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BP Statistical Review 2016 II: Colombia, el pico del consumo

Aunque sea un poco tarde, como dos meses, este año nos volvemos a acercar al BP Statistical Review, la revisión más completa y referenciada de datos de producción y consumo de petróleo y otras energías del mundo. Ahí, en la columna de la derecha más abajo hay un enlace al Energy Export Databrowser que publica cada año gráficas de producción, consumo, exportación e importación de petróleo, gas, carbón, nuclear e hidroeléctrica de todo el mundo en base a este informe.

En el análisis de este año es más completo, incluimos el análisis del consumo de las energías renovables para dar cuenta de un fenómeno que hasta ahora no habíamos analizado: el pico del consumo de energía primaria. En el post en el que analizamos el BP Statistical Review para toda Amércia Latina ya vimos que el consumo estaba llegando a un máximo a partir del cual solo puede seguir un declive. Esto es lo que decíamos ya en 2015:

“(…) en muy poco tiempo el consumo de energía superará la producción o, para ser más exactos, el consumo tenderá a ajustarse a la producción declinante y arrastrará consigo a la economía.” (TOC 2015)

Ahora vamos a comprobar lo mismo para el caso específico de Colombia.

En cuanto a la producción, la evolución no trae muchas sorpresas y todos los cambios que hay son para empeorar.

Antes de empezar solo falta mencionar dos cosas:

  1. 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.
  2.  BP ofrece datos brutos de producción, no datos netos. Es decir no tienen en cuenta la energía invertida para extraer la energía. La energía neta es la más importante porque es la que realmente llega a la sociedad y permite hacer cosas.

Ahora sí, vamos al análisis.

La situación general

Consumo: ¿el nuevo pico?

Empecemos por un panorama general del consumo del total de energías primarias para ver algunas cosas interesantes antes de volver a centrarnos en las energías fósiles.

Ya sabemos que en cuanto al consumo Colombia no es un país muy relevante dentro de Sur y Centro América:

Consumo total de Energía Primaria en Colombia y Centro y Sur América
Gráfico 1. Comparación del consumo total de energía primaria entre Colombia y el total de Amercia Central y del Sur

Si tenemos en cuenta toda la energía primaria consumida en Colombia, que incluye todas las fósiles, más nuclear, hidroeléctrica y otras renovables (eólica, geotérmica, biomasa y solar) el consumo nacional crece ligeramente mientras que el total de la región cae. Esto, que parece ser una contratendencia no lo es. Las tendencias generales de la Latinoamérica y Colombia se parecen bastante.

Crecimiento consumo energía primaria Colombia Vs. Latam
Gráfico 2. Comparación del ratio de crecimiento del consumo entre Colombia y Amercia Central y del Sur

Así que posiblemente 2017 sea el año en el que el consumo total de energía primaria caiga, es decir, 2016 sería el año del pico del consumo total de energías primarias. Primera buena noticia.

Consumo sumado de todas las energías primarias Colombia
Gráfico 3. Consumo sumado de todas las energías primarias en Colombia entre 1965 y 2016
Evolución del consumo de energías primarias Colombia
Gráfico 4. Consumo de todas las energías primarias en Colombia entre 1965 y 2016

 

Por el momento es la subida del consumo del petróleo, la hidroeléctrica y las otras renovables la que permite aumentar el consumo total este año. Si fuera solo por las fósiles el consumo ya habría caído:

Consumo sumado de todas las energías fósiles Colombia
Gráfico 4. Consumo total de energías fósiles en Colombia. El púnto máximo es 2015

2015 fue, ya está confirmado, el año del pico del consumo de energías fósiles. Segunda buena noticia.

El reparto por fuentes el año pasado fue:

Consumo energía primaria 2016
Gráfico 5. Reparto del consumo de energía primaria en Colombia.

Basícamente se redujo el consumo de Carbón y aumentaron todos los demás. La dependencia del petróleo subió dos puntos, la del gas natural uno y la de la hidroeléctrica dos. Las otras renovables, básicamente solar, eólica, biomasa y geotérmica subieron 0.2%.

La evolución histórica de estas proporciones es la siguiente:

Evolución del consumo de energía primaria
Gráfico 6. Evolución del reparto de energías primarias en el consumo en Colombia

El consumo de petróleo lleva años subiendo, aunque es el gas el que más aumenta a costa de la pérdida de importancia de la hidroeléctrica y el carbón, dejando a las energías fósiles casi el 75% del consumo total.

Producción: dos picos y medio

Por alguna razón el informe de BP no incluye datos de producción de hidroeléctrica, así que solo incluimos aqui los datos de producción de energías fósiles:

Gráfico 7. Producción por fuente energética. Solo energías fósiles

En total la producción de energías fósiles ha caído, a pesar de que el carbón esté en máximos históricos, apenas un poco por encima de su meseta de las 60 MTEP:

Gráfico 8. Producción sumada por fuente energética. Solo energías fósiles

El pico total de las energías fósiles en Colombia fue 2014, y se debe a los picos casi simultáneos del gas y del petróleo y a que el carbón no ha podido compensar esas caídas. Toda parece indicar que el petróleo y el gas van a volver a caer en 2017, así que, si el carbón no dispara su producción, seguramente las caídas totales se aceleren el año que viene. Tercera buena noticia.

Veamos más de cerca los datos de producción y consumo de Petróleo, Gas y Carbón, en ese orden.

Petróleo

Producción y Consumo de Petróleo Colombia 1965-2016
Gráfico 9. A la izquierda en miles de barriles diarios la producción (azul) y el consumo (rojo) de petróleo de 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. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

La meseta del millón de barriles que se mantuvo hasta el año 2015 se terminó. Como ya apuntabamos en el anterior análisis, 2015 fue el pico de producción según BP (aunque según la ANH fue en 2013) y en 2016 la caída ha sido ya importante. En 2016 la producción media ha sido de 48.8 MTEP frente a las 53 del 2015 una caída de un 8% aproximado, que por los datos de la primera mitad de 2017, aunque se reduce un poco, no parece detenerse.

