GRUPO I-TEMA 11
EL SECTOR DE LOS HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y LOS GASES LICUADOS DEL
PETRÓLEO. ACTIVIDADES QUE COMPRENDE. INFRAESTRUCTURA E
INSTALACIONES. IMPORTACIONES. CONSUMO. PRECIOS. CONTRIBUCIÓN
DENTRO DEL BALANCE ENERGÉTICO. EVOLUCIÓN HISTÓRICA. ANÁLISIS
SECTORIAL Y PERSPECTIVAS.
1. EL SECTOR DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y LOS GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO
(GLP)
Se define el petróleo o crudo como un líquido natural oleaginoso e inflamable, constituido por una
mezcla de hidrocarburos, que se extrae de lechos geológicos continentales o marítimos y del que
se obtienen, generalmente mediante destilación, productos utilizables con fines energéticos o
industriales, como la gasolina, el queroseno o el gasóleo. Tanto el petróleo crudo como los
productos resultantes del refino se encuadran en la definición de hidrocarburos líquidos.
Por su parte, se definen los Gases Licuados del Petróleo como diversas mezclas de propano (C3H8)
y butano (C4H10) que alcanzan el estado gaseoso a temperatura y presión atmosférica, y que tienen
la propiedad de pasar a estado líquido a presiones relativamente bajas, propiedad que se
aprovecha para su almacenamiento y transporte en recipientes a presión. Los GLP pueden
encontrarse formando parte del crudo y del gas natural; sin embargo se suelen producir mediante
diversos procesos de refinería.
Comercialmente hablando, se define el propano como una mezcla del 80% de hidrocarburos C3 y
un máximo del 20% de hidrocarburos C4. Por su parte, lo que se vende bajo la denominación
butano es un líquido que consta de un mínimo del 80% de hidrocarburos C4 y un máximo del 20%
de hidrocarburos C3. Las proporciones anteriores pueden variar en función de la aplicación que se
dé al gas.
2. ACTIVIDADES QUE COMPRENDE
Las actividades que forman parte de la cadena de valor del petróleo son:
2.1. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
También denominado sector upstream. De acuerdo con la Ley 34/1998, del sector de
hidrocarburos, en España se otorgan autorizaciones administrativas para ejercer las siguientes
actividades:
• Exploración: hace referencia a la búsqueda de posibles indicios de la existencia de
yacimientos de petróleo o gas natural, el objetivo es la reducción del área de investigación.
Se utilizan tanto métodos geológicos como geofísicos.
• Investigación: consiste en la determinación de las características de volumen y calidades
del yacimiento después de que en un área se hayan identificado indicios o anomalías
mediante técnicas de exploración.
• Producción: consiste en el aprovechamiento de los recursos descubiertos. De manera
genérica, la extracción de hidrocarburos en los yacimientos convencionales se realiza
mediante pozos que alcanzan en profundidad la roca almacén, donde se encuentra el
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hidrocarburo, y a través de los cuales el hidrocarburo asciende de manera natural o
mecánica hasta la superficie.
Cuando en un sistema petrolero no intervienen los elementos típicos del modelo
exploratorio clásico, entonces se habla de “yacimiento no convencional”. Entre los diversos
tipos de yacimientos no convencionales, se encuentran los yacimientos de petróleo o gas
de esquisto (Shale-Oil y Shale-Gas), que se caracterizan por una roca madre productora,
rica en hidrocarburos, y en la que no llegó a producirse ningún tipo de migración, por lo
que el hidrocarburo, petróleo o gas generado, sigue atrapado en forma de gotas
microscópicas dentro de la roca madre, y no puede fluir debido a la baja permeabilidad y
porosidad característica de estos yacimientos.
