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Actualización de las estadísticas por campos

Aprovechando que los datos de la ANH hasta junio de 2019 salieron hace poco, quería actualizar la lista de campos que analizo para las actualizaciones más detalladas. Desde hace ya bastante tiempo algunos de los campos que analizaba habían perdido mucha producción y estaban empezando a ser irrelevantes. Al mismo tiempo han estado apareciendo algunos, relativamente grandes, que estaban tomando el relevo pero yo los estaba analizando de forma separada. Esto hacía más confusas y más largas las actualizaciones, así que las voy a empezar a organizar de otra manera.

Gráfica 1. Campos que producían entre 10 y 20 mil b/d hasta 2016. Desde entonces Costayaco y Ocelote producen mucho menos de 10 mil b/d y perdieron relevancia. Fuente ANH. Elaboración propia.

El cambio más importante consistió en sacar a los campos que habían perdido más producción, como Ocelote y Costayaco, que ya estaban por debajo de los 10 mil b/d y con largas tendencias decrecientes:

Y metí algunos campos nuevos que venían creciendo con fuerza y ya producen más de 10 mil barriles al día, como Akacias, Tigana Norte, Tigana Sur o Acordionero o incluso más de 20 mil como Jacana:

Gráfica 2. Campos que han aparecido desde 2013 en adelante y que han llegado a producir al menos 10 mil b/d. Fuente ANH. Elaboración propia.

Y también a Infantas, que lo estaba analizando junto con La Cira, pero en otro punto y ahora lo voy a incluir en el análisis más general porque desde hace tiempo produce más de 10 mil b/d.

Gráfica 3. La Cira e Infantas a partir de ahora van a estar incluidos en las actualizaciones generales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Por lo tanto salieron dos y entraron seis, con lo que de analizar los 14 campos principales que representaban cerca del 50% de la producción total, ahora analizo los 18 campos principales que producen cada uno de ellos más de 10 mil b/d. Esto nos va a permitir seguir de forma más ágil y fácil la evolución de una parte más grande de la producción. El resultado es el siguiente:

Gráfica 4. Producción total de petróleo de Colombia por campos. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos 18 campos que analizo ahora pormenorizadamente representan más del 60% del total de la producción:

Gráfica 5. Proporción de la producción que representan los 18 campos más importantes de Colombia. Fuente ANH. Elaboración propia.

A partir de ahora esta actualización funcionará con estos 18 campos y en el futuro con los que permitan cumplir con esos dos criterios, analizar al menos el 50% de la producción y que los campos no produzcan menos de 10 mil b/d de media a lo largo del último año.

Bien, pues con estos datos hagamos el nuevo análisis a ver que cambios hay.

Gráfica 6. Los 18 campos de extracción de petróleo más importantes de Colombia. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos son los 18 campos más importantes, todos producen al menos 10 mil b/d. En total producen casi 600 mil b/d, y desde 2016 esta cantidad va subiendo. De todo esto más de la mitad viene de los cinco más grandes. Y casi una quinta parte proviene solo de un campo, Rubiales.

Siempre comprobamos cual es el campo más importante del país, si Castilla (juntando a Castilla y Castilla Norte) o Rubiales. Por ahora sigue siendo Rubiales, pero la cosa está muy reñida.

Gráfica 7. Los 2 principales campos de Colombia casi son del mismo tamaño. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos dos campos juntos son más del 25% del total de la producción nacional. En 2013 llegaron a representar más de un 30%

Gráfica 8. Evolución conjunta de los 2 campos de extracción de petróleo más importantes acumulan más del 25% del total de la producción. Fuente ANH. Elaboración propia.

Si sacamos a Rubiales de la foto esto es lo que queda:

Gráfica 9. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo más importantes de Colombia, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos 17 campos nunca habían producido tanto como ahora, si bien es cierto que varios de ellos empezaron a producir en 2015. Es decir, más que compensan las caídas de los antiguos, pero no si Rubiales entra en la ecuación.

De todos estos los que producen más de 20 mil b/d van así:

Gráfica 10. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo que producen al menos 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Los únicos nuevos en este grupo son Jacana y Acordionero. Entre los dos compensan todas las caídas de los demás. Si no fuera por esos dos campos la tendencia sería de caída

Su crecimiento ha sido extremadamente rápido, como vemos en la siguiente gráfica:

Gráfica 10. Evolución individual de los campos de extracción de petróleo que producen al menos 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Acordionero sin embargo, parece estar llegando a su máximo y dejando a Jacana como el único que todavía no ha superado su cénit. Veremos en un año si sigue creciendo y a que ritmo.

Mención especial, como siempre a Caño Limón que, en 10 años, ha perdido casi dos tercios de su producción. Pero también vean la perspectiva. Los nuevos campos que más crecen, y en los que se están poniendo tantas esperanzas son apenas la mitad de grandes que Chichimene, un campo que ya ha perdido más de un 20% de su producción desde el máximo que alcanzó en 2014.

Veamos ahora los que producen entre 10 mil b/d y 20 mil b/d:

Gráfica 12. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo que producen entre 10 y 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

De estos 7 campos, tres son nuevos, Tigana Sur, Tigana Norte y Akacias, y estos tres son los únicos que crecen:

Gráfica 13. Evolución individual de los campos de extracción de petróleo que producen entre 10 y 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Por su parte Casabe y Moriche apenas aguantan por encima de los 10 mil b/d, por lo que si siguen así (lo sabremos pronto) el próximo año ya no estarán en estos gráficos.

En conclusión tenemos dos grandes cuestiones. Una, los campos más grandes están aguantando a pesar de haber pasado sus máximos productivos. Rubiales y Castilla por ejemplo se mantienen desde hace ya años por encima de los 100 mil b/d y las caídas de los demás campos que producen más de 20 mil b/d son relativamente lenta. Por otra parte en los últimos 5-6 años han aparecido 5 o 6 campos que han crecido muy rápidamente y llegan todos a estar por encima de los 10 mil b/d. Esto ha permitido una recuperación de la producción hasta acercarse lentamente a los 900 mil b/d, aunque difícilmente llegaremos a esa cifra de media anual en 2019. El problema es que algunos de estos campos parecen tener una vida relativamente corta, si los comparamos con Caño Limón, La Cira, Rubiales o Castilla que llevan mucho tiempo produciendo mucho más petróleo. Por ejemplo fíjense en Avispa, en la primera gráfica de este post. Entre 2014 y 2015 paso de 0 a más de 10 mil b/d, pero en 2018, solo tres años después, ya había perdido al rededor del 50% de su producción. En 2019 continúa bajando, aunque más lentamente y no parece que eso vaya a cambiar.

Este quiere decir, que necesitaríamos descubrir más campos pequeños más rápido para reponer la producción que se pierde de los pequeños campos de corta vida, es decir descubrir más y más rápido para mantenernos donde estamos. En el mundo anglosajón se llama el Efecto Reina Roja:

Alicia miró alrededor suyo con gran sorpresa.

—Pero ¿cómo? ¡Si parece que hemos estado bajo este árbol todo el tiempo! ¡Todo está igual que antes!
—¡Pues claro que sí! —convino la Reina—. Y, ¿cómo si no?
—Bueno, lo que es en mi país —aclaró Alicia, jadeando aún bastante— cuando se corre tan rápido como lo hemos estado haciendo y durante algún tiempo, se suele llegar a alguna otra parte…
—¡Un país bastante lento! —replicó la Reina—. Lo que es aquí, como ves, hace falta correr todo cuanto una pueda para permanecer en el mismo sitio. Si se quiere llegar a otra parte hay que correr por lo menos dos veces más rápido.

Lewis Carrol, Alicia a través del espejo

BP Statistical Review 2018: I Colombia

Por fin saco tiempo de analizar los datos del anuario estadístico de BP. La referencia del sector petrolero. Todo el mundo está pendiente de estos datos, aunque después nadie les saque de verdad partido.

Este es el quinto año que analizo estos datos. Aquí pueden ver los análisis de 2017, 2016, 2015 y 2014. También pueden ver los análisis de todo latinoamérica en el menú superior de BP Statistical Review.

Todos los datos salen del BP Statistical Review 2019, pueden descargarlo y hacer su propio análisis.

Como siempre la mayoría de los datos están en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo (MTEP), una medida que permite comparar con facilidad todas las fuentes energéticas.

Bueno empecemos poco a poco.

CONSUMO TOTAL DE ENERGÍA PRIMARIA

Gráfico 1. Consumo de Energía Primaria desde 1965. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Aquí tienen el consumo de energía primaria en Colombia desde 1965. Como ven desde 2009 crece sin descanso y lleva una tendencia similar desde principios de este siglo. Tras las crisis económicas de finales de los 90’s llegó la recuperación, y con ella mucho más consumo de energía. De seguir este ritmo en 20 años llegaríamos a unas 60 MTEP de consumo al año.

Miren como se parece la gráfica anterior a la siguiente:

Gráfico 2. Emisiones totales de CO2. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Las emisiones de CO2, unos de los principales gases responsables del cambio climático, crecen parejas con el consumo de energía primaria, siguen una curva casi idéntica.

Ese consumo energético se repartió de la siguiente forma por fuentes desde 1981:

Gráfico 2. Consumo total de energía por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Así se ve si no apilamos las series:

Gráfico 3. Consumo total de energía por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Las que más crecen son el consumo de gas y de hidroeléctrica, seguidos del carbón. La solar, la otra renovable de la que hay datos de producción y consumo es insignificante.