La caída de la producción de finales de los 90’s, tras el segundo pico del petróleo en Colombia fue gravísima. En esa época el barril de petróleo se hundió por debajo de los 10 dolares, sí, menos de 10 dolares llegó a costar el barril de petróleo Brent en los mercados internacionales. Y eso afectó a las finanzas nacionales, obviamente no era el único factor, pero a Colombia no le va muy bien cuando los precios de su principal exportación se derrumban. De hecho ni el consumo ni la producción retomaron los niveles de finales de los noventas hasta ya pasado 2010, en lo que podría llamarse la década perdida del petróleo colombiano.

Ahora se empieza a dibujar una caída con precios internacionales de entre 45 y 55 dólares el barril. Una franja de precios que ha sido en el peor de los casos de más del triple que la de los 90’s ha conseguido una caída casi igual de fuerte. Ahora estamos en la nueva meseta, la de los 850 mil barriles diarios. Veremos cuanto dura.

El consumo mantiene una tendencia que empezó en 2009 y cuya inercia se mantiene, aunque todo apunta a que el próximo año será en el que ya se note una caída. La crisis parece volver a asomarse trás lo que tal vez fue la década exitosa del petróleo colombiano (2005 – 2015) en la que la producción prácticamente se duplicó y el consumo creció un 50%.

La relación entre la producción y el consumo obviamente se deteriora. Ahora se consume más del 32% del total producido, 3% más de lo que se consumía el año pasado, es decir se exporta un poco menos:

Gráfico 10. 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).

Este cambio puede ser engañoso. Tal vez Colombia por su posición en la economía internacional, esta condenada a exportar la mayoría de su petróleo, para alimentar a las economías industrializadas, mientras que aquí se quedará solo lo imprescindible para mantener las estructuras que permiten esa misma exportación. De esta forma es posible que esta relación entre consumo y producción puede no empeorar tan rápidamente como pensabamos antes. Lo cual implica, obviamente, una reducción de la demanda, o lo que es lo mismo, crisis.

Gas

El gas es un caso especial. Ha sido el tipo de energía cuyo consumo más ha crecido en los últimos 20 años, hasta casi alcanzar a la hidroeléctrica y casi duplicar el consumo de carbón, como vimos antes, y cuya producción menos ha sufrido los vaivenes de las crisis.

Producción y Consumo de Gas en Colombia
Gráfico 11. En rojo el consumo de gas y en azul la producción. 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. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo

La producción ha crecido casi exactamente al mismo ritmo que la demanda. Esto fue así hasta hace unos 10 años. En 2006 fue el último año en que la producción y el consumo fueron iguales, desde entonces se desacopló y la producción empezó a crecer más rápido. En 2013 la tendencia se invirtió y la producción empezó a caer mucho más rápido que el consumo. El año pasado ya apuntaba a que de seguir el ritmo de la caída pronto seríamos importadores de gas:

Como ya apuntábamos también el año pasado y anteriores posts Colombia está a punto de ser importadora de gas, tal vez, tan pronto como este mismo año 2016. La caída el año pasado sigue la tendencia del año anterior con la diferencia de que el consumo se frena evitando haber llegado ya a la importación.

Y teníamos razón, este año ya lo somos. Por ahora muy poco 0,1 MTEP al día. Pero esto solo es así porque el consumo también lleva dos años bajando. En los primeros 8 meses de 2017 las cosas no mejoran en cuanto a producción, así que el pico del gas, que curiosamente también llegó en 2013, y su posterior declive puede ser mucho más acusado que el del petróleo y puede traer también muchos problemas. Por la propia naturaleza del mercado del gas seguramente veremos al consumo de gas seguir muy de cerca la caída de la producción. Esto ha tenido un curioso efecto sobre la Agencia Nacional de Hidrocarburos: dejó de actualizar los datos de producción de gas desde octubre de 2016.

Gráfico 12. 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).

Carbón

Producción y Consumo de Carbón Colombia
Gráfica 13. La producción de carbón (azul) y el consumo (rojo) en Millones de toneladas de petroleo equivalente. La producción creció de forma casi exponencial hasta 2011, a partir de entonces se encuentra estancada. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

Carbón es lo que produce Colombia en cantidad. Como vimos más arriba es más del 50% de la energía fósil que produce. Y la subida parecía también imparable, apenas había habido bajadas o estacamientos, pero desde 2011 la cosa esta regular. Aunque en 2016 la producción fue record (y en esto sí nos equivocamos, porque esperabamos que la producción no superara el pico de 2012), desde hace unos años las crecidas prácticamente anulan a las caídas. Y esto no ayuda a mejorar el plano general de la energía en colombia.

El consumo también cae, por lo que la relación entre la producción y el consumo es inmejorable. Se puede exportar más del 90% de lo que se produce:

Relación producción y consumo de carbón en Colombia
Gráfico 14. 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).

 

Otros posts del BP Statistical Review:

 

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Análisis de La Cira-Infantas y el Recobro Mejorado en Colombia

Este año hemos visto muchas noticias sobre la Cira-Infantas, uno de los campos más antiguos del país. En este post vamos a echar un vistazo a lo que está pasando en matería energética allí.

Desde hace unos años hay cierta euforia acerca de lo que está pasando allá. Esto es lo que se decía en 2008:

Recuerden que en ese año Colombia llegaba al millón de barriles diarios extraídos. Era la segunda época dorada del país.