Para la extracción de los hidrocarburos en los yacimientos no convencionales es necesario
estimular el pozo mediante técnicas como la fracturación hidráulica de alto volumen, o
recurriendo a la perforación de multilaterales desde un pozo principal u otra técnica que
consiga aumentar artificialmente la porosidad y permeabilidad de estos yacimientos, con
el objetivo de producir caudales y volúmenes que resulten económicos.
La producción de crudo en España es muy reducida. Según datos de CORES, la producción
en 2018 fue de 87.000 toneladas, un descenso del 25% respecto a 2017 y apenas
suficiente para abastecer un 0,14% de la demanda nacional de crudo.
La evolución de la producción interior de crudo ha sido decreciente en la última década,
salvo ligeros repuntes como en 2013 con la apertura de nuevos pozos en el yacimiento de
Montanazo-Lubina.
En 2018 el crudo en España se extrajo de cinco yacimientos, que por orden de producción
son; Montanazo-Lubina, Casablanca, Boquerón, Rodaballo y Viura. Los cuatro primeros son
yacimientos offshore situados en la plataforma continental frente a la provincia de
Tarragona. Viura se encuentra en La Rioja y está focalizado en la producción de gas
natural.
Posteriormente, el crudo es transportado a través de oleoductos o en buques petroleros a las
instalaciones de refino.
2.2. REFINO
El crudo de petróleo extraído del yacimiento no tiene aplicación práctica, es necesario su
fraccionamiento y su transformación química en las refinerías para producir los distintos derivados
comerciales. Los productos petrolíferos obtenidos por destilación del crudo de petróleo por orden
descendente en la torre de refino son:
• Gases ligeros: Gases Licuados del Petróleo (Butano y Propano).
• Productos intermedios: gasolinas, querosenos, gasóleos de automoción (tipo A) y gasóleos de
calefacción (tipo B).
• Fracciones más pesadas: fuelóleo, aceites lubricantes, parafinas, asfaltos, etc.
Actividad de refino en España
España cuenta con un sector de refino muy desarrollado, con una capacidad total de refino de 79
millones de toneladas de crudo anuales, habiendo destinado 6.500 millones de euros a la mejora
de la competitividad de sus instalaciones entre 2008 y 2013.
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En 2017, el grado de utilización de la capacidad de refino se situó en el 86%. En 2017, España
volvió a ser exportador neto por quinto año consecutivo, con un saldo de 4,6 millones de toneladas.
La Agenda Sectorial de la Industria Química y el Refino, publicada en enero de 2019 por el
Ministerio de Industria, Comercio y Turismo junto a las asociaciones empresariales FEIQUE y AOP,
muestran la importancia del sector refinero a través de las siguientes estadísticas
correspondientes al ejercicio 2017:
• Cifra de Negocios: 40.000 millones de euros (dato de la Estadística Estructural de
Empresas del INE).
• Ocupados: 18.000 personas
• Saldo Comercial (Exportaciones-Importaciones): +4.600 millones de euros.
2.3. LOGÍSTICA Y COMERCIALIZACIÓN (Transporte, Almacenamiento y Distribución)
La logística primaria consiste en el transporte de los productos desde las refinerías a las
instalaciones de almacenamiento, formado principalmente por las instalaciones correspondientes
a empresas refineras, así como por las de Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. (CLH). La
logística secundaria traslada los productos desde las instalaciones de almacenamiento hasta los
puntos de consumo.
El transporte por tierra de crudo y productos petrolíferos se realiza en grandes cantidades a través
de oleoductos (más concretamente son poliductos, ya que transportan distintos tipos de
productos). Los oleoductos sólo transportan productos “claros” (gasóleo, gasolina y queroseno),
mientras que los productos pesados (fuelóleos) se transportan en camión o tren.
Las instalaciones de almacenamiento almacenan combustibles, especialmente gasolinas,
gasóleos, querosenos y fuelóleos. Se encuentran situadas estratégicamente cerca de los grandes
centros de consumo, su objetivo es poder mantener la continuidad de suministro y satisfacer la
demanda de combustibles. Además, ejercen la función de almacenar las existencias mínimas de
seguridad equivalentes a 92 días de consumo o ventas de productos petrolíferos, tanto por cuenta
de CORES (42 días), como por cuenta de los operadores del sector (50 días).
