El debate sobre el futuro del petróleo y el gas natural tiende a centrarse en las perspectivas de la demanda, prestando mucha menos atención a la posible evolución de la oferta. Esta asimetría es errónea, y comprender a fondo el ritmo de disminución de la producción de los yacimientos de petróleo y gas existentes es más importante que nunca. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) lleva mucho tiempo examinando esta cuestión. Las tasas de disminución —la tasa anual de disminución de la producción de un yacimiento de petróleo o gas existente— fundamentan nuestro análisis de los equilibrios del mercado y las necesidades de inversión en todos los escenarios.

Desde 2019, casi el 90% de la inversión anual en exploración y producción de petróleo y gas se ha dedicado a compensar las caídas de la producción, en lugar de a satisfacer el crecimiento de la demanda. Se prevé que la inversión en 2025 sea de aproximadamente USD 570 000 millones y, de mantenerse, un crecimiento moderado de la producción podría continuar en el futuro. Sin embargo, una caída relativamente pequeña en la inversión en exploración y producción puede marcar la diferencia entre el crecimiento de la oferta de petróleo y gas y una producción estática. Al mismo tiempo, se requiere menos inversión en un escenario de contracción de la demanda.

La composición de la producción de petróleo y gas ha cambiado rápidamente en los últimos años con el notable aumento del petróleo ajustado y el gas de esquisto . En 2000, los campos petrolíferos convencionales contribuyeron con el 97% de la producción total de petróleo a nivel mundial, sin embargo, para 2024 esta participación había caído al 77% como resultado del aumento de la producción de campos no convencionales. En el caso del gas natural, alrededor del 70% de los 4 300 mil millones de metros cúbicos (bcm) producidos hoy en día proviene de campos convencionales, y casi todo el resto es gas de esquisto producido en los Estados Unidos. Incluso con la revolución del esquisto, la producción general de petróleo y gas aún depende en gran medida de un pequeño número de campos supergigantes, principalmente en Medio Oriente, Eurasia y América del Norte, que juntos representaron casi la mitad de la producción mundial de petróleo y gas en 2024.

El análisis detallado de los registros de producción de alrededor de 15 000 campos de petróleo y gas de todo el mundo revela que la tasa media anual global de declive observada post-pico es del 5,6% para el petróleo convencional y del 6,8% para el gas natural convencional. Esto varía ampliamente según el tipo de campo: los campos petrolíferos supergigantes declinan un promedio del 2,7% anual, mientras que el promedio para los campos pequeños es de más del 11,6%. Los campos petrolíferos terrestres declinan más lentamente, un promedio del 4,2% anual, que los ubicados en alta mar con un 10,3%. Oriente Medio, que alberga los campos terrestres convencionales más grandes del mundo, tiene la tasa de declive observada post-pico de petróleo más baja, del 1,8%, mientras que Europa, que tiene una proporción muy alta de campos marinos, exhibe la tasa de declive más alta, del 9,7%.

Junto con las disminuciones de tasa observadas derivadas de los historiales de producción de los campos, es posible estimar las disminuciones de tasa naturales que ocurrirían si se detuviera toda la inversión de capital . Estas disminuciones son aún más pronunciadas. Si cesara inmediatamente toda la inversión de capital en las fuentes existentes de producción de petróleo y gas, la producción mundial de petróleo caería un 8% anual en promedio durante la próxima década, o alrededor de 5,5 millones de barriles por día (mb/d) cada año. Esto equivale a perder más que la producción anual de Brasil y Noruega cada año. La producción de gas natural caería un promedio del 9%, o 270 bcm, cada año, equivalente a la producción total de gas natural de toda África en la actualidad.

Las tasas de declive natural se están acentuando. En 2010, estas tasas habrían provocado una caída anual de 3,9 mb/d en la producción de petróleo y de 180 bcm en la producción de gas. Las tasas de declive natural más pronunciadas que se observan ahora, en comparación con 2010, reflejan la mayor dependencia actual de fuentes no convencionales, cambios en la composición de la producción convencional (como el aumento de yacimientos marinos profundos y LGN) y una mayor base de suministro.

