, o cuando la producción cae por debajo del 5% del nivel máximo.
El análisis de más de 15 000 yacimientos revela que la tasa media de declive post-pico es de 5,6% anual para petróleo convencional y 6,8% para gas convencional.
El declive varía en función del tipo de yacimiento:
- Campos supergigantes: 2,7% anual.
- Campos pequeños: más del 11%.
- Onshore: 4,2%.
- Offshore profundo: 10,3%.
Según la tabla, las tasas más bajas se encuentran en Oriente Medio (1,8%), gracias a sus grandes yacimientos onshore, mientras que las más altas aparecen en Europa (9,7%), donde predominan los offshore maduros.
Tight oil, el caso de los no convencionales
Los recursos no convencionales, en especial el tight oil, presentan dinámicas mucho más intensas. Un pozo típico de tight oil produce hasta el 80% de su volumen total en apenas dos años. Si se frena la perforación, la producción caería más del 35% en un año y otro 15% adicional en el siguiente. Esto obliga a una reinversión constante y explica la enorme actividad de perforación en Estados Unidos.
Consideraciones estratégicas
El futuro del petróleo y el gas no depende solo de la evolución de la demanda, sino también de los factores que afectan la oferta. Las tasas de declive aceleradas, la creciente dependencia de recursos no convencionales y los cambios en los modelos de desarrollo de proyectos están transformando el panorama de producción global. Mantener los niveles actuales de suministro requerirá inversiones continuas y focalizadas, tanto para sostener los activos existentes como para desarrollar nuevos proyectos, además de una gestión flexible y el despliegue de tecnologías avanzadas.
Aunque existen reservas descubiertas, estas no bastan. Hacen falta descubrimientos adicionales. El proceso de desarrollo es largo: en promedio, casi 20 años desde la licencia de exploración hasta la primera producción. Esto incluye unos cinco años para descubrimiento, ocho para evaluación y aprobación, y seis para construcción de infraestructuras.
El informe concluye que las tasas de declive son un factor central en la planificación energética y en la estabilidad de los mercados. Su gestión tiene repercusiones clave:
- Gobiernos: deben considerar los declives en sus políticas fiscales, de licencias de exploración y en la planificación de seguridad energética.
- Empresas: deben decidir en qué campos invertir, cómo prolongar la vida de los activos y qué tecnologías de recuperación aplicar.
- Mercados: un mundo más dependiente de campos de rápido declive implica mayor volatilidad y posibles riesgos de concentración geográfica de la producción.
La IEA advierte que, incluso en un escenario de reducción de la demanda por la transición energética, entender y gestionar los declives será fundamental. Sin inversión continua, el suministro caería rápidamente, y ello afectaría tanto a los precios como a la seguridad energética global.
Los declives son, en definitiva, el “silencioso pero constante” motor que obliga a la industria a invertir, innovar y planificar con décadas de anticipación.