Los titulares de dichas instalaciones fijas deberán permitir el acceso de terceros en condiciones
no discriminatorias, transparentes y objetivas.
La distribución de productos petrolíferos a los consumidores finales distingue entre operadores al
por mayor y distribución al por menor.
Serán operadores al por mayor aquellos sujetos que comercialicen productos petrolíferos para su
posterior distribución al por menor. En todo caso tendrán tal consideración los titulares de
refinerías y plantas de producción de biocombustibles.
La actividad de distribución al por menor de productos petrolíferos podrá ser ejercida libremente
por cualquier persona física o jurídica. Comprende:
a) El suministro de combustibles y carburantes a vehículos en instalaciones habilitadas al efecto.
b) El suministro a instalaciones fijas para consumo en la propia instalación.
c) El suministro de queroseno con destino a la aviación.
d) El suministro de combustibles a embarcaciones.
e) Cualquier otro suministro que tenga por finalidad el consumo de estos productos.
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Las instalaciones utilizadas para el ejercicio de esta actividad deberán cumplir con los actos de
control preceptivos para cada tipo de instalación, de acuerdo con las instrucciones técnicas
complementarias que establezcan las condiciones técnicas y de seguridad de dichas
instalaciones.
En concreto, la distribución de carburantes y combustibles petrolíferos en Estaciones de Servicio
está liberalizada, quedando atrás las regulaciones sobre distancias mínimas entre instalaciones
de venta al público. Existen tres tipos de empresa:
1. Tipo I (“de compañía”): Integradas verticalmente con un operador petrolero que realiza su gestión y suministro.
2. Tipo II (“abanderadas”): Gestionadas por empresas de distribución minorista, con contratos de suministro en exclusiva con
operadores petroleros.
3. Tipo III (“blancas”): gasolineras independientes, no integradas con operadores petroleros, ni vinculadas con contratos de
abanderamiento. Comercializan el carburante bajo una marca propia.
La agrupación de las empresas de Tipo I y Tipo II agrupan a casi el 80% de las Estaciones de Servicio establecidas en España.
Es de destacar la creación en 1993 de la Asociación de operadores petrolíferos (AOP), que agrupa
a las principales compañías petroleras que operan en los mercados de exploración, extracción,
refino, distribución y comercialización. El objetivo es la defensa de los intereses de los asociados,
seguimiento de la legislación, elaboración de estudios e informes sobre medio ambiente,
seguridad e higiene, estadísticas de ventas, desarrollo de instalaciones o de los puntos de
distribución y venta. Las compañías asociadas son REPSOL, CEPSA, BP (es decir, las tres empresas
con capacidad de refino), SHELL, GALP ENERGÍA y SARAS ENERGÍA.
2.4. EL SECTOR DE LOS GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO (GLP)
Los GLP podrán ser suministrados en las modalidades de envasado y a granel, esta última
modalidad incluye la distribución y/o suministro de GLP por canalización.
El butano principalmente se envasa en bombonas, y éstas se llevan en camión al punto de
distribución (gasolineras, por ejemplo) o al domicilio del abonado (caso de tener contratado así el
servicio).
El propano se distribuye casi todo a granel, mediante pequeños camiones cisterna que llenan los
tanques fijos de las instalaciones que emplean este combustible. También se distribuye en
bombonas, que se distinguen de las de butano por llevar una banda negra.
En general los precios están liberalizados, salvo el GLP de bombonas ente 8 y 20 kg y los GLP por
canalización. El precio máximo de dichos productos se establece de forma bimensual por
Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. Por su parte, los precios de los
GLP a granel están liberalizados desde 1998.