Pero para entender porque tanta alegría empecemos por el principio. Este campo (o estos campos, porque en las estadísticas de la ANH La Cira e Infantas son dos campos diferentes), se empezó a explotar en 1918. 10 años después ya producía en torno a los 60.000 barriles diarios y tocó techo en 1939 con casi 65.000 barriles diarios. En los años 50 hubo una primera inyección de agua para reducir la velocidad de la caída, lo cual consiguío mantener el nivel de producción más o menos estable hasta mediados de los 70. Desde entonces empezó un lento declive que lo llegó hasta los 5.000 barriles diarios en los años 2003-2006. Y ahí es cuando empieza la segunda infancia de La Cira-Infantas, y la causa de toda esa euforia.

Fuente: Presentación de Ecopetrol en el II Foro Mundial de Rocobro Mejorado (2014). Clic aqui para descargar.

Desde 2003 se redesarrolla la inyección de agua y aproximadamente en 2007, la producción se disparó hasta un 800% y recuperó niveles de los años 50. Esto se consiguió gracias a las técnicas de recobro.

El recobro y el recobro mejorado

Normalmente de los pozos de petróleo el petróleo fluye. Al menos al principio.

Esto se debe a la presión a la que está almacenada el recurso. Pero tan pronto como se abre el pozo la presión empieza a descender hasta que llega un momento en el que el petróleo ya no sale solo. Ahí es cuando se acaba lo que se conoce como el recobro primario y empieza el recobro secundario. El recobro secundario normalmente consiste en inyectar agua al pozo para mejorar la presión, o gas o algo similar. Estas dos formas de recobro son más o menos convencionales. Una vez que esto deja de funcionar, por ejemplo por que se empieza a sacar más agua que petróleo, comienza lo que se llama el recobro terciario o recobro mejorado, en el que se utilizan técnicas más complejas que se basan en la modificación de las características del petróleo para facilitar su salida.

En definitiva se trata de exprimir los pozos lo máximo posible. ¿Y cuánto es lo máximo posible? Pues parece ser que la cantidad de petróleo que se consigue extraer de la mitad de los pozos del mundo es máximo del 36% del total del pozo (esto quiere decir que de la otra mitad se recupera más, con un tope máximo de un 65%, pero también que hay muchos en los que se recupera mucho menos). Es decir que por cada 100 barriles que se descubren en ese 50% de los pozos del mundo se consiguen extraer máximo 36. ¿Les parece poco? Pues en Colombia la cifra es exactamente la mitad.

Según algunas referencias (como esta) Colombia no es un lugar donde se hayan usado muy intesamente esas técnicas, pero como hemos visto hay algunos campos donde los resultados no han sido para nada despreciables. Sin embargo esto no quiere decir, como se afirma muy insistentemente que el recobro o el recobro mejorado vayan a evitar la dependencia energética.

Límites del recobro

Volvamos a La Cira-Infantas. No se puede negar que gracias al recobro secundario la producción se ha multiplicado por  más de 7 en pocos años, pero no es lo mismo perforar un pozo de petróleo y dejar que fluya, como vimos en el vídeo, a tener que inyectar agua a presión o gas para que siga saliendo. En otras palabras la energía neta que aportaba al país La Cira-Infantas en los años 50 era superior a la que aporta ahora mismo aunque en volumen la cantidad sea la misma. ¿Porqué? porque del total de energía que sale del pozo una parte se gasta en inyectar el agua que permite su extracción y en gestionarla cuando vuelve a salir del pozo.

Dicho de otra forma, esto significa que, aunque algunos se las prometan muy felices, aplicando el mismo esfuerzo el resultado es peor. Por eso aunque la cantidad de barriles que salen de La Cira-Infantas sea la misma, la cantidad de energía ha caído. Y ahí esta el quid de la cuestión.

Los últimos años

Y en esa situación se sigue. La Cira-Infantas continúa produciendo lo mismo desde hace unos dos año, pero la cantidad de energía neta seguramente siga cayendo.

La gráfica que vimos al principio termina en 2014. ¿Qué ha pasado desde entonces? Pues todo ha cambiado pero nada ha cambiado. Entre finales de 2014 y principios de 2016 la producción volvió a retomar las caídas, al menos en La Cira (recuerden que según las estadísticas de la ANH La Cira e Infantas son dos campos diferentes). Estas caídas se vieron parcialmente compensadas por las subidas en Infantas en ese mismo momento. Sin embargo ahora pasa justo lo contrario, Infantas vuelve a descender desde mediados de 2015 y La Cira vuelve a crecer desde mediados de 2016.

Sumando los dos las cosas quedan así:

En conjunto al menos desde 2013 (no tengo los datos de Infantas anteriores a 2013) estos campos se encuentran en lo que se conoce como la meseta ondulante al rededor de los 40.000 barriles. Recuerden, más de un 50% por debajo de su máximo de producción allá por los años 30.

Y este estancamiento ha venido acompañado más recientemente de otras noticias ya no tan alegres:

Por protestas, el campo La Cira-Infantas está a punto de una parálisis

Según el presidente de Ecopetrol se han presentado actos vandálicos que impiden la normal operación del complejo petrolero.

Seguiremos pendientes de la evolución de estos campos en las próximas actualizaciones.

Nos vemos pronto.

(Por fin la) Actualización de Diciembre

Bueno, después de casi 7 meses sin que la ANH actualizara los datos de producción por campos, por fin los tenemos. Así que después de tanta poesía (Drama, Decepción, The Limits to Growth) y de tanto ensayo fallido (La Bicicleta) volvemos a lo tradicional: el análisis de datos, (eso sí, no dejaré de publicar el resto de cosas).