Y aquí tienen el detalle de l cambio entre 2017 y 2018.

Gráfico 4. Consumo total de energía por fuente en 2017 y 2018. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

El crecimiento total es del 1,44%, pero se distribuye de manera desigual. El mayor aumento es en el uso del carbón, que crece más de un 13%, seguido de las renovables (no hidroeléctricas) que crecen un 7,5% y el gas natural que sube un 7,1%. El petróleo sube menos de un 1% y la hidroeléctrica baja 1,2%. Consumimos más energía y además es más contaminante que el año pasado.

En 2018 el petróleo representó más de un 35% del consumo total de energía primaria, la hidroeléctrica más de un 27%, el gas natural, casi un 24%, el carbón un 12,5% y las renovables apenas superaron el 1%.

Así ha evolucionado esta distribución en los últimos 40 años:

Gráfico 5. Serie histórica de la proporción de consumo de energía en Colombia por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

El porcentaje de consumo de energías fósiles superaba el 80% a principios de los 80’s, cayó por debajo del 70% entre el 2003 y el 2009 y desde entonces esta otra vez por encima de esa cifra. El petróleo vuelve a perder importancia en favor del gas y el carbón se mantiene en su media de la última década. La solar no contribuye en la práctica en casi nada y la hidroeléctrica lleva oscilando entre el 20 y el 30% desde los 80’s.

PRODUCCIÓN TOTAL DE ENERGÍA PRIMARIA

Gráfico 6. Producción total de energía primaria. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Esta es la producción de energía primaria de Colombia. El máximo fue en 2014 y desde entonces la caída ha sido de más o menos 6 MTEP.

Así es la distribución por fuente energética:

Gráfico 7. Producción total de energía primaria por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Como ven la producción de todas las fuentes juntas cae, y cae aun más si nos fijamos solo en las fuentes fósiles.

Veámoslo con más detalle separando las fuentes:

Gráfico 8. Producción total de energía primaria por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

El carbón y la hidroeléctrica caen, el petróleo se recupera mínimamente y el gas se mantiene relativamente estable. La solar, de la misma forma que en el consumo es residual.

Y ahora fijémonos en el peso proporcional de cada una de estas fuentes:

Gráfico 9. Serie histórica de la proporción de producción de energía en Colombia por fuente. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

A fin de cuentas las energías fósiles representan al rededor de un 90% de la producción total desde hace unos 10 años. Y como ven la fuente más importante y la que más ha crecido en los últimos 20 años es el carbón.

La diferencia, para terminar esta parte, entre la producción y el consumo, es decir, el excedente energético, o dicho de otra forma la energía exportable es la siguiente:

Gráfico 10. Excedente energético total. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Como ven el excedente energético cae con rapidez. Ya pasaron 5 años desde el pico de exportaciones, no parece probable, a partir de los datos de consumo, sobretodo, intuir que este pico se pueda superar en el futuro.

Veamos ahora la información más detallada de producción y consumo por fuentes (omito la hidroeléctrica, porque el consumo y la producción siempre coinciden)

PETROLEO

Gráfico 11. Producción y consumo de petróleo. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

2018 fue un año de leve recuperación en la producción de petróleo, nada que lxs lectorxs habituales de este blog no supieran ya. Pero el consumo por su parte no aumentó apenas, de hecho lleva en su particular meseta de más o menos 16 MTEP desde 2015.

Gráfico 12. Evolución de las reservas probadas de petróleo en Colombia. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

Este es la evolución de las reservas probadas de petróleo. En este caso la gráfica esta en Miles de Millones de Barriles. Fíjense que el máximo se alcanzó hace casi 30 años y hubo un segundo pico mucho más bajo hace ya 5 años. Salvo milagro de la mano del fracking o de las perforaciones costa afuera, muy poco probables, caras y contaminantes, al petróleo en Colombia le queda un camino cada vez más complicado por delante.

Eso quiere decir, que las exportaciones, a pesar de haber aumentado este año, no tienen muy buena pinta en el largo plazo:

Gráfico 13. Evolución del excedente de petróleo en Colombia . Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

 

CARBÓN

Gráfico 14. Producción y consumo de carbón. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

El carbón ya lleva 8 años en su propia meseta productiva, tambaleándose al rededor de las 60 MTEP en 2018 con una de las caídas más abultadas desde los años 80’s. Las exportaciones evindentemente también bajan.

Gráfico 15. Exportaciones de carbón. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

GAS

Gráfico 16. Producción y consumo de gas. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

La producción de gas se ha recuperado, pero aún sin sobrepasar el máximo al que llegó en 2013. Al mismo tiempo que el consumo sigue batiendo récords cada año.

La década de exportación de gas se acabó más estrepitosamente de lo que llegó. Volvemos a ser importadores de gas.

Gráfico 17. Exportaciones/Importaciones de gas. Fuente: Elaboración propia a partir de los datos de BP Statistical Review

 

Ahí les dejo los datos. Dejen sus comentarios, conclusiones o lo que quieran en los comentarios. Y sigan pendientes.

Actualización Nacional abril 2019

Bueno, cuatro meses después de la última actualización, vuelven los datos de producción petrolera nacional.

Después de este parón en las publicaciones de este blog he hecho algunos cambios mínimos. Lo más importante es el formato de los gráficos (lo verán más adelante).

También intentaré volver a publicar más a menudo, tal vez una o dos veces al mes por ahora y trataré de añadir un punto de vista más global al análisis a través de las traducciones de los posts de peak-oil.org. Actualizaré muy pronto la sección de enlaces y volverá también la actividad en redes sociales, aunque por ahora también con menor intensidad. Y hasta ahí los cambios. Empecemos.

Esta es una actualización de los datos nacionales, porque los datos por campos no están disponibles. La ANH no ha actualizado nada desde diciembre.

Vamos a empezar, como siempre, con la producción nacional total:Produccion nacional y precio brent

El incremento del precio desde menos de 30US$ el barril hasta cerca de 80US$ a finales del año pasado y su posterior caída han tenido un reflejo en la producción. La nueva meseta que estaba entre los 800 y los 850 mb/d se rompe hacia arriba. En los últimos años se ve que siempre hay un retraso de entre 6 meses y un año entre la subida de los precios y el aumento de la producción.

Este retraso se ve con más claridad si nos fijamos en lo que ocurrió desde 2014

La producción se acerca muy lentamente a los 900.000 b/d, todavía más de 100.000 barriles por debajo del nivel máximo alcanzado entre 2013 y 2015, cuando el precio del barril de Brent promedió más de 100US$.

La variación mensual de la producción fue altísima en el periodo que va desde finales de 2011 hasta finales de 2018, como se puede ver en la siguiente gráfica.

Sin embargo en los últimos meses esa variación se ha relajado y se encadenan ligeras subidas durante varios meses consecutivos.

Una vez más, se ve mejor si nos fijamos en el periodo que empieza en 2014:

Desde la segunda mitad de 2018 las subidas, aunque ligeras, se suceden mes tras mes, con la excepción de los meses de febrero y marzo de 2019, que presentaron ligeras caídas.

Así queda entonces lo que llevamos 2019 comparado con los años anteriores:

Parece un año que empieza con bastante estabilidad en el terreno nacional. Las subidas que empezaron en la segunda mitad de 2018 no parecen tener continuidad, pero no vuelven aún las caídas abultadas que hubo en 2016, el peor año de la última década. Tendremos que esperar a que salgan los datos por campos para comprobar de donde provienen esas subidas y bajadas.

Esta estabilidad contrasta, sin duda, bastante con el panorama internacional donde entre el colapso de la producción venezolana, la expansión de la producción estadounidense y las tensiones en medio oriente plantean una situación complejísima que esta afectando ya y afectará mucho más a Colombia en el medio plazo.

Pronto volveremos con más.

Acualizacion nacional diciembre de 2018

Por fin tenemos los datos de producción nacional completos para 2018. Un año que terminó en curvas.

Hasta octubre la subida de precios parecía imparable. Llevaba dos años a buen ritmo y parecía que nos podíamos acercar a los US$90 para estas fechas. Sin embargo empezó una caída que llegó a cerca del 30%. El precio cayó por debajo de los US$60.

Las explicaciones principales se centran en la desaceleración de la economía global, con la guerra comercial entre China y Estados Unidos como un factor más y en el aumento de la producción de petróleo, principalmente en Estados Unidos, sobretodo en Texas, más exactamente en la cuenca Pérmica:

Grafica 1: Producción de la cuenca pérmica por año de primera extracción, hasta septiembre de 2018. https://shaleprofile.com/2019/01/07/permian-update-through-september-2018/

Para que se hagan una idea, esta cuenca sola produce más del triple que toda Colombia y en el último año aumento su producción en cerca de 800.000 barriles al día y parece que va a seguir creciendo, aunque tal vez no por mucho tiempo.

Hay otra razón que no se tiene muy en cuenta y que tal vez esté relacionada con la desaceleración global. Es el fin de los estimulos del Banco Central Europeo, lo cual ha puesto a la Unión Europea, gran importadora de petróleo, una vez más al borde de la recesión. De hecho, la tercera economía más grande la Unión  ya lo está.

La gran caída que sufrió el oro negro en 2014, se debió en parte, al mismo movimiento, pero esta vez realizado por la Reserva Federal estadounidense. Quantitative Easing lo llamaban y fue lo que mantuvo a flote a esa economía hasta hace 4 años. En este momento el unico gran banco central que mantiene una política similar es el japonés. Veremos que pasa cuando la quiten, si es que lo hacen.