En analogía a los hidrocarburos líquidos, de acuerdo a la Ley 34/1998, del sector de
hidrocarburos, en el sector de los GLP existen las figuras del operador al por mayor, de distribuidor
al por menor a granel y distribuidor al por menor envasado.
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3. INFRAESTRUCTURA E INSTALACIONES
Actualmente existen 10 refinerías en España, siendo las siguientes (Figura 1):
• Grupo Repsol: Cartagena (Murcia), Puertollano (Ciudad Real), A Coruña, Somorrostro
(Vizcaya), Tarragona.
• Grupo CEPSA: Santa Cruz de Tenerife (primera de España 1930, actualmente no se
encuentra en operación y se prevé su desmantelamiento), Algeciras (Cádiz), y Huelva.
• Grupo BP Oil España: Castellón.
• Asfaltos Españoles, S.A. (ASESA), compañía participada al 50% por Repsol y CEPSA:
Tarragona.
Figura 1. Ubicación de las refinerías españolas (AOP, 2016)
La red de oleoductos en España es propiedad de CLH y tiene una longitud de unos 4.000 km
(constituye la red civil de oleoductos más extensa de Europa Occidental), comunicando las
refinerías y los centros de almacenamiento. La red es controlada vía satélite mediante el Centro
Control Centralizado (Dispatching). CLH realiza los servicios logísticos de almacenamiento,
transporte y distribución de toda clase de hidrocarburos y productos químicos, así como queroseno
para aviación (CLH Aviación).
Geográficamente la red se configura en tres ejes principales (Figura 2):
1. Rota- Zaragoza.
2. Tarragona-Lérida-Zaragoza-País Vasco
3. Bilbao - Salamanca.
CLH cuenta con 39 instalaciones de almacenamiento, con una capacidad de 7,9 Mm3, y 28
instalaciones aeroportuarias, así como 14 instalaciones portuarias con 2 buques tanque.
El resto de empresas cuentan con una capacidad de almacenamiento conjunta de 6,8 Mm3 y
también con oleoductos en régimen privado, como el que une las refinerías de Cartagena y
Puertollano para abastecer de crudo esta última, siendo propiedad de Repsol.
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Figura 2. Red logística española (oleoductos e instalaciones de almacenamiento) (AOP)
El Ministerio para la Transición Ecológica mantiene un registro de instalaciones de distribución al
por menor, destacando las 11.400 estaciones de servicio. Las Comunidades Autónomas
incorporarán al registro los datos correspondientes de todas aquellas instalaciones en su ámbito
territorial, previa acreditación del cumplimiento los requisitos legales y reglamentarios que
resulten exigibles.
4. IMPORTACIONES
La elevada demanda interior y la escasa producción interna obligan a que la práctica totalidad del
crudo se importe. En 2018 las refinerías españolas importaron 67,6 millones de toneladas de
crudo, un 2,5% más que en 2017, manteniéndose en máximos históricos debido principalmente
a los bajos precios del crudo.
Las importaciones se encuentran muy diversificadas para dotar de una mayor seguridad de
suministro al sistema. Por países, Nigeria, México y Arabia Saudí han sido los principales países
suministradores de crudo a España, representando respectivamente un 15%, 14 % y 11% del total.
Así, durante 2018, España importó crudo procedente de 27 países.
España también importa productos petrolíferos refinados aunque en este aspecto, gracias a su
gran capacidad de refino, es exportador neto.
5. CONSUMO
De acuerdo a los datos publicados por CORES, la demanda de productos petrolíferos en España
alcanzó en 2018 los 60,0 millones de toneladas lo que supone confirmar la tendencia creciente
desde 2014, año en el que se registró el menor consumo desde 1996.
En el consumo de productos petrolíferos en España destaca el consumo de gasóleos con un 53%
del total, debido al predominio del transporte por carretera y a la gran penetración de vehículos
diésel en España, seguido de fuelóleos (14%), querosenos (11%) y gasolinas (8%). Por
Comunidades Autónomas destacan Cataluña y Andalucía como mayores consumidores.