Recientemente se publicaron también los datos de producción provisionales a nivel nacional para el mes de marzo. Así que esta actualización es doble, a nivel nacional hasta ese mes y los detalles por campos, municipios y departamentos hasta diciembre pasado. Hay algunas novedades interesantes, así que sigan atentos.

*

La producción nacional llevaba desde septiembre hasta febrero estable en torno a los 850-860 mil barriles diarios. Al mismo tiempo el precio del barril de brent se había mantenido entre 45 y 55 dolares.

Produccion total y precio
Gráfico 1. Producción total de petróleo de Colombia y precio del barril de brent desde 1997 hasta Marzo de 2017. El punto más bajo del ciclo actual se encuentra a la altura del punto más alto del ciclo anterior. Elaboración propia con datos de la ANH para la producción y de eia.gov para el precio

Sin embargo, sin que hubiera cambios en el precio, la producción se desplomó en marzo hasta los 804.000 barriles, como se ve más de cerca aquí:

Gráfico 2. Producción total de petróleo de Colombia desde Junio de 2014 hasta Marzo de 2017. Elaboración propia con datos de la ANH para la producción y de eia.gov para el precio

Es una caída bastante abultada, la más grande de los últimos años, al rededor de un 7%:

Variación mensual
Gráfico 3. Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia. Elaboración propia con datos de la ANH. La última caída es la más pronunciada desde que empezó la crisis de precios en 2014.

La meta del gobierno es de 865 mi lbarriles al día para todo 2017.

El Gobierno estableció para el 2017 una meta de producción petrolera de 865.000 barriles por día (bpd).

En todo el primer trimestre de 2017 no se ha llegado a tal cifra, es más, desde julio de 2016 no se llega, así que parece que una vez más no se van a cumplir las previsiones. Aunque tal vez las mías tampoco. Veremos si 2017 es el año del renacer petrolero como se esfuerzan es repetir por ahí.

Como ya se imaginan, siempre que hay un descalabro de este tamaño hay que mirar hacia Arauca, el departamento donde la volatilidad y los cambios bruscos son lo habitual. En este caso ya lo sabiamos, porque durante el último mes y medio se habló bastante de eso:

El bombeo de petróleo por el oleoducto Caño Limón-Coveñas, el segundo más importante de Colombia, fue restablecido después de haber estado cerrado por 46 días como consecuencia de una escalada de ataques de la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional (ELN), informaron el miércoles fuentes militares.

Como siguió cerrado hasta principios de abril, seguramente la caída se note también en la producción de este mes. De todas formas, hasta mediados de año, por lo menos, no podremos ver mucho de lo que esta pasando en Arauca ahora. Más adelante veremos un poco más en profundidad lo que pasó el año pasado.

Producción por campos, municipios y departamentos

Producción por campos
Gráfico 4. Producción total de petróleo en Colombia por campos desde 2009 hasta Diciembre de 2016. Elaboración propia con datos de la ANH

Entre más va pasando el tiempo, más detalles se van haciendo importantes y más profundidad y más líneas de análisis se abren. Pero empecemos, como siempre, fijándonos en los campos más importantes. Entre Septiembre y Diciembre, la producción se mantuvo bastante estable, como dije, entre 837 y 858 mil barriles diarios.

Como se puede ver, los 14 campos más importantes representan más de la mitad del total,  y mantuvieron su tendencia a la baja aunque el total de la producción se haya mantenido, lo cual apunta a que se estén reabriendo campos pequeños que fueron poco rentables durante los meses más duros de la crisis de precios en la que estamos y estos han compensado las caídas de los campos más grandes:

Gráfico 5. Producción de petróleo de los 14 campos más importantes que representan casi el 60% de la producción total. Elaboración propia con datos de la ANH

Rubiales sigue siendo el campo más grande del país. Sin embargo si comparamos su producción con la de la suma de Castilla y Castilla Norte, estos dos superan a Rubiales por primera vez desde 2009. Aunque su producción conjunta se haya reducido en casi 15 mil barriles desde el máximo que alcanzaron en febrero de este año.

Rubiales vs Castilla
Gráfico 6. Campo Rubiales comparado con Castilla + Castilla Norte. Elaboración propia con datos de la ANH

No es que en Castilla estén yendo muy bien las cosas. Lo que pasa es que en Rubiales las caídas son escandalosas y se siguen acumulando:

Variación mensual rubiales
Gráfico 7. Variación mensual de la producción de Campo Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH

Ha perdido 100 mil barriles, casi el 50% del total, desde 2013 cuando empezó su declive.

El resto de los grandes campos (los que tienen una producción media superior a los 10 mil barriles diarios) se comportan con cierta estabilidad en los últimos 6 meses:

Gráfico 8. Producción de los campos más importantes exceptuando Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH

De los cuatro más grandes (después de Rubiales) Quifa es el que tiene más problemas, perdiendo casi 20 mil barriles en los últimos dos años. Los dos campos de Castilla y Chichimene se mantienen estables con ligera tendencia a la baja.

Gráfico 9. Producción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte, desde Enero de 2009 hasta Diciembre 2016. Elaboración propia con datos de la ANH

Volvamos otra vez a Arauca, como dije antes, el departamento que normalmente explica las grandes caidas repentinas en la producción nacional.

Gráfico 10. Producción total de Colombia y producción del Departamento de Arauca. Elaboración propia con datos de la ANH

La gran caída de marzo ya se empezaba a dibujar en diciembre como pueden ver y esos 40 mil barriles que se dejen de producir, pueden significar que las metas de producción de este año se cumplan o no.

Gráfico 11. Producción por campos del departamento de Arauca. Elaboración propia con datos de la ANH.