Pero volvamos aquí. La caída de precios que empezó a mediados de 2014 tardó un año y medio en mostrar sus efectos en la caída de la producción. Es curioso como justo en el momento en el que los precios tocaban fondo y empezaban a subir es cuando la producción empieza a bajar.

Y, es curioso también como justo en los meses en los que se desploma el precio del petróleo (de octubre a diciembre del año pasado) es cuando más aumenta la producción en colombia.

2018 fue finalmente el año de la recuperación, el primer año en el que la producción terminó sensiblemente por encima de donde empezó.

 

Y se revierte la tendencia de los dos últimos años de caídas, especialmente 2016. Echando por tierra mis previsiones de caídas mucho más abultadas. Algún dia las revisaré.

Hasta aquí lo que dió de si 2018, en materia pretrolera nacional (aquí mi resumen de lo que dió a nivel internacional, y aquí el de lo que dio en materia político-económica en Colombia) veremos que nos trae 2019, un año que sin duda, viene con cambios.

Sigan pendientes.

Actualización por campos hasta agosto

Esta es, seguramente, la última actualizacion por campos de este año, asi que tómensela con calma.

Como las anteriores, esta incluye 16 gráficas que cubren las principales zonas productoras del país y más de 30 campos analizados individualmente.

Antes de empezar y como acaban de salir los datos nacionales de octubre voy a hacer una breve mención – que ampliaré en la próxima actualización nacional, seguramente ya en enero. La tendencia sigue siendo ligeramente alcista. La producción de ese último mes es de 878.854 barriles, la más alta en dos años. Y el Ministerio de Minas y Energía lo celebra:

Esto puede apuntar a que se sale del rango de producción que estaba entre los 820 y los 870 mil barriles diarios, lo que acá llamamos la nueva meseta. Veremos si esto se consolida en las próximas acualizaciones nacionales.

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Grafica 1. Producción total por campos desde 2009.
Gráfica 1. Producción total por campos desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Ahora sí, veamos la producción por campos hasta agosto:

LOS 14 MÁS IMPORTANTES

Los 14 campos más importantes (aunque algunos de ellos ya no son tan importantes) representan más del 50% del total. De hecho su importancia ha subido ligeramente en los últimos meses. Hasta agosto se ven así:

Gráfico 2. Los 14 campos más importantes del país desde 2009
Gráfica 2. Los 14 campos más importantes del país desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Hay un ligero repunte en este grupo que parece deberse casi en exclusiva a un aumento de la producción de Rubiales, que parece haber entrado en una fase de estabilidad tras las fuertes caídas que empezaron en 2013 y no pararon hasta 2017.

Gráfica 3. Los 14 campos más importantes del país desde 2009 exceptuando Rubiales
Gráfica 3. Los 14 campos más importantes del país desde 2009 exceptuando Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH.

Si sacamos a Rubiales de la gráfica los 13 campos siguientes mantienen una ligera tendencia a la baja.

Rubiales y Castilla (en realidad la suma entre Castilla y Castilla Norte) llevan años compitiendo por ver cual es el campo más importante. Ultimamente Rubiales vuelve a consolidar su primer puesto. Estos tres campos representan aproximadamente el 30% del total del país.

Gráfica 4. Comparación de Rubiales y Castilla (que es la suma de Castilla y Castilla Norte. Eje x no empieza en cero.
Gráfica 4. Comparación de Rubiales y Castilla (que es la suma de Castilla y Castilla Norte. Eje y no empieza en cero. Elaboración propia con datos de la ANH.

Excluyendo a Rubiales los cuatro campos más grandes están todos en sus particulares mesetas productivas. En algun momento todos ellos han producido más de 50 mil barriles diarios, pero ahora solo uno, Castilla, supera esa cifra.

Gráfica 5. Los cuatro campos más importantes despues de Rubiales desde 2009.
Gráfica 5. Los cuatro campos más importantes despues de Rubiales desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

De los siguientes cuatro cabe destacar que La Cira, un campo histórico, del que hablaremos de nuevo un poco más abajo, sigue creciendo como en los últimos meses. También es reseñable que Caño-Limón lleva unos meses sin tener caídas bruscas, algo inesperado. Por último que Chichimene SW esta saliendo hacia abajo de su propia meseta productiva.

Gráfica 6. Caño-Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW desde 2009.
Gráfica 6. Caño-Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Los cinco más pequeños de este grupo son los que están peor. Si bien en los últimos meses algunos han mostrado pequeños repuntes, todo este grupo pasó su pico productivo hace varios años. Seguramente para finales de año todos, excepto Yariguí-Cantagallo, caigan por debajo de los 10 mil barriles. Para que se hagan una idea de cómo está la situación todos los campos nuevos que están sosteniendo la producción ahora son de este tamaño, entre 10 y 20 mil barriles. De hecho, el próximo año voy a sacar a algunos de estos campos del grupo más importante y los voy a sustituir por otros nuevos, como Acordionero o Jacana que ya los superan en producción.

Gráfica 7. Del grupo de los 14 principales, estos últimos 5 son los más pequeños y todos ellos han pasado ya su máximo productivo.
Gráfica 7. Del grupo de los 14 principales, estos últimos 5 son los más pequeños y todos ellos han pasado ya su máximo productivo. Elaboración propia con datos de la ANH.

ARAUCA

Gráfica 8. Producción acumulada de todo el departamento de Arauca desde 2009.
Gráfica 8. Producción acumulada de todo el departamento de Arauca desde 2009.Elaboración propia con datos de la ANH.

Arauca era un departamento muy importante para la producción petrolera nacional. Y lo seguía siendo hasta medidados de esta década. Sin embargo, y a pesar de la ligera recuperación de Caño-Limón en los últimos meses, hoy Arauca produce muy por debajo de los 50 mil barriles y todos sus campos presentan tasas de declive muy importantes.

En algun momento, por ejemplo, se insinuó que Chipirón podría ser el reemplazo de Caño-Limón, pero la comparación no da lugar a equívocos:

Gráfica 9. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón desde 2009.
Gráfica 9. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Y de todos los demás campos q tenían cierta relevancia ya no queda prácticamente nada destacable, salvo su caída:

Gráfica 10. Comparación de la producción de Caño Rondón, Caricare y Chipirón desde 2010.
Gráfica 10. Comparación de la producción de Caño Rondón, Caricare y Chipirón desde 2010. Elaboración propia con datos de la ANH.

BARRANCABERMEJA

Por el contrario, otra zona clásica de producción, Barrancabermeja, sigue recuperando relevancia.

Gráfica 11. Comparación de la producción de La Cira e Infantas desde 2009.
Gráfica 11. Comparación de la producción de La Cira e Infantas desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

El complejo La Cira-Infantas es uno de los más productivos del país. También es uno de los que más inversión han recibido y la ronda de recobro mejorado parece haber tenido un efecto muy positivo. Estos dos campos producen ya más de 45 mil barriles batiendo los records al menos de este siglo.

Gráfica 12. Producción conjunta de La Cira e Infantas desde 2009.
Gráfica 12. Producción conjunta de La Cira e Infantas desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

El resto de los campos relevantes de Barranca, que se quedan basicamente en Llanito, aumentan la producción hasta los 50 mil barriles diarios.

Gráfica 13. Producción conjunta de los campos más importantes de Barrancabermeja desde 2016.
Gráfica 13. Producción conjunta de los campos más importantes de Barrancabermeja desde 2016. El eje y no empieza en 0. Elaboración propia con datos de la ANH.

LOS NUEVOS

Gráfica 14. Producción comparada de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013.
Gráfica 14. Producción comparada de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Ya el año pasado me fije en 6 campos nuevos con una vida de menos de 5 años y que crecen a gran velocidad. Algunos de estos campos son los que sustituirán a campos como Ocelote o Moriche, que ya están muy por debajo de estas cifras. Incluso Jacana ya está produciendo por encima de Caño-Limón. Sin embargo Tigana, que fue de los primeros en arrancar y sobretodo Avispa que fue el primero en superar los 10 mil barriles ya estan mostrando signos de agotamiento. Mientras Tigana lleva estancado casi desde el principio, Avispa ha perdido  apróximadamente un 50% de su producción en los últimos 12 meses.En todo caso, estos campos representan a día de hoy un aumento de más de 75 mil barriles al día:

Gráfica 15. Producción conjunta de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013.
Gráfica 15. Producción conjunta de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Parecen haber salvado la situación pero también ultimamente han reducido su crecimiento.

Tigana, Tigana Norte y Tigana Sur son casi la mitad de ese crecimiento.

Gráfica 16. Producción conjunta de los 3 campos del complejo Tigana desde 2013.
Gráfica 16. Producción conjunta de los 3 campos del complejo Tigana desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Veremos si el crecimiento espectacular de Tigana Sur en el último año tiene alguna continuidad en 2019.

Hagan sus apuestas y sigan pendientes.

Actualización Septiembre 2018

Nueva entrega de la actualización nacional de datos de producción y exploración de petróleo y gas. Ya saben que las estadisticas no son el fuerte de la ANH (en realidad no se cual es el fuerte de la ANH), ni de Minminas ni de Campetrol. Los datos que hay hoy son de hace dos o tres meses, así que tómenselos con perspectiva.