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Figuras 3 y 4. Consumo por productos y por CCAA (CORES, 2018)
En cuanto al consumo por sectores económicos, destaca el sector del transporte con una cuota
del 76%.
6. PRECIOS
El precio del crudo depende de diversos factores como las condiciones climáticas o inestabilidades
geopolíticas en países exportadores, al igual que factores de carácter económico como la
especulación por el nivel de reservas.
6.1 EL BARRIL DE BRENT
Existe un gran número de tipos de crudo, con distinta composición en función del pozo de
extracción, por lo que existen estándares de referencia en los mercados mundiales. El más
conocido es el Brent, denominación que proviene del pozo del mismo nombre situado en el Mar
del Norte y explotado por Shell. Se define como un crudo ligero y dulce, es decir, con baja densidad
y reducida concentración de azufre.
Otra mezcla de crudo de referencia es el West Texas Intermediate (WTI), de características aún
más aptas para el refino.
En referencia al estándar de volumen, el barril de Brent o WTI es un estándar de 42 galones
estadounidenses, equivalentes a 159 litros.
6.2 EVOLUCIÓN HISTÓRICA
La evolución del precio del crudo se caracteriza hasta 1973 por unos precios bajos, por lo que los
países consumidores habían desarrollado una política de crecimiento económico fundada en una
energía barata (el precio del petróleo era de 2,59 $/barril en 1973). A finales de 1973, los países
productores de la OPEP decidieron utilizar el petróleo como herramienta de presión ante el
conflicto de Israel con Siria y Egipto: el resultado fue la limitación de la producción y el consiguiente
incremento de precios.
Nota: La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) es un cártel creado en 1960 formado por los principales productores
de petróleo. Conformada en la actualidad por 13 países, 6 en Oriente Medio, 4 en África y 2 en América del Sur entre los que destacan,
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por volumen producido, Arabia Saudí, Irán, Irak, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Venezuela. La OPEP genera el 50% de la producción
mundial y dispone del 77% de las reservas (no declaradas oficialmente).
En 1979 se produce la denominada segunda crisis del petróleo ante la aparición de la revolución
iraní y la guerra Irán-Irak generando un nuevo aumento en el precio del petróleo hasta alcanzar
41,1 $/barril en 1981.
Tras estas dos crisis, los países industrializados adoptaron políticas energéticas orientadas a
mejorar la seguridad de abastecimiento, la racionalización y la eficiencia energética, al igual que
el desarrollo de energías alternativas (nuclear y gas natural, principalmente). En 1974, tras la
primera crisis del petróleo, los países integrantes de la OCDE reaccionaron creando la Agencia
Internacional de la Energía (AIE) y el sistema de reservas mínimas actualmente vigente.
Los precios desde entonces han alcanzado un máximo histórico de 140 $/barril en julio de 2008,
seguido de un rápido descenso como consecuencia de la recesión mundial. Tras una rápida
recuperación durante 2009 y 2010, a partir de 2014 se registra una nueva caída hasta alcanzar
los 26 $/barril a comienzos de 2016.
Nota: En la Figura 5 se puede observar la evolución descrita. El precio denominado North Sea se corresponde con el Brent.
Los precios bajos del petróleo durante la primera mitad de 2017, en torno a 44 $/barril, se debían
principalmente a una sobreoferta, causada por la aparición de nuevos métodos para la extracción
de petróleo (fracking) junto con la progresiva mejora en la eficiencia energética y en el desarrollo
de tecnologías alternativas.
Durante la segunda mitad de 2017 se registró un crecimiento del precio más rápido más
esperado, alcanzándose los 70 $/barril en enero de 2018 gracias al control de la oferta acordado
por los países productores. Desde ese momento, el precio se ha mantenido relativamente estable,
abriendo el año 2019 en los 62 $/barril.