En Arauca el campo dominante sigue siendo Caño Limón, aunque cada vez represente un porcentaje menor del total departamental. Los campos aqui recogidos suponen al rededor del 90% del total de Arauca y ante el declive, ya terminal, de Caño Limón, se empieza a hablar de una agresiva campaña para que Chipirón apoye el mantenimiento de Arauca como zona productora:

Chipirón se convierte en uno de los campos con alta producción del territorio nacional, lo que compensara en los próximos meses el decrecimiento en la extracción de crudo de Caño Limón.

Este proyecto, operado por Occidental, y supervisado por Ecopetrol, se encuentra en una agresiva campaña de desarrollo que lo llevó a arrancar el año 2017 con una producción ‘récord’ de 14.000 barriles por día.

En la actualidad, Chipirón cuenta con 19 pozos en producción, pero recientemente se iniciaron las labores para perforar cuatro adicionales, tarea que se desarrolla desde una plataforma multipozo.

Esta información es de febrero, así que hasta mediados de año no tendremos datos concretos para saber el efecto, pero podemos ver como se estaban comportando Chipirón y Caño Rondón (el otro campo grande de Arauca) hasta diciembre pasado:

Gráfico 12. Producción de Chipirón y Caño Rondón (Arauca) desde Enero de 2010 hasta Diciembre de 2016. Elaboración propia con datos de la ANH.

No entiendo muy bien porque dicen que arrancar enero con una producción, en Chipirón, de 14 mil barriles es un récord, si producía casi 16 mil en abril de 2015. Estos dos campos se empezaron a explotar en 2011 y desde 2015 su declive ya parece terminal. Esto es lo mejor que queda dado el perfil petrolero de este país… Para saber que pasa en realidad tendremos que seguir de cerca la evolución de estos campos.

De todas formas si todas las esperanzas para reponer lo que producía Caño Limón, están puestas en Chipirón, está claro que no van a tener mucho recorrido:

Gráfico 13. Comparación entre Caño Limón y Chipirón. Elaboración propia con datos de la ANH

Por último también ha habido bastante ruido mediático al rededor de un viejo conocido, La Cira, el campo más antiguo de Colombia.

el área de producción de petróleo más antigua del país, esta zona insignia del sector va camino a la meta de lograr de nuevo una producción de 50.000 barriles diarios, nivel que logró hace más de 70 años.

Segun las estadísticas de la ANH La Cira produce al rededor de 28 mil barriles diarios e Infantas al rededor de 10 mil, por lo que juntos suman 38.000.

En Barrancabermeja hay tres campos más que juntos suman unos 3 mil barriles más, aunque han estado decreciendo en el último año. Juntándolos todos, la producción media anual de 2016 es de unos 40 mil barriles y si se consideraran un solo campo, que es lo que parecen hacer en las noticias, sería el quinto campo más grande del país.

Gráfico 14. Producción por campos de Barrancabermeja. Elaboración propia con datos de la ANH

Hasta aquí la esperada actualización de datos final de 2016. 2017 parece seguir la tendencia bajista, pero ya veremos que pasa.

Noticias petroleras de enero

Empezamos los resumenes de noticias de 2017.  Después de la caída de 2016, los pronósticos se dividen entre optimistas y realistas. Veremos en qué se queda todo:

elmundo.com.ve 3/1: “Aumenta producción del campo de petróleo más antiguo de Colombia

La Cira Infantas superó el último día de 2016 la producción de 40.000 barriles gracias a una campaña que se desarrolló desde septiembre pasado

americaeconomia.com 19/1: “Producción colombiana de petróleo cae a 885.000 barriles diarios en 2016

El bombeo promedio del cuarto productor latinoamericano de crudo había alcanzado 1,006 millones de bpd en el 2015. Mientras, en diciembre, la producción colombiana de petróleo bajó un 16,2% a 837.000 bpd.

dinero.com 19/1: “¿Cómo amenaza el precio del petróleo a la economía colombiana?

Si bien el derrumbe de los precios del petróleo llevó a que el país dependiera menos del oro negro (pasó de representar 53% de las exportaciones totales en 2014 a 33% en 2016), la posibilidad de que su valor vuelva a caer sigue siendo la peor amenaza para la economía colombiana.

portafolio.com.co 24/1: “Precios del petróleo reviven la posibilidad de iniciar producción con fracking

Términos de referencia para extraer de manera sostenible petróleo en yacimientos no convencionales estarán vigente en pocas semanas.

inteligenciapetrolera.com.co 26/1: “TENDENCIAS DE INVERSIÓN E & P EN COLOMBIA 2016 Y PERSPECTIVAS 2017

Este documento presenta los resultados del estudio Tendencias de Inversión E&P 2016, realizado por la ACP, que consolida las opiniones de 28 empresas del sector de hidrocarburos que representan 98% de la producción y 90% de la actividad exploratoria de Colombia². La información fue complementada por análisis propios de la ACP. Las entrevistas a presidentes y altos directivos de las compañías fueron realizadas entre octubre y diciembre de 2016.

oilprice.com 27/1: “Why Colombia’s Oil Industry Might Never Recover

Following the peace agreement with FARC, the Colombian government hopes to develop oil-rich rural areas that were previously fraught with conflict. But is it too late for an oil boom in Colombia?

eltiempo.com 30/1: “Los cinco retos petroleros de la Orinoquia en 2017

Guamal, en Meta, se convertirá en el primer municipio productor de crudo de Colombia.

Segundo aniversario de P.O.C

Hace exactamente dos años empecé este blog con esta entrada introductoria y muy poco más que interés por el tema del petróleo, de las consecuencias de su escasez y de como enfrentarse a ellas desde el ámbito de este país que algunos llaman Colombia.