PETRÓLEO

Las cosas en general estaba así en septiembre:

El precio del barril de Brent, de referencia en Colombia, que por cierto lo saco de la Energy Information Administration, era de US$78,89, la producción era de 868.704, dos mil barriles más que el mes pasado y nuevo record de producción de este año.

Así se ve la producción y el precio desde 2014, cuando el precio empezó a caer:

Las estables subidas de precio desde diciembre de 2015 han hecho posible el mantenimiento de esta meseta productiva. Igual que dije el mes pasado, la producción parece tener una ligerisima tendencia al alsa, pero demasiado tenue como para prever nada. Cualquier cambio inesperado en el precio (ojo a esto porque esta cayendo muy fuerte ultimamente) o en cualquier otra cosa puede acabar con esa tendencia.

Nos movemos en unos porcentajes de variación anual bajísimos, que nos situan prácticamente en la estabilidad total. Noten, sin embargo que este último gráfico, el de campetrol, solo llega hasta agosto.

GAS

La producción de gas cae en septiembre una vez más por debajo del millón de pies cúbicos diarios.

La producción se recupera bastante con respecto al año pasado (tengan en cuenta de nuevo que este último gráfico solo llega hasta agosto y refleja la variación anual).

TALADROS

(Para una breve introducción sobre lo que son los taladros y los diferentes tipos que hay vean la acualización anterior.)

El número de taladros vuelve a aumentar, como lleva haciendo todo el año.

Los taladros de workover o de mantenimiento sirven por ejemplo para ampliar el diametro de un pozo o su profundidad, los taladros de drilling son para efectivamente perforar pozos nuevos.

Todo este aumento que ha tenido lugar al menos en el último año ha tenido el efecto de dejar la producción en el lugar en el que estaba. Se cumple la máxima de que cada vez se necesitan más pozos, y por lo tanto más taladros perforando, para tener el mismo nivel de producción. No encontraremos más campos como Rubiales, probablemente.

Tendremos que ver que ocurre ahora, que parece haber una caída importante de precios. Desde septiembre hasta hoy, 15 de noviembre, el precio del petróleo ha caído de US$78,89 a US$66,81. 12 dólares en dos meses. Veremos como se comporta en el futuro y como afecta esto a la producción.

Actualización Nacional agosto 2018

Pongámonos al día otra vez en la producción de gas y petróleo en Colombia. Para esta actualización voy ha ampliar las fuentes de dos formas. Por un lado al tradicional análisis de los datos de producción de petróleo de la ANH voy a añadir, espero que de forma continuada, los datos de producción de gas de la misma agencia. Por otro lado voy a utilizar también el informe de taladros que hace Campetrol mes a mes.

PETRÓLEO

Aunque ahora, en Octubre los precios del barril de Brent, el de referencia para el país han subido hasta los US$80, para agosto las cosas estaban más baratas, cerca de los US$70.

Así mismo el negro recurso fluía con estabilidad en la que se está convirtiendo en la meseta más larga de la historia productiva nacional, con permiso del valle que duró desde mediados de 2003 hasta finales de 2007.

La subida de precios que empezó a finales de 2015 y que recuerda bastante a la de 2005-2006 (que ya sabemos a donde terminó) no ha tenido todavía un efecto claro en la producción petrolera.

Aquí se ven las cosas más de cerca

La producción se situó en 866.480 b/d, la más alta del año.

Es verdad que hay una ligerísima tendencia alcista, pero es tan tenue que no se puede aventurar mucho sobre lo que pasará.

GAS

El gas por su parte es mucho más volátil

Produccion de gas

Viene subiendo durante todo este año y ya está de forma medio estable al rededor del millón de pies cúbicos diarios.

Comparado con el petróleo tanto la caída como la recuperación está siendo más rápida:

TALADROS

En pocas ocasiones he incluido estos datos en las actualizaciones así que voy a hacer una breve introducción.

Los taladros son las herramientas que se usan para perforar la tierra en busca de hidrocarburos. Cuando en un sitio se sospecha que hay petróleo o gas, porque ya se han hecho pruebas de otro tipo, el paso siguiente es perforar para ver si realmente hay petróleo o gas ahí y extraerlo para refinarlo, comercializarlo, etc, etc. De forma que la cantidad de taladros que hay en un lugar son un buen indicador del estado de la industria en un momento dado.

Desde hace al menos un año la cantidad de taladros contratados en Colombia viene aumentando:

De menos de 120 hace un año pasamos a más de 150. Sin embargo siempre ha un cierto número de taladros que a pesar de estar contratado no está operando. En agosto de este año el número de taladros operando era de 130, dos más que en julio y 43 más que hace un año.

De todos estos taladros unos están efectivamente perforando nuevos pozos y otros no. Los primeros son los llamados taladros de perforación o taladros de drilling. De esos, en agosto había ya 49, 10 más que hace un año.

Y el resto son taladros de workover o de mantenimiento sirven por ejemplo para ampliar el diametro de un pozo o su profundidad.

Aunque la cantidad de taladros de drilling nos puede dar una idea de cuanto petróleo se está descubriendo esto no nos dice nada de la tasa de éxito de los mismos. Muchas veces se perfora y no se encuentra nada o se encuentras cantidades de petróleo demasiado escasas para ser rentables o de características que no son las deseadas.

En cualquier caso el aumento de taladros con una tasa de éxito constante (lo cual es dificil) quiere decir que se está encontrando más petróleo que hace un año. En cualquier caso esta tendencia no se refleja aún claramente en la producción, probablemente porque como vemos en las acualizaciones por campos el petróleo que se ha descubierto en los últimos años solo alcanza para cubrir las caídas de los campos que ya están maduros.

Y hasta aquí la actualización nacional de agosto.

Permanezcan atentxs!

 

Actualización por campos

Tras 10 meses en los que la ANH no publicó datos por campos de gas ni petróleo, este mes por fin lo hizo.

Con los datos ya en la hoja de excel voy a hacer la actualización más completa hasta la fecha.  Voy a analizar 30 campos hasta mayo del 2018. Para datos más actualizados a nivel nacional vean la actualización hasta junio. Y esperen la siguiente actualización nacional de datos de gas y petróleo hasta julio en unos días. Empecemos.

Los 14 más grandes

La siguiente gráfica es de la producción total nacional por campos.  Las franjas de colores de abajo son los 14 campos que siempre analizo.  Hace menos de dos años eran casi el 60% del total de la producción y ahora son poco más del 55%. La franja gris oscura es el resto de campos.

Graf. 1. Producción nacional por campos

Como ya hemos visto en las actualizaciones nacionales la nueva meseta se mantiene estable entre 850 y 860 mil b/d. Desde octubre del año pasado los vaivenes han ido más bien entre los 820 y los 870 mil b/d.

En los 14 campos más importantes, el abultado descenso que se dió en 2015-2016 ha dado paso a una caída más ligera que parece continuar.

Graf. 2. Producción de los 14 campos más importantes del país.

Estas caídas, tanto la abultada como la más ligera siguen de cerca el comportamiento de Rubiales, que sigue siendo el campo más importante del país.

Graf. 3. Producción de Rubiales y Castilla Total (Castilla más Castilla Norte)

Tanto en Rubiales como en Castilla (este caso Castilla y Castilla Norte) se asomaba, a finales del año pasado, una cierta recuperación, pero en los últimos meses ha vuelto a haber bajadas que dejan la producción de ambos bastante estable. Estable dentro de lo que significa para el campo más importante del país haber perdido más del 40% de su producción.

Todos los demás grandes campos que producen más de 40mil barriles al día han pasado su pico máximo hace relativamente poco. No hace mucho Castilla, Chichimene, Quifa y Castilla Norte producían más de 50 mil barriles, hoy solo Castilla y Chichimene se mantienen por encima de esa cifra.

Graf. 5. Producción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte.

En el siguiente grupo, los que producen entre 20 mil y 40 mil b/d, hay que destacar como siempre a Caño Limón que ha perdido dos tercios de su producción en unos 9 años. Chichimene SW baja de los 20 mil b/d y Pauto Sur  y La Cira casi empatan por encima de los 31 mil b/d.

Graf. 6. Producción de Caño Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW
Graf. 7. Producción en Casabe, Yariguí-Cantagallo, Moriche, Costayaco y Ocelote.

Los más pequeños de este grupo producen (o más bien producían) entre 10 y 20 mil b/d. Costayaco, por ejemplo, llegó a producir 20 mil b/d hace 5 años y hoy produce menos de 10 mil. Todos estos campos pierden relevancia. Ningúno supera ya los 15 mil b/d. Cuando vayan cayendo por debajo de los 5 mil b/d, algo que ocurrirá a finales de este año en algunos casos, los iré sustituyendo por campos más relevantes.

Arauca

La producción en Arauca, como dije en la anterior actualización también va por el camino de la irrelevancia. Entre 2009 y 2018 ha perdido aproximadamente un 50% de su producción.

Graf. 8. Producción sumada en el departamento de Arauca.

A la caída de Caño Limón, que acabamos de ver, se suman también las caídas en Caño Rondón y Chipirón, los dos campos que permitieron mantener estable la producción del departamento entre el 2011 y el 2015. Ambos han sido campos de desarrollo muy rápido pero también de caídas muy bruscas, en el caso de Caño Rondón de al rededor del 75% en solo 4 años.

Graf. 9. Producción en Caño Rondón y Chipirón.

 

Barrancabermeja

Por el contrario barrancabermeja esta en su mejor momento en años. La Cira ha empezado el año con la producción más alta de por lo menos la última década. Infantas es un poco más incierto y  parece seguir en una larga meseta sin una tendencia muy clara.