Figura 6. Evolución de los precios mundiales del crudo (AIE, 2017)
Los precios de los productos finales para los consumidores dependen fuertemente de la evolución
mundial de los precios del crudo, pero hay que añadir al mismo el denominado “margen del
refino”, los costes logísticos y los impuestos (el IVA y el Impuesto Especial de Hidrocarburos). En
total, las cargas impositivas suponen en torno al 50% del precio final de los combustibles.
El precio del crudo no presenta estacionalidad, es decir, sus variaciones no están influidas por el
período del año como sí ocurre en el caso del gas natural, ya que su demanda es aproximadamente
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lineal, aproximándose a los 100 millones de barriles diarios durante los últimos años. Sin
embargo, sí muestran cierta estacionalidad los precios del gasóleo (mayor demanda y precio en
invierno, por su uso para calefacción) y la gasolina (mayor demanda y precio en verano, por el
incremento de los desplazamientos).
7. CONTRIBUCIÓN DENTRO DEL BALANCE ENERGÉTICO
La ENERGÍA PRIMARIA es aquella que se encuentra disponible en la naturaleza, pudiendo
agruparse en energía fósil, nuclear y renovable. En España, el consumo de energía primaria se ha
incrementado desde 2014, como consecuencia del incremento del PIB, tras un período 2012-
2014 de descenso, hasta alcanzar los 129.373 kteps (miles de toneladas equivalentes de
petróleo) en 2018. En concreto el petróleo representó un 45% de la energía primaria.
La ENERGÍA FINAL es la utilizada por los consumidores finales. Esta energía tiene forma de energía
térmica, eléctrica o mecánica. En España el consumo de energía final se ha incrementado de
desde 2014, tras un período 2012-2014 de descenso, hasta alcanzar los 92.192 kteps en 2018.
En concreto los productos petrolíferos representaron el 53%.
8. EVOLUCIÓN HISTÓRICA
La evolución reciente está ligada a la privatización y liberalización del sector público petrolífero.
Se distinguen tres hitos fundamentales en su evolución:
8.1 DE CAMPSA A CLH (1927-1993)
En 1927 el Gobierno nacionalizó la industria del petróleo creando la Compañía Arrendataria del
Monopolio de Petróleos S.A. (CAMPSA). Inicialmente CAMPSA comprendía la importación, las
manipulaciones industriales, el almacenaje, la distribución y venta de los combustibles líquidos y
sus derivados, esto es, el ciclo completo del negocio salvo la investigación, exploración y refino de
hidrocarburos.
Con la aprobación de la Ley de Reordenación del Sector Petrolero en 1984 se da comienzo a la
liberalización del mercado de hidrocarburos y CAMPSA se convirtió en una empresa participada
mayoritariamente por las empresas de refino.
Tras la incorporación de España a la CEE en 1986, se avanza en la liberalización del sector
mediante la aprobación de la Ley 34/1992, de Ordenación del Sector Petrolero y la segregación
de los activos comerciales de CAMPSA a favor de las compañías de refinos existentes (REPSOL,
PETRONOR, CEPSA y BP) declarando la extinción del Monopolio de Petróleos. Como consecuencia
CAMPSA adoptó su actual denominación, Compañía Logística de Hidrocarburos S.A. (CLH) en
enero de 1993. El objeto social de la compañía es la realización de servicios logísticos de
almacenamiento, transporte y distribución de toda clase de hidrocarburos y productos químicos.
8.2 DEL INH A LA PRIVATIZACIÓN DE REPSOL (1981-1997)
En 1981 se creó el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH), integrado en el Instituto Nacional de
Industria (INI) con la misión de coordinar las actividades empresariales del sector público en el
área de los hidrocarburos.