Durante este segundo año el panorama petrolero ha cambiado mucho. Hace un año en el primer aniversario me quejaba de que la caída de los precios internacionales del petróleo no había afectado aún a la producción. Pues bien, hoy el precio sigue siendo al rededor de un 60% más bajo que en los máximos de 2014 y la producción efectivamente se ha resentido. Ya hemos salido de la meseta ondulante, cayendo la producción desde más de 1 millón de barriles al día hasta unos 850 mil de media en los últimos meses. Últimamente ha habido una cierta recuperación en los precios que ha significado una reducción en la caída de la producción, pero pocos esperan que visto el nivel de reservas y el estado de los mayores campos del país se pueda superar el pico que se alcanzó, como ya saben, en 2013.

Pero en este post no vamos a hacer una actualización de datos, para eso están casi todos los demás post que hago.

Lo que quería repasar en este post es la evolución del blog en estos 365 días. Las cosas, tengo que decirlo, no han ido nada mal. El blog cuenta ya con más de 3500 vististas de las cuales más de 1850 son de este último año, el que más visitas ha tenido (unas 150 visitas al mes de media o una media diaria de 5 visitas). Es una subida de más o menos un 7% en visitas comparado con el año pasado.

En visitantes las cosas son un poco diferentes. El año pasado hubo 1063 visitantes únicos y este año poco más de 700, un 30% menos, pero esto quiere decir que las personas que entran, visitan, de media, muchas más entradas ahora que antes. La media de páginas vistas por visitante es de 2.60, el año pasado era de 1.60.

Durante este año y al margen de la página principal, las cinco entradas más visitadas son:

BP Statistical Review 2014 Colombia 97
Proyecciones petroleras 2016-2020 92
BP Statistical Review 2015 II: Colombia 67
Actualización Diciembre: 2013 fue el año del pico del petróleo en Colombia 52
Perfil petrolero de Colombia 47

De todas estas la única que no fue escrita en 2016 fue la segunda, todas las demás son de este año, lo que demuestra la salud del blog, los nuevos posts tienen un alcance interesante.

Si repasamos el recorrido entero del blog (los dos años) este top 5 cambia un poco

BP Statistical Review 2014 Colombia 107
Proyecciones petroleras 2016-2020 97
BP Statistical Review 2015 II: Colombia 67
El petróleo pesado en Colombia 65
Sobre P.O.C 60

El mejor mes de este año fue octubre con 315 visitas. Desde agosto hay siempre más de 200 visitas al mes, lo cual de mantenerse o mejorar hará que el próximo año también sea mejor porque llegaríamos a más de 2400 visitas al año.

Finalmente el origen de los visitantes este año ha sido el siguiente

Colombia
1023
España 331
Estados Unidos 197
Argentina 50
Chile 43

Este año también ha habido más cambios: entramos en las redes sociales, Facebook y Twitter. En Facebook hay 6 seguidores y en Twitter 5 lo cual no está nada mal para unos pocos meses. Y más recientemente en cuanto a la estructura e imágen del blog ha habido también unas modificaciones. Cambié el logo de la página y también la foto de perfil en redes sociales. Ahora es la imágen más reconocible de Peak Oil Colombia: la gráfica de producción de todos los pozos del país. También he ampliado el menú superior para tener más a mano las entradas que parecen ser más interesantes (los analisis de las BP Statistical Reviews y los ensayos, que pronto aumentarán). También inicié hace unos meses una sección mensual de noticias en la que recopilo las noticas que me parecen más interesantes del sector petrolero en Colombia.

Y esto fue lo que dió de sí el 2016, no está mal ¿no? ¿Y 2017 qué? Pues ya me arriesgué bastante con las últimas previsiones que hice y en las que todavía esta por ver si acierto aunque sea en este año, pero lo que es seguro es que este blog seguirá vivo y que en Colombia tendremos menos petróleo que el año pasado.

Que todos los astros les sean propicios ahora y siempre.

Actualización de los datos nacionales

En Septiembre la extracción nacional de petróleo nos ha sorprendido con una subida del 3,8% hasta los 859.000 barriles diarios. 37 mil barriles más que en agosto y más de lo que Ecopetrol pensaba aportar en todo lo que queda del año. Ni Campetrol en sus previsiones ni yo en las mías, contábamos con esto. De todas formas la caída sigue siendo abultada. Veremos que pasa cuando actualicen por fin los datos por campos y veremos también como queda todo a final de año.

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Así quedaría si vemos solo desde que empezó la caída del precioproduccion-y-precio-petroleo-colombia-0916b

Es verdad que la tendencia no cambia, sigue siendo descendente a la espera de los datos de los meses finales del año y parece responder, aunque con un retraso de algunos meses a la subida y estabilización del precio al rededor de los 50$ por barril. Pero tampoco quiero quitarle importancia a esta subida, ha sido la única del año y una de las mas importantes de los últimos tiempos:

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Aunque tal vez precisamente por eso, y viendo un poco hacia atrás, no vaya a tener mucha influencia en el resultado final de 2016.

Hasta aquí esta breve actualización.

Factores del declive y un chivo expiatorio

Y la caída sigue. En agosto se produjeron solo 827.000 barriles, casi 20.000 menos que en julio.

Al mismo tiempo Ecopetrol anuncia un plan de choque para aumentar la producción en unos 25.000 barriles diarios de aquí a final de año. Esto quiere decir que el mejor plan de choque que puede implementar la mayor compañía petrolera del país no alcanza para cubrir las caídas de dos meses de producción. De aquí a diciembre las petroleras que trabajan en Colombia estarán extrayendo menos de 800.000 barriles al mes, una caída de al rededor del 20% en solo un año. Mis previsiones más pesimistas se están viendo superadas (y las de casi todo el mundo).