Graf. 10. Producción en La Cira e Infantas

La producción total de Barracanbermeja también esta en un buen momento, rozando los 50 mil b/d.

Graf. 11. Producción sumada de los campos de Barrancabermeja

Nuevos campos

He creado este grupo con los campos que han aparecido o se han hecho relevantes después de la aparición de este blog, es decir después de 2014. Algunos empezaron a producir en 2015 y otros solo han empezado a ser elevantes el año pasado. Probablemente de aqui salgan los campos que sustituyan a Costayaco y Ocelote, si su declive no se acelera.

Graf. 12. Producción de nuevos campos relevantes.

Juntos ya producen más que Castilla, el segundo mayor campo del país. Si siguen a este ritmo, cosa dificil pero no imposible, pronto superarán a Rubiales. Esto que puede parecer una buena noticia en realidad no lo es. Para producir lo mismo que produce un buen campo de los de antes se requiere de la suma de seis. De esos seis ya hay dos que parecen estar en problemas, Avispa y Tigana.

Graf. 13. Producción sumada de nuevos campos relevantes.

Para verlo con perspectiva hay que pensar que el crecimiento de todos estos campos solo he permitido primero reducir las caídas y luego mantener la meseta. A no ser que aparezcan nuevas cuencas costa afuera o se empiece a usar el fracking a gran escala, algo que esperamos que no ocurra, no se puede esperar mucho más que esto del sector petrolero colombiano.

Y hasta aquí la actualización por campos. Permanezcan atentos a futuras actualizaciones.

Actualización Nacional Petroleo y Gas

Como hace unos meses que no hago actualizaciones voy a hacer una más completa de lo normal.

Voy a empezar por una contextualización a nivel global muy breve, pero que da una idea de como esta la situación petrolera en el mundo.

Recuerdo que el año pasado hubo mucho revuelo cuando Bloomberg publicó la estadística de descubrimientos de petróleo porque 2016 era el dato más bajo desde 1947:

Gráfico 1: Descubrimientos de petróleo desde 1947. Fuente Bloomberg

Ahora, en 2018, Rystad Energy, una consultura energética independiente de las más seguidas, publicó un gráfico actualizado hasta 2017 que incluye también el gas.

Gráfico 2: Descubrimientos convencionales globales. Fuente Rystad Energy

Si se fijan solo en esta última gráfica parecería que 2012 fue un buen año en lo que a descubrimientos de petróleo y gas se refiere, pero si vuelven a la gráfica anterior verán que en 2012 se descubrió solo una fracción de lo que se descubría en los años 50’s o 60’s o 70’s.

En 2018 se van a consumir aproximadamente 36.338.670.000 barriles en total. Si se han descubierto solo 6.700.000.000 en 2017 quiere decir que en 2018 se consume el equivalente a lo descubierto en los últimos 3 años.

Muchos analistas hablan de la necesidad de aumentar la inversión para poder encontrar suficiente petróleo como para compensar los declives naturales de los campos que ya están produciendo:

the investments required to simply replace natural well declines is huge. Each year, the world loses 3-4 million b/d in production from legacy fields. That’s like losing a Brazil and Qatar every year. Despite mounting demand, new oil discoveries are at their lowest levels since the 1940s.

Gráfico 3: Gastos de capital en la industria en petróleo y gas.

Y parece que la inversión se está recuperando un poco después de los recortes de 2015 y 2016. Sin embargo, un vistazo a los datos de descubrimientos dejan claro que el factor principal que explica la caída de los mismos no es la inversión, si asi fuera la década de mayores descubrimientos tendría que haber sido la que va de 2004 a 2014, y evidentemente no es así. El año con mayores descubrimientos de la historia fue 1948, el año en que Ghawar, en Arabia Saudí, fue encontrado. Nunca se ha superado. El segundo pico de descubrimientos fue en los años 60’s, y desde entonces la caída ha seguido un ritmo bastante estable, sin importar la cantidad de plata invertida.

En Colombia las cosas siguen la tendencia global.

Colombia perforó 20 pozos en el año hasta junio, lo que dejo al país en camino a no cumplir con el objetivo del gobierno de 65 pozos para todo el año

Deberían haber perforado al menos un 30% más para llegar al objetivo.

Para la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), si no se realizan las inversiones necesarias a corto y mediano plazo con el fin de redinamizar la tareas petrolíferas, como consecuencia de la no entrega de áreas, a la vuelta de la esquina el país podría llegar solo a bombear 600.000 barriles de crudo por día

*

Después de esta introducción global veamos como está la cosa petrolera en Colombia hasta Junio de 2018.

Gráfico 4. Producción de petróleo en Colombia y precio del barril de Brent.

Como hace tiempo estoy diciendo la subida de precios se empieza a parecer a la de principios de siglo que terminó en 2008 con el petróleo a más de 147 dolares por barril y una crisis de la que todavía se están recuperando los países ricos.

Esta subida que ha sido bastante fuerte ha tenido el único efecto de evitar mas caidas y estabilizar la producción al rededor de los 850-860 mil barriles diarios. Lo que he llamado la nueva meseta.

Gráfico 5: Producción de petróleo en Colombia y precio del barril de Brent desde 2014.

Si nos acercamos a los últimos 4 años vemos que la meseta ya se extiende desde Junio de 2016 hasta ahora.

Gráfico 6. Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia desde 2014.

Las sub idas y bajadas se siguen intercalando, de manera sistemática.

En cuanto al gas, la producción se está recuperando con más rapidez.

Gráfico 7. Producción de gas en Colombia desde 2013

Como los datos del gas son tan malos (un saludo a la gente de la ANH) no podemos ver muy bien la evolución (de todas formas aquí pueden ver los últimos datos publicados por campos.

En comparación con el petróleo el gas si se está recuperando, aunque la caída fue mucho más grande.

Gráfico 8. Compración de la producción de gas y petróleo desde 2013

Seguiremos pendientes de la evolución de las energías fósiles en Colombia en este segundo semestre.

BP Statistical Review 2017 I: Colombia

Por cuarto año consecutivo analizo los datos de la BP Statistical Review con el foco puesto en Colombia.

Cuando empecé este análisis en 2015 (con los datos de 2014) el consumo y la producción aun crecían. El crecimiento se estaba realentizando y avisábamos de cambios en el futuro. En 2016 con los datos de 2015 ya se apuntaba el pico de producción de energías fósiles (gas, carbón y petróleo). En 2017 con los datos de 2016 aparte de confirmar las caídas de la producción de combustibles fósiles ya se veía un posible pico del consumo total de energía primaria, y uno ya claro de fuentes fósiles.

Ahora, con los datos de 2017 vamos a ver si las tendencias se mantienen y estos datos se confirman.

Antes de continuar solo dos aclaraciones.

  1. La región, centro y sudamérica, latinoamérica o cualquier concepto similar se refiere a: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Perú, Trinidad y Tobago, Venezuela y Otros países de Centro y Sudamércia (México, por lo tanto no está incluido)
  2. Todos los datos están en Millones de Toneladas Equivalentes de petróleo (MTEP) una medida que permite comparar todos los tipos de energía en los mismos términos.
  3. Los datos de BP, a pesar de ser generalmente aceptados sufren cambios dificiles de explicar de un año a otro. Estos cambios pueden distorsionar un poco los datos, aunque no parecen afectar a las tendencias generales, que son, a fin de cuentas, las más importantes. Para ver las diferencias pueden revisar los posts anteriores que están enlazados en el menú superior de la página.

Contexto latinoaméricano

Gráfico 1. Comparación del consumo total de energía primaria entre Colombia y el total de Amercia Central y del Sur

Como siempre, hay que reconocer que Colombia no es un país muy relevante en cuanto al consumo de energía primaria si lo comparamos con el resto de la región.

Gráfico 2. Comparación del ratio de crecimiento del consumo entre Colombia y Amercia Central y del Sur

El consumo de energía primaria crece ligeramente tanto a nivel nacional como regional. El año pasado avisábamos de que tal vez 2017 sería el primer año de contracción. Este año los datos de consumo han sido revisados y finalmente el consumo continúa creciendo. Eso sí, un poco menos que el año pasado.

Comparada con la media de los paises de Centro y Sudamérica Colombia es menos dependiente del petróleo, el gas natural, la nuclear y las renovables y más dependiente que la media del carbón y la hidroeléctrica.

Gráfico 3. Comparación del consumo por energía primaria entre Colombia y Centro y Sudamérica

Consumo total en Colombia: medio pico

Este es el reparto del consumo de energía primaria por fuentes en 2017 en Colombia.

Gráfico 4. Consumo de energía primaria en Colombia en 2017 separado por fuentes.

En los últimos 10 años el petróleo ha aumentado su importancia hasta representar casi un 40% del total, revirtiendo una tendencia de casi 40 años en los que el petróleo venia perdiendo relevancia.

Gráfico 5. Histórico de la proporción del consumo de petróleo, gas natural, carbón, hidroeléctria y otras renovables en Colombia.

Como decíamos antes el consumo de energía primaria en Colombia,  sigue creciendo, parece mantener una tendencia lineal que se reduce en los últimos años. Los datos desde 2006 hasta ahora se han revisado, de tal forma que si el año pasado el consumo más alto se registraba en 2016 con 41.1 MTEP, este año ese dato se revisó en  al alza (42.1 MTEP) y 2017 superó esa cifra y se colcó en 42.6 MTEP.