A partir de 1986, las empresas antes adscritas al INH, se reorganizaron en el marco del holding
REPSOL. El conglomerado público se preparó para poner en bolsa paulatinamente parte de su
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capital, desde mayo de 1989 hasta abril de 1997, a partir de cuya fecha la participación pública
en REPSOL es nula.
8.3 LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO (1992-…)
La liberalización de la actividad de distribución minorista de carburantes y combustibles
petrolíferos en instalaciones de venta al público se inició con la Ley 34/1992, de Ordenación del
Sector Petrolero, siguiendo el camino liberalizador a nivel europeo.
En 1996 se aprueba por Real Decreto-Ley el libre acceso de terceros a las instalaciones de
transporte de productos petrolíferos, propiedad de CLH.
La culminación del proceso liberalizador tiene lugar mediante la Ley 34/1998, de 7 de octubre,
del Sector de Hidrocarburos. En ella las actividades relacionadas con los productos petrolíferos se
regulan desde una perspectiva de una mayor liberalización. En la mayoría de productos se
liberalizan los precios y se suprimen las autorizaciones para el ejercicio de la actividad, por la mera
autorización de instalaciones.
9. ANÁLISIS SECTORIAL Y PERSPECTIVAS
9.1 ANÁLISIS SECTORIAL
El petróleo a nivel mundial
Los combustibles fósiles (carbón, petróleo y GN) son las fuentes de energía primaria más utilizadas
a nivel mundial, y siguen proporcionado casi el 90% de la energía primaria mundial. Junto a las
dificultades energéticas tradicionales de “reservas energéticas, costes de extracción,
transformación, transporte y distribución de energías”, se debe incluir también la correspondiente
al “coste de impacto ambiental”.
Las reservas probadas de petróleo en el año 2015 están concentradas en:
- América del Norte (13%): EEUU (3%), Canadá (10%), México (0,6%).
- América Central y del Sur (19%): Venezuela (18%).
- Europa y Euroasia (9%): Rusia (6%), Noruega (0,5%).
- Oriente Medio (48%): Arabia Saudí (16%), Irán (9%), Irak (8%) y Kuwait (6%).
- África (8%): Libia (2,8%), Nigeria (2,2%).
- Asia Pacifico (3%): China (1,1%).
La producción de crudo de petróleo se concentra en los países de Oriente Medio con un 32%. Los
mayores productores mundiales de petróleo son Estados Unidos (14%), Arabia Saudí (12%) y Rusia
(12%) (Figura 6). Es de destacar el fuerte crecimiento de la producción de petróleo de Estados
Unidos en los últimos años a causa del “fracking” y sus consecuencias económicas y
geoestratégicas.
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Figura 6. Producción de petróleo por regiones (Agencia Internacional de la Energía, 2017)
A nivel mundial, existen desequilibrios geográficos entre los puntos de producción y los centros de
consumo, que originan un voluminoso comercio internacional del crudo y de productos petrolíferos
utilizando buques petroleros y oleoductos.
El consumo mundial del petróleo ha aumentado de manera sostenida desde las primeras décadas
del siglo XX. El consumo mundial en 2017 alcanzó los 97,8 millones de barriles/día, lo que supone
un crecimiento del 3% respecto al año anterior. Con un 31% de la cuota sobre la energía primaria
mundial según datos de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), continúa siendo el
combustible más utilizado.
El petróleo en España
El petróleo en España continúa siendo la principal fuente de energía en el mix como consecuencia
de la importancia económica del sector del transporte de mercancías por carretera, su potente
sector turístico dependiente de la aviación y la importancia del transporte marítimo para el sector
exterior. La progresiva penetración de combustibles alternativos en los turismos facilitará la
reducción de la demanda en los próximos años.
En lo referente al sector del refino, las refinerías españolas gozan de una serie de factores que
garantizan su competitividad en el medio plazo: elevada capacidad de procesamiento, generación
de productos de elevada calidad y valor añadido, alta eficiencia energética, reducido impacto
medioambiental. Sin embargo, en los próximos años se enfrentarán a la competencia de nuevas
instalaciones de refino en los países productores de Oriente Medio.