Como he dicho muchas veces hay diferentes factores que ayudan a explicar qué es lo que está pasando. Aquí van con mucho cariño para los periodistas de El Tiempo que andan perdidísimos

Primero que todo están los factores geológicos: Colombia no es un gran país productor de petróleo, es un productor mediano que solo tiene cierta relevancia porque consume menos de un tercio de lo que produce y por lo tanto exporta, por ilógico que pueda parecer. Además tiene pocas cuencas, de mala calidad y la mayoría del petróleo que queda es pesado, por lo tanto costoso de extraer en términos económicos, ecológicos y energéticos. Tiene una larga historia petrolera y los mejores campos ya han sido descubiertos y están en declive terminal como Cusiana, Caño Limón o el más reciente Rubiales.

Luego están los factores económicos: El precio del petróleo se empezó a hundir en 2014, toco fondo a principios de este año en menos de 30US$ por barril y ahora lleva un tiempo estancado en 50US$ por barril, eso es menos de la mitad de la media que hubo entre 2010 y 2014. Por eso se ha hundido la inversión en exploración, no solo en Colombia sino en todo el mundo, a pesar de que la industria se empeñe en afirmar que toda la producción, salvo la de Vichada, sigue siendo rentable:

costo-petroleo

Los factores socio-políticos: estos son los más difíciles de medir, los más contradictorios y los más subjetivos. Esto sucede por que la ni la sociedad ni la política son cosas monolíticas, unitarias ni coherentes. Diferentes grupos sociales tienen diferentes ideas políticas y por lo tanto hay enfrentamientos. Por una parte el gobierno tiene que buscar un equilibrio entre el simple regalo de los recursos naturales a las multinacionales y la satisfacción de las necesidades sociales. Cada comunidad sufre las consecuencias de la explotación del petróleo en su territorio y por eso se opone a ella y cada empresa se beneficia por cada metro cuadrado extra en el que pueden explorar y por tanto presiona para conseguirlo.

Últimamente multitud de protestas sociales de las comunidades indígenas y de muchos otros colectivos están ganando visibilidad, en parte porque los problemas que genera la explotación minero energética cada vez son también más visibles. De forma que se paralizan y se aplazan proyectos de extracción y exploración por las protestas de las comunidades, esto aumenta los costes de la exploración y explotación y por tanto influyen en la reducción de la producción. La realidad, sin embargo, es que la incidencia de los factores socio-políticos y de las protestas de las comunidades es bajísima, de apenas 9.000 barriles diarios por día de bloqueo, según reconoce la propia Campetrol.produccion-perdida-por-bloqueos

El chivo expiatorio

Pero si la incidencia de esto último es tan baja ¿porqué hay tanto revuelo al rededor de las protestas y los bloqueos? No se molesten en buscar explicaciones a la caída de la producción que incluyan la geología, la economía y la política. Algunas incluyen solo lo segundo y lo tercero, algunas se atreven a mencionar solo la política. Ninguna se basa en lo más importante, la geológia. ¿Porqué? porque ese es lo único que no tiene solución. Siempre se podría meter más plata, siempre se podrían cambiar las leyes o reprimir más a las comunidades. Nunca se podría forzar a la tierra a albergar más petróleo o en mejores condiciones que las que hay.

El/la colombiana/o medio comparte la cosmovisión occidental del progreso como fin último, la misma que tienen los gringos, los europeos, los australianos… El progreso,el desarrollo, para esta cosmovisión esta inevitablemente ligado al crecimiento, no hay una noción de límite, de suficiencia. “Más” siempre es mejor. Y lo que es peor “más” siempre es necesario.

Una ventaja que tiene Colombia es que al ser un país con diversidad cultural también hay diversidad de cosmovisiones. Hay en este país otras culturas que tienen otros objetivos, otros medios y otras prácticas. Para esas culturas es más importante mantener en buen estado sus tierras ancestrales, su cultura y sus costumbres que producir un millón de barriles de petróleo diarios. Por eso bloquean, demandan y protestan.

Pero lo interesante de esto no es lo que hacen las otras culturas, sino lo que hace la nuestra, la dominante, la de los colonos, los blancos, los occidentales. Nuestra cultura es tan impermeable al cambio como cualquier otra, no somos especiales. Para nosotros el fin último es progresar, crecer, desarrollarnos, no importa que tan perjudicial sea eso para otros o para nosotros mismos, que tan difícil sea o si finalmente se demuestra simplemente imposible. Nosotros siempre vamos a buscar la forma de hacerlo o de buscar culpables si no podemos.

Es por eso que necesitamos un chivo expiatorio, alguien que nos descargue del peso abrumador de creer en lo imposible cuando esa imposibilidad se hace evidente. Alguien o algo que nos permita seguir sin tener que hacer frente al hecho de que nuestro principal anhelo y el motor de nuestra sociedad es un absurdo, algo ilógico, inalcanzable. Y ¿quién es el mejor chivo expiatorio? “El otro”, alguien “ajeno” a nosotros, alguien con una cosmovisión diferente… Las comunidades indígenas. Con la contradicción en la que eso nos mete: por un lado son la referencia a la que nos gusta acudir en busca de nuestra identidad más profunda, y por otro son la causa de nuestros “problemas”.

Siempre que lean las críticas a las comunidades acuérdense de esto.

Perfil petrolero de Colombia

A raíz de esta noticia que salió en El Tiempo voy a hacer un perfil petrolero del país que pueda servir de referencia.