Gráfica 6. Consumo de energía primaria en Colombia

Es interesante recalcar que la crisis de 2008 que afectó tan fuertemente a los países desarrollados, apenas se percibe en el consumo de energía primaria en Colombia. Nada comparada con la crisis de finales de los 90.

Cuando vemos los datos por fuentes queda claro que el crecimiento del consumo se debe casi exclusivamente al aumento del consumo de energía hidroeléctrica.

Gráfico 7. Consumo sumado de todas las energías primarias en Colombia entre 1965 y 2017
Gráfico 8. Consumo de todas las energías primarias en Colombia entre 1965 y 2017

En cuanto al consumo de energías fósiles, el pico de consumo se retrasa un año, gracias de nuevo a la revisión de los datos. El año pasado el pico se situaba en 2015 (30.5 MTEP) y ahora se situa en 2016 (31.2 MTEP). En 2017  el consumo cae por debajo de 30 MTEP.

Gráfico 9. Consumo total de energías fósiles en Colombia. El púnto máximo se ha revisado y es 2016

Producción total: ¿tres picos?

El pico de producción de energía primaria es mucho más claro.

Este año he incluído los datos de producción hidroeléctrica para tener un panorama más completo (no he metido el resto de renovables porque los números son tan bajos que no afectan en nada a las cifras generales).

El BP Statistical Review solo da los datos de producción hidroeléctrica en TWh (Tera Wats Hora) así que he utilizado el factor de conversión que utiliza la International Energy Agency. Esto no debe ser muy exacto, y solo tiene sentido orientativo. El resultado es este:

Gráfico 10. Producción por fuente energética. Energías fósiles más hidroeléctrica

Todas las energías fósiles caen este año. La tendencia de caída es constante en el gas natural, se reduce en el petróleo y el carbón sigue en una meseta ondulante desde hace ya casi una década. Este es el tercer pico que no es tan claro. La producción hidroeléctrica sube.

Curiosamente mientras que la producción hidroeléctrica es apenas de 4,87 MTEP en 2017, el consumo es de más 13 MTEP. Esto quiere decir que se importan unas 8 MTEP de energía hidroeléctrica. No tengo ninguna información al respecto, pero parece raro. Si alguien sabe algo les agradezco cualquier pista.

Gráfico 11. Producción sumada por fuente energética. Energías fósiles más hidroeléctrica

Sumar o no sumar la hidroeléctrica no cambia en nada el panorama general. El pico de producción se produjo en 2014 y la caída en estos tres años es de entre el 6 y el 7% dependiendo, respectivamente, de si se tiene en cuenta la hidroeléctrica o no.

Ahora vemos caso por caso el petróleo, el gas y el carbón.

El petróleo

Gráfico 12. La producción (azul) y el consumo (rojo) de petróleo en Colombia. Se pueden identificar hasta tres picos de producción. El primero en 1970, el segundo en 1999, que fue el del crudo liviano y el tercero y tal vez definitivo en 2013-2015, una vez que incluso los campos de crudo pesado están llegado a su máximo extractivo.

La producción de petróleo modera su caída y el consumo igualmente modera su ascenso. La caída de la producción ya acumula un 15% desde su pico y el consumo aumenta un poco más de un 4% en el mismo periodo. Con los datos que tenemos a nivel nacional ahora mismo parece que la tendencia de caída se va a mantener, aunque seguirá suaviandose en 2018.

Gráfico 13. La línea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importación). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del petroleo producido (es decir, exportación)

Colombia ya consume cerca del 40% del petróleo que produce, lo que deja su capacidad de exportación en mínimos de los últimos 8-10 años.

No es claro si por la posición de Colombia en el tablero internacional el consumo se tendrá que reducir para poder seguir abasteciendo a nuestros compradores, o si Colombia tendrá capacidad de importar.

El Gas

Los datos del gas son de los que han sufrido más revisiones, hasta el punto que al parecer colombia no importa gas natural, algo que se suponía ya había pasado el año pasado.

Gráfico 14. Consumo y producción de gas. Se puede observar como la producción seguía una curva de crecimiento más o menos lineal para acelerarse a partir de 2007 lo cual probablemente haya acelerado su caída desde 2013.

Según los datos de BP Colombia ya estaba importanto gas en 2016. Sin embargo según los de este año ese extremo se evita por muy poco.

Gráfico 15. La línea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del gas producido (exportaciones).

 

El Carbón

La producción de carbón lleva casi una década estancada, a cada subida le sigue una bajada casi equivalente. Esta meseta productiva no tiene precedentes en la producción de carbón en Colombia, veremos si salimos hacia arriba o hacia abajo.

Gráfica 16. Producción y consumo de carbón. La producción creció de forma casi exponencial hasta 2011, a partir de entonces se encuentra estancada.

El consumo esta cayendo con fuerza después unos cuantos años de ligeras subidas. Esto hace que la proporción de carbón consumido internamente vuelva a caer.

Gráfico 17. La linea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del carbón producido (exportaciones).

Relación producción consumo total

Aunque se consume internamente una proporción relativamente baja de la producción de energía primaria, desde 2011 la relación esta empeorando, situandose ahora en el 35%. Sin embargo es interesante notar que desde la década de los 70’s no había tantos años consecutivos de aumento de la proporción del consumo interno.

Gráfico 18. La linea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del carbón producido (exportaciones).

Sin embargo el hecho de que esta relación se mantenga baja se debe al peso del carbón, la fuente energética más importante del país, pero que se consume muy poco. Si la sacamos del gráfico el resultado es que se consume más del 65% de lo producido.

Gráfico 19. La linea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del carbón producido (exportaciones).

Conclusiones

El carbón y no las renovables, ni la hidroeléctrica, ni siquiera el petróleo ni el gas, es la energía primaria en Colombia por excelencia. Tiene más presente y más futuro que ninguna de las otras, por muy paradójico que pueda parecer, justo ahora que en el mundo todos intentan deshacerce de el.

El pico del petróleo y del gas empiezan a acumular años, y aunque el consumo no crece al mismo ritmo en ambos casos la importación se acerca. La del gas esta encima y la del petróleo seguramente llegue en la década siguiente. Lo cual es un problema porque para ese momento nuestros vecinos productores, notablemente Venezuela, Ecuador y México estarán en una situación similar, es decir, produciendo cada vez menos y por tanto reduciendo sus exportaciones. Al mismo tiempo es posible que nuestro principal vecino importador, Estados Unidos, empiece a necesitar cantidades crecientes de petróleo porque el shale se estará desinflando para entonces. ¿Vamos a competir con ellos directamente por el recurso?

La energía hidroeléctrica es la única fuente renovable que tiene algo de peso en el mix energético colombiano, aún así está muy por detrás del gas y representa apenas una pequeña fracción de lo que aportan el petróleo y el carbón. Háganse una idea entonces, del peso que tienen las renovables más de moda como la eólica y la solar fotovoltaica y del cambio tan increíble que tendría que suceder para que deverdad representaran una alternativa.

Todo el resto de las conclusiones se los dejo a ustedes.

 

Actualización petrolera de abril

No hay grandes novedades en la producción petrolera colombiana en el mes de abril. La subida de precios que se viene dando desde hace más de un año cuando el precio tocó fondo al rededor de los 30USD por barril, ha tenido el único efecto de evitar que las caidas continuen, llevando a Colombia a la nueva meseta productiva de más o menos 850 mil barriles diarios, un nivel similar al del pico previo que se dió a finales de los 90’s.

Si bien es cierto que parece dibujarse una salida de la meseta hacia arriba, la tendencia es tan leve que no se puede descartar que ocurra lo contrario.El precio del barril se ha multiplicado por 2.5 aproximadamente en este último año y actualmente se mueve cerca de los 75USD, un nivel de precios históricamente alto pero que tal vez no sea suficiente como para incrementar la proxiducción, sobretodo ahora que los grandes campos siguen reduciendo su producción.Desde hace más o menos un año la producción intercala subidas y bajadas casi equivalentes, algo típico en las mesetas productivas.

Mi apuesta sigue siendo que la salida será hacia abajo, pero habrá que seguir pendientes de como evolucionan los campos más importantes y los campos nuevos que han hecho posible mantener la meseta.

En cualquier caso la ANH esta demorándose más de lo normal en sacar los datos por campos. Las estadísticas llevan tiempo deteriorándose, así que tal vez en un tiempo no podremos seguir la evolución de la producción en este país.

Actualización nacional de marzo

La inestabilidad socio-política sigue causando vaivenes importantes en el sector petrolero colombiano. En marzo la producción se situó en los 856.478 barriles al día, frente a los 823.050 de febrero. Este mes vuelven las subidas tras dos meses de caídas fuertes:

Según el Minsiterio, este incremento obedece al restablecimiento de la producción en los campos Castilla, Casitlla Norte, Castilla Este, Chichimene y Copa que estuvieron fuera de servicio por orden público. 

Lo interesante es que estos cambios ya no se explican por los problemas que causan los atentados a la infraestructura de Arauca, que recordarán sin duda los lectores habituales de este blog, sino que a estos problemas se añaden los que, debido a las protestas y a la conflictividad socio-política, aparecen en el Meta, el departamento petrolero por excelencia.