9.2 PERSPECTIVAS
9.2.1 Perspectivas internacionales
A) La oferta: el fracking
En relación a la producción, destaca la reciente introducción del “fracking” o fractura hidráulica,
una nueva tecnología para la extracción de gas y petróleo. Permite la extracción de gas en las
rocas poco permeables y compactas, mediante la inyección de millones de litros de agua cargada
con componentes químicos. Puede desembocar en la contaminación de los acuíferos
subterráneos e, incluso, los suministros de agua potable, aunque los expertos advierten que esta
técnica es segura si se siguen las medidas de prevención. Esta técnica ha revolucionado el sector
energético en EEUU, país pionero en esta técnica, logrando reducir significativamente su factura
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energética y erigiéndose en 2017 como el primer productor mundial en un espectacular
crecimiento de 10 a 13 millones de barriles diarios en los últimos cuatro años. Sin embargo, a
pesar de que esta técnica presenta adhesiones por parte de la industria y las compañías del
sector, existe una fuerte oposición social debido a su impacto medioambiental.
C) La demanda
Respecto al consumo, es de destacar que el crecimiento económico está basado en buena parte
en el consumo energético, en el que el petróleo ha desempeñado y seguirá desempeñando un
papel clave. En un contexto de crecimiento de la demanda energética, como el que se prevé en el
horizonte de 2050, principalmente en los países emergentes, el modelo energético mundial del
futuro continuará basándose en los combustibles fósiles.
Respecto al escenario político remarcar la preocupación global ante el cambio climático, lo que da
lugar a esfuerzos por la mayor parte de naciones en reducir el consumo de combustibles fósiles.
En este sentido es de destacar el Acuerdo de Paris, en diciembre de 2015, donde los 195 países
participantes lograron por consenso un pacto global para reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero, como sustituto del Protocolo de Kioto. En él los miembros acordaron reducir sus
emisiones de carbono "lo antes posible" y hacer todo lo posible para mantener el calentamiento
global "por debajo de 2ºC". El Acuerdo es vinculante para sus Estados miembros desde el 4 de
noviembre de 2016, cuando se alcanzó fue ratificado por 55 países que producían más del 55%
de los gases de efecto invernadero.
9.2.2 Perspectivas nacionales
A) La renovación de la refinería de San Roque
CEPSA ha anunciado su propósito de acometer el proyecto denominado “Fondo de Barril” en la
refinería de San Roque (Cádiz), con una inversión total de 1.000 millones de euros, con el objetivo
de incrementar el valor añadido de los productos finales. El proyecto permitiría reducir la
producción de fueles pesados y obtener productos con un contenido bajo de azufre, aptos para
cumplir con los exigentes requerimientos para combustibles marinos del Convenio MARPOL.
B) El petróleo en los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima
Los Planes Nacionales Integrados de Energía y Clima (PNIEC) son documentos de carácter
estratégico que debe remitir cada Estado miembro a la Comisión Europea; en el caso del Plan que
abarcará el período 2021-2030, debe ser enviado antes del 31 de diciembre de 2019. Asimismo,
deben servir como documento de planificación indicativa en el ámbito nacional.
En el borrador de PNIEC publicado en febrero de 2019 se prevé una senda descendente en el
consumo de petróleo. En concreto, en el Escenario Objetivo el consumo de productos petrolíferos
en el balance de energía primaria descendería hasta 38.000 ktep, un 37% sobre los 103.000 ktep
de energía primaria total. Es decir, la cuota de los productos petrolíferos en la energía primaria
descendería desde el actual 45% hasta un 37%.
Este descenso se produciría tanto por el descenso de la intensidad energética de la economía
como la penetración del vehículo eléctrico y otros combustibles alternativos.