La mayoría de las fuentes no convencionales de producción de petróleo y gas generalmente presentan tasas de declive mucho más rápidas que las convencionales . Si se detuviera de inmediato toda la inversión en la producción de petróleo de esquisto y gas de esquisto, la producción disminuiría más del 35 % en 12 meses y un 15 % adicional al año siguiente. Los yacimientos de esquisto en Estados Unidos también se están volviendo más gasíferos, lo que aumenta las tasas generales de declive a medida que maduran los yacimientos ricos en petróleo.

Bajo tasas de declive natural, el suministro mundial de petróleo y gas se concentraría mucho más en un pequeño número de países de Oriente Medio y Rusia, con implicaciones para la seguridad energética. La mayor parte de la producción petrolera en Estados Unidos proviene de fuentes no convencionales en rápido declive, mientras que en Oriente Medio y Rusia la mayor parte del petróleo se produce en yacimientos supergigantes convencionales en lento declive. Sin una mayor inversión de capital, las economías avanzadas se enfrentarían a rápidos descensos de la producción —una caída del 65 % durante la próxima década—, mientras que los descensos serían más leves en Oriente Medio y Rusia (45 %).

Para mantener los niveles actuales de producción, se necesitarían más de 45 mb/d de petróleo y alrededor de 2 000 bcm de gas natural en 2050 provenientes de nuevos yacimientos convencionales. La inversión en yacimientos convencionales de petróleo y gas existentes —por ejemplo, mediante reacondicionamiento de pozos, perforación de relleno e inyección de agua— ralentiza la disminución de la producción con respecto a la tasa natural de declive. También contribuirá al equilibrio de la oferta la aportación de proyectos de petróleo y gas que aún están en fase de desarrollo, de proyectos cuyo desarrollo ya ha sido aprobado y de la inversión continua en recursos no convencionales. Aun así, esto deja una importante brecha que debería cubrirse con nuevos proyectos convencionales de petróleo y gas para mantener la producción en los niveles actuales, aunque las cantidades necesarias podrían reducirse si la demanda de petróleo y gas disminuyera.

Se han descubierto alrededor de 230 000 millones de barriles de petróleo y 40 billones de metros cúbicos (tcm) de recursos de gas, cuya explotación aún no ha sido aprobada. Los mayores volúmenes se encuentran en Oriente Medio, Eurasia y África. La explotación de estos recursos podría añadir unos 28 mb/d y 1 300 bcm al balance de oferta para 2050.

Para cubrir la brecha de suministro restante y mantener la producción actual hasta 2050, se requerirían descubrimientos anuales de 10 000 millones de barriles de petróleo y alrededor de 1 000 bcm de gas natural. Estas cantidades superan ligeramente lo que se ha descubierto anualmente en los últimos años. El desarrollo de estos recursos añadiría alrededor de 18 mb/d y 650 bcm de nueva producción de petróleo y gas para 2050.

En los últimos años, la puesta en marcha de nuevos proyectos convencionales de exploración y producción ha llevado un promedio de casi 20 años. Esto representa el tiempo transcurrido desde la emisión de una nueva licencia de exploración hasta el inicio de la producción. Esto incluye un promedio de cinco años para descubrir el yacimiento, ocho años para evaluarlo y aprobar su desarrollo, y seis años para construir la infraestructura necesaria e iniciar la producción. Alrededor de dos tercios de los proyectos convencionales de petróleo y gas aprobados en los últimos años han sido expansiones de yacimientos existentes, y más del 70 % de las aprobaciones convencionales recientes son para proyectos offshore.

A medida que el suministro de petróleo y gas depende cada vez más de yacimientos con mayores tasas de declive y entornos operativos complejos, la interacción entre las decisiones de inversión, la economía y la regulación determinará la resiliencia del suministro y la estabilidad del mercado. Una comprensión detallada de cómo podría evolucionar este panorama sustenta el análisis de la AIE sobre las necesidades de inversión en cada uno de nuestros escenarios, incluidos aquellos que alcanzan objetivos climáticos ambiciosos, y fundamenta nuestro análisis de las implicaciones de estos escenarios para la seguridad energética, los mercados, los precios y las emisiones.