Producción y precios desde 1997
Fig. 1. Producción de Petróleo en Colombia desde enero de 1997 (línea azul) y precios del barril de Brent (línea roja). Elaboración propia con datos de la ANH y de eia.gov

Parece que se está dibujando una temerosa salida hacia arriba de la nueva meseta de los 850.000 barriles  y se puede ver una ligerísima tendencia alcista desde agosto de 2016 cuando se tocó fondo despues de las grandes caídas que dejaron la producción en 827 mil barriles. Esta salida hacia arriba, sin embargo será, si llega a ocurrir, limitada. De todas formas los últimos datos de producción añaden bastante incertidumbre a la cosa.

Fig. 2. Variación mensual en la producción de petróleo en Colombia desde enero de 2014. Elaboración propia con datos de la ANH.

De no ser por las protestas, boicots y problemas sociales que están extendiendose por diferentes zonas, la producción parece ser capaz de crecer a niveles superiores a los vistos en los últimos 4 años. Sin embargo como todavía no tenemos datos por campos más allá de los de octubre del año pasado, poco más podemos analizar.

Fig. 3. Producción de Petróleo en Colombia desde junio de 2014 (línea azul) y precios del barril de Brent (línea roja). Elaboración propia con datos de la ANH y de eia.gov

La subida de precios que lleva dándose desde finales del 2015 no ha tenido más efecto que frenar las caídas. Es posible que el descubrimiento de nuevos pozos se acelere y tal vez también que haya más recobro mejorado que permita mantener el nivel y tal vez subirlo un poco. Pero a no ser que haya cambios muy importantes en el régimen de producción y pasemos a uno no convencional, basado en el fracking y el costa afuera, algo que tomará años si finalmente sucede, las posibilidades se limitan a encontrar campos cada vez más pequeños, a mayor profundidad, con petróleos pesados o muy pesados y tasas de declive muy altas. Y eso no es suficiente para compensar las abultadas caídas de campos como Caño-Limón o Rubiales de los últimos años.

Pronto saldrán los datos de producción por campos hasta diciembre del año pasado, en ese momento podremos ver con más claridad lo que está pasando.

Hasta entonces.

Actualización nacional febrero

 

La producción se desploma más de un 4,3% en un mes y más de un 5%  desde diciembre.

El Ministerio de Minas y Energía informó que la producción promedio de crudo durante el mes de febrero de 2018, fue de 823.050 barriles por día, presentando una caída del 4,8% frente al mismo mes de 2017.

Fig 1. Producción (azul) segun la ANH y precios (rojo) según eia.gov. Desde enero de 1997 hasta febrero de 2018. Elaboración propia.

Es una caída bastante grande y bastante abrupta, la primera que baja de los 850 mil barriles desde marzo de 2017 y además rompe con el patrón de subidas y bajadas alternativas que se llevaba dando incluso desde antes.

Fig 2. Producción (azul) segun la ANH y precios (rojo) según eia.gov. Desde junio de 2014 hasta febrero de 2018. Elaboración propia.

Desde mediados de 2016, hace casi dos años, no había dos meses seguidos de caídas. En ese momento el descalabro de 200.000 barriles estaba tocando fondo.

Fig. 3 Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia. Basado en datos de la ANH. Elaboración propia.

¿A que se debe esta caída? Ya el 30 de enero Ecopetrol sacó un comunicado quejándose por los atentados contra la infraestructura petrolera :

En lo que va del año se contabilizan nueve atentados contra el oleoducto, que han dejado seis abolladuras y tres roturas, así mismo, se han encontrado cinco válvulas ilícitas instaladas para el hurto de crudo.

Y así lo recogió la prensa generalista el 1 de febrero:

El oleoducto Caño Limón-Coveñas cumplió este jueves 23 días de parálisis en sus operaciones, debido a la ola de ofensivas y atentados, que durante este año se ha ensañado contra algunos de sus tramos ubicados en los departamentos de Arauca, Boyacá y Norte de Santander.

Si se fijan en los gráficos anteriores,  no es un evento tan excepcional. Más o menos para los mismos meses del año pasado una caída aún más dura ocurrió. Esto es lo que decían en marzo del año pasado los medios:

La producción de crudo en el campo de Caño Limón, operado por la estadounidense Occidental Petroleum Corp en el noreste de Colombia, comenzó a ser suspendida paulatinamente por una escalada de ataques de la guerrilla del ELN contra un oleoducto, informaron hoy miércoles fuentes militares y de la industria. 

El primer trimestre del año debe ser la temporada alta de ataques a la infraestructura petrolera.

Esta caída de 40 mil barriles, 50 mil si contamos desde diciembre, se puede explicar casi en su totalidad por el colapso de la producción en Arauca, fruto de los atentados, veremos si en realidad fue así cuando salgan los datos por campos, en unos seis meses. Pero no hay que obviar otras cosas. En primer lugar la producción de Arauca ya está por debajo de los 50 mil barriles, así lo constatabamos en la última actualización por campos que es de octubre del año pasado, y seguramente haya bajado más, dado que el campo más importante, el de Caño-Limón está al borde de la irrelevancia. Es decir, que incluso si la producción en Arauca hubiera parado completamente aún abría que averiguar de donde se perdieron al menos otros 10 mil barriles.

En segundo lugar hay que poner atención al precio:

Es la primera bajada de precio desde hace 7 meses.

Cuando el precio parecia subir imparable, llegó a las puertas de los US$70 (en enero cerro de media a US$69.08) y volvío a caer y hoy a finales de marzo, mientras escribo, está a US$68. Los inversores y los productores que ya soñaban con un precio estable por encima de esa cifra se dieron de frente contra ese muro. Y es posible que eso también haya tenido su impacto.

Esta dura caída y la forma en la que la producción se recupere, o no, tendrá efectos muy importantes sobre las finanzas nacionales, porque una vez más las metas de producción del gobierno están al límite. Asi que veremos… como siempre tendremos que permanecer atentxs.

Actualización de datos nacionales

El patrón errático de las subidas y bajadas del que hablabamos en la última actualización se mantiene en los primeros compases de este nuevo año. En enero la producción si situa en 860.187 b/d, frente a los 870.328 de diciembre. Es una caída del 1,17%.

Si en octubre nos sorpendía la subida de 10.000 barriles y en diciembre la de 20.000 enero nos sorprende de nuevo esta bajada de más de 10.000 barriles.

Produccion y precio

En la tendencia a largo plazo la nueva meseta parece mantenerse más estable que nunca, es más, es el periodo tal vez más estable desde la caída (que fue un valle, no una meseta) hasta los 500.000 barriles que duró desde 2003 hasta 2007.

Pero cuando nos acercamos al corto plazo vemos variaciones que no han sido muy típicas últimamente y que parecen ir creciendo:

Normalmente los vaivenes grandes de la producción como el de febrero a marzo de 2017, se deben a cierres casi totales de la producción en Arauca, pero eso no es lo que que está pasando ahora.

Durante los últimos 6 meses a cada caida le sigue una subida mayor, de forma que llevamos una tendencia alcista, muy tenue, eso sí, pero que ya dura 7 meses. Justo después de la recuperación de ese último cierre en Arauca.

Sin embargo, como vemos los precios siguen subiendo, o al menos seguían hasta enero, porque parece que en febrero vuelven a bajar o se estabilizan.

Cuando nos fijamos en las variaciones mensuales a largo plazo vemos lo mismo:

Una relativa tranquilidad comparada con los vaivenes del +-6% mensual entre 2011 y principios de 2017.

Pero cuando nos acercamos parece que no hay tendencia clara, que las subidas y las bajadas se suceden alternativamente.

¿A que se deben estas fluctuaciones?

Pues parece ser que tras el cese bilateral de hostilidades entre el gobierno y el ELN han vuelto los ataques a los oleoductos Transandino y Caño-Limón, además las protestas en el Meta han obligado a cerrar algunos campos y por lo visto también a mantenimientos programados y fallas técnicas. Habrá que seguir pendientes a ver hacia que dirección salimos de la meseta.

Permanezcan atentxs!

Actualización Octubre 2017

Después de varios meses sin actualizaciones por campos por fin tenemos los datos y tiempo para analizarlos. Esta actualización va a ser muy interesante porque aunque todavía no tenemos los datos completos por campos del año pasado (todavía faltan los últimos tres meses) si tenemos los datos nacionales completos y han habido cambios interesantes. Vamos a ver entre otras cosas el efecto del incremento de los precios en los últimos meses y como reaccionan diferentes campos a estas variaciones.

Empecemos como siempre con el panorama general:

Fig 1. Precios del barril de Brent (Rojo) y Producción de Petróleo en Colombia (Azul) desde 1997 hasta Diciembre de 2017.

La línea roja, la del precio del barril de Brent, empieza a dibujar una subida que ya recuerda a la de principios de este siglo, la que nos llevó al récord historico de más de 147 dólares por barril. La que permitió la explosión del fráking en Estados Unidos, la que hizo factible la explotación de Rubiales en Colombia, la que desbloqueó las arenas bituminosas en Canadá. Por ahora el petróleo sigue barato, esta tocando intermitentemente los 70 dolares. Sin embargo, la economía global sigue débil así que es demasiado pronto para apostar por una subida tan dura y prolongada, pero hay que estar atentos.

La producción por su parte se mostro errática en estos últimos cinco  meses en los que se han intercalado caidas y subidas:

Fig 2. Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia

Al acercarnos a lo que ha sucedido en los últimos tres años vemos algunos detalles más:

Fig 3. Precios del barril de Brent (Rojo) y Producción de Petróleo en Colombia (Azul) desde 2014 hasta diciembre de 2017. El último dato de producción es de octubre de 2017.

Todas las caidas en los últimos cinco meses han sido sucedidas por subidas mayores, de forma que el resultado ha sido un incremento errático de la producción. Por primera vez desde hace un año y medio superamos los 870 mil barriles al día. Este nivel de producción no se veía desde que entramos en la nueva meseta. En diciembre hubo una subida de unos 20.000 barriles, algo significativo.

¿De donde salieron esos barriles? vamos a ver si lo descubrimos. En cualquier caso tocará esperar a ver que pasa de aquí en adelante para ver si esto consolida una tendencia alcista o si la meseta se mantiene.

La producción por campos

A partir de aquí solo tenemos datos hasta octubre del 2017.

Así se ve la producción cuando separamos los datos por campos. Las franjas de colores en la parte inferior de la gráfica representan a los 14 campos más importantes del país y que son los que siempre analizamos en todas las actualizaciones. Representan más del 50% de la producción total.

Fig 4. Producción total de petróleo por campos desde 2009 hasta octubre de 2017.

 

Al final de la franja gris oscura vemos una ligera subida hasta los 864 mil barriles, esa fue la de octubre, en la próxima actualización por campos podremos ver la caída posterior de noviembre de nuevo hasta los 850 mil barriles y el salto bastante sorprendente hasta los 870 de diciembre. Por ahora lo que vamos a intentar es descubrir de donde vienen los 10 barriles extra de octubre, porque seguramente de ahí vengan los 20 mil barriles extra de diciembre.

Cuando analizamos solo estos 14 campos más importantes vemos que de ahí no vino la subida de octubre y seguramente tampoco la siguiente. Todo lo contrario, a pesar de que Rubiales ha subido bastante en los últimos meses, el acumulado de estos campos mantiene una ligera tendencia a la baja.

Fig 5. Los 14 campos más importantes de Colombia desde 2009 hasta octubre de 2017

Sin embargo es muy interesante que Rubiales lleva dos meses seguidos subiendo, cosa que no pasaba desde 2015, y está en máximos de los últimos 12 meses. Es más Rubiales toco suelo en Diciembre de 2016 con 112 mil barriles y desde entonces ha ganado casi 10.000 barriles. La recuperación ha sido tal que ha vuelto a ser el campo de mayor producción del país superando otra vez a Castilla  (en realidad es la suma de Castilla y Castilla Norte) que no se desempeña tan bien este año.

Fig 6. Producción comparada del Campo Rubiales y Castilla (incluyendo Castilla y Castilla Norte). 2009 a octubre de 2017.

Creo que con estos datos podemos afirmar ya que la fase en Rubiales ha cambiado. Ya  no estamos en la fase de caída sino en un nuevo momento de estabilización con ligeras subidas. Si bien es cierto que la recuperación o la estabilización de la meseta nacional no parece que se vaya a sustentar en grandes campos, si es verdad que el hecho de que el campo más importante deje de caer facilita que las nuevas incorporaciones por pequeñas que sean no solo impidan que la producción caiga sino que además pueden hacerla subir.

Fig 7. Variación mensual de la producción de Campo Rubiales desde enero de 2009 hasta octubre de 2017

De todas formas ya hemos dicho que la extracción nacional ha subido en más de 10 mil barriles entre septiembre y octubre del año pasado y justo en esos dos meses Rubiales prácticamente se mantuvo estable, así que ya sabemos que de aquí no salieron esos barriles nuevos.

Si quitamos a Rubiales del gráfico el resto de los campos más importantes caen todavía más y en su conjunto están en mínimos de los últimos 12 meses.

Fig 8. Campos más importantes de Colombia exceptuando Rubiales.

Veámoslos separados para mayor detalle:

Fig 9. Prodicción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte desde 2009 hasta octubre de 2017.

Los más grandes son los más estables. Castilla tuvo su segundo y tal vez último pico en marzo de 2016 con más de 86 mil barriles. Hoy produce 70 mil. Chichimene llego a su máximo en enero de 2015 con 60 mil barriles. Hoy produce 50 mil. Castilla Norte llegó a su máximo en septiembre de 2015 con unos 55 mil  y hoy produce 43 mil. Por último Quifa llegó a su máximo en noviembre de 2014 con 60 mil y hoy produce 42 mil.

Si se fijan en los últimos dos meses Castilla y Castilla Norte presentan pequeñas subidas. Juntas suman unos 5 mil barriles. Ya hemos descubierto de donde sale la mitad de la subida del mes de octubre.

Fig 10. Producción de Caño Limón, La Cira, Pauto Sur y Chicimene South West desde enero de 2009 hasta octubre 2017

De este siguiente grupo solo cabe destacar a Caño Limón que ya está a punto de perder la barrera sicológica de los 20 mil barriles. La Cira, Pauto Sur y Chichimene SW se mantienen en sus propias mesetas máximas de las que posiblemente solo saldrán hacia abajo.

Fig 11. Producción de Casabe, Yarigui-Cantagallo, Moriche, Costayaco y Ocelote, desde enero 2009 hasta octubre 2017.

De este último grupo de los campos más importantes solo cabe destacar que el declive es generalizado y manifiesto. Todos estaban ya bastante por debajo de los 15 mil barriles en el pasado octubre y algunos a estas alturas ya deben estar por debajo de los 10 mil.

Arauca

Las que sigan habitualmente este blog ya sabrán que cuando hay grandes variaciones hay que mirar al departamento más inestable del país: Arauca. Así que podemos buscar ahí a ver si cambió algo importante.

Fig 12. Producción acumulada de los campos más importantes del departamento de Arauca.

Pero toda parece indicar que no. La producción total de Arauca ya va camino de la irrelevancia. Ha perdido casí la mitad de su producción en 9 años.

Fig 13. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón.

Como de Caño Limón ya hablamos pasemos directamente a Chipirón, el segundo campo más importante del departamento. Aunque en 2015 parecia que despegaba, rápidamente empezó una tendencia bajista que se mantiene y que sigue bastante paralelamente la evolución de Caño Limón.

Lo mismo pasa con Caño Rondón, el tercer campo más importante:

Fig 14. Comparación de la producción de Chipirón y Caño Rondón.

Todos estos campos nuevos tienen una etapa de crecimiento muy corta y prácticamente no tienen una meseta productiva. Pasan rápidamente del crecimiento al declive. De Arauca solo cabe esperar caídas.

Tigana, Avispa y Jacana

Fig 15. Producción acumulada de los campos de Tigana, Jacana y Avispa desde diciembre de 2013.

Todos estos campos tienen menos de 5 años de existencia y sin embargo juntos ya producen casi 50 mil barriles diarios. Son las nuevas promesas (aunque están en el Meta, en una cuenca bien conocida y que produce sobretodo petróleo pesado o extrapesado).

Dos campos se portaron bien en estos últimos dos meses:

Fig 16. Producción de los campos de Tigana, Avispa y Jacana desde diciembre de 2013.

Jacana y Tigana Norte ganaron unos tres mil barriles entre los dos. Sumados a los 5 mil anteriores ya tenemos descubiertos 8 mil de los casi 11 mil que estabamos buscando. Y además tenemos un sitio al que mirar para encontrar subidas cuando lleguen los datos de diciembre.

Barrancabermeja

El último sitio de moda donde buscar subidas fue durante todo el año pasado Barrancabermeja. Sobretodo el complejo La Cira-Infantas:

Fig 17. Producción de La Cira e Infantas desde enero 2009 hasta octubre 2017.

Durante el 2016 parecía que La Cira, uno de los campos más antiguos e importantes del país, iba a retomar las subidas que tuvo hasta 2013, gracias al éxito de su programa de recobro mejorado, pero no llegó a superar su máximo de ese año y ahora parece que vuelve a las caídas. Este tipo de curvas son extrañas y pueden responder a más recobro mejorado todavía. Es como sí en La Cira estuvieran tratando de exprimir aún más, pero la pinta que tiene es mala, pueden venir caídas abultadas en el futuro próximo.

El caso de Infantas es menos espectacular. Tuvo un pico durante 2015. Luego toco fondo a finales de 2016 y desde entonces va subiendo. El resultado es que juntos producen más de 40 mil barriles.

Fig 18. Producción acumulada de La Cira e Infantas desde enero de 2009 hasta octubre 2017.

El problema es que si vuelven las caídas a La Cira, y es casi seguro que volverán y que el plan de recobro mejorado ya ha dado todo lo que tenía que dar, Infantas, que es mucho más pequeño, no va a tener capacidad de reponer tanta cantidad de petróleo. De estos dos campos solo vinieron unos 200 barriles de los 10 mil de la subida de octubre. En todo caso son un lugar a tener en cuenta para el futuro.

El resto

Castilla y Castilla Norte, Jacana, Tigana, Infantas… Parte de las subidas de octubre vienen de estos campos, pero esto no explica todo, ni tampoco los vaivenes productivos.

Evidentemente hay muchos más campos cuya producción subió y bajó en los meses que estamos analizando. Sobretodo campos pequeños que producen menos de 10 mil barriles (creo que he analizado casi todos los que producen más de 10 mil barriles en esta actualización). De ahí salen los tres mil barriles que faltan y seguramente una gran parte de la subida de diciembre venga de campos pequeños que se cerraron durante los peores meses de la crisis de precios y que se están volviendo a abrir justo ahora que los precios se estabilizan cerca de los 70 dolares.