La noticia simplemente comenta los resultados de un informe llamado La competitividad del sector de hidrocarburos en las diferentes regiones de Colombia, preparado por el PNUD (Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo). Lo más valioso de este informe es que da algunos detalles pormenorizados de las características geológicas de las cuencas y de los tipos de petróleo que se producen. Además incluye muchos otros datos valiosos para estimar los costes de producción del petróleo (y del gas, pero ahí no me voy a meter por ahora) por cuencas, departamentos y campos:

teniendo en cuenta no solo indicadores convencionales, como el costo de extracción por barril o el costo de transporte, sino elementos adicionales como el marco normativo en las distintas regiones o el gasto administrativo a nivel de firma productora (pág. 6)

El perfil petrolero que podemos extraer de este informe incluye, entonces, tanto la geología de las cuencas sedimentarias como las características del petróleo y lo hace separando los datos por departamentos. Aunque incluye muchos otros datos muy interesantes como la regulación local ambiental, el tema de las consultas (ahora todo el mundo se queja de las consultas y de la regulación ambiental), los costos de transporte, las licencias, etc, no los voy a usar mucho, porque para lo que quiero, que es hacer un perfil petrolero, es suficiente con tener en cuenta la geología y el tipo de petroleo. Además añadiré lo que me sale mejor, gráficos de producción histórica, para poder asomarnos al futuro.

Las cuencas y sus características

Empecemos a perfilar. Una cuenca es un hundimiento de una zona geológica donde se depositan sedimentos que pueden llegar a convertirse en hidrocarburos. En Colombia hay hasta 23, pero solo 9 producen, por ahora, hidrocarburos, 7 de ellas petróleo y 2 gas. Las 7 cuencas productoras de petróleo ordenadas por importancia y con algunas de sus características principales son:

Cuenca Porosidad
De la roca
Saturación
De agua
Densidad
API
Tipo de Petróleo
Llanos Orientales Media 37,3% – 76,9% 12,1 – 18,6
Valle Medio del Magdalena Media 17,2 – 24,5 65% pesado 25% mediano
Valle Superior del Magdalena 57,8% mediano, 29,5% pesado y 10,8% liviano
Caguán – Putumayo Media 67,2% mediano, 21,7% pesado y 5,2% liviano
Cordillera Oriental Baja 95,00%
Catatumbo Baja – Media 85,7% mediano, 14,3% liviano.
Valle Inferior del Magdalena Media Condensado

La porosidad de la roca y la saturación de agua son dos de las medidas que determinan la calidad de una cuenca. A mayor porosidad de la roca más espacio hay disponible para rellenar con petróleo. La saturación de agua refleja que porcentaje de ese espacio esta relleno de agua y por lo tanto no de petróleo. Una buena cuenca tiene mucha porosidad y poca saturación de agua.

La Densidad API y el Tipo de Petróleo nos indican la calidad del petróleo y la dificultad que hay para extraerlo. A mayor densidad API mejor porque es más liviano, fluye con más facilidad y por lo tanto tiende a ser más barato de extraer.

Escala API
Tabla 2. Escala API. Fuente La competitividad del sector de hidrocarburos en las diferentes regiones de Colombia. pág. 24

Obviamente no todas las cuencas son igual de importantes, de las 7 que hay, solo 3 concentran más del 90% de la producción.

Gráfico 1. Distribución de la producción de petróleo por cuenca (2015). En naranja la cuenca de los Llanos Orientales (68,9%), en gris oscuro la del Valle Superior del Magdalena (15,2%) y en azul oscuro de del Valle Medio del Magdalena, (5,8%) Fuente: La competitividad del sector de hidrocarburos en las diferentes regiones de Colombia. Pág. 15

Dentro de la cuenca de los Llanos Orientales, la inmensa mayoría de la producción viene del Meta dónde están muchos de los campos que normalmente analizo en este blog y que como ven producen petróleos muy pesados en general, salvo Caño Limón que produce petróleo mediano.

Campos del Meta por producción
Tabla 2. Campos más importantes de la cuenca de los Llanos Orientales por producción media en 2015 incluyendo gravedad API de cada uno de ellos. Fuente La competitividad del sector de hidrocarburos en las diferentes regiones de Colombia, pág. 16

Caracterización por departamentos

Cómo el objetivo de este estudio es ver como responde cada departamento a la crisis de precios, han desglosado los datos por departamentos, aunque hubiera sido mejor por pozos. Pero bueno, una vez que ya sabemos las características de las cuencas veamos las características del petróleo que sale de cada departamento. Las cuencas no son homogéneas ni en su características ni en el tipo de petróleo que albergan, os departamentos tampoco lo son, pero en todo caso esta información tiene un nivel de detalle mayor.

Para salvar esa dificultad en este estudio

se calculó un promedio del tipo de crudo que se produce en cada departamento, ponderado por los niveles de producción

Y este fue el resultado que se obtuvo:

Tipo de petróleo por departamento
Mapa 1. Clasificación departamental por tipo de crudo predominante Fuente: La competitividad del sector de hidrocarburos en las diferentes regiones de Colombia

De los 20 departamentos que extraen petróleo actualmente, solo en uno de ellos, Norte de Santander, se extrae petróleo Liviano, 5 más extraen petróleo Mediano y 10 petróleo Pesado. Del Magdalena, Atlántico, Sucre y Córdoba, no hay datos, pero en realidad la cantidad de petróleo que se extrae es mínima.

No todo el petróleo que se produce en los departamentos pintados de negro es pesado, eso es solo una media ponderada, lo mismo ocurre con los departamentos de azul, producen diversos tipos de petróleo pero predomina el mediano.

Ya sabíamos que la mayoría del petróleo que se extrae en el país es pesado o extrapesado y también teníamos una idea clara de la tendencia:porc crudo pesado en colombia. fuente UPME

Ahora podemos añadir que la producción que se da en los departamentos donde predomina el petróleo pesado es más del 86% del total.
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Esta proporción además viene siendo bastante estable desde hace 3 años

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Aún así, desde sus respectivos máximos (de estos últimos 3 años y pico) ha caído más rápidamente la producción en los departamentos donde predomina el petróleo mediano (un 23% desde su máximo de Abril de 2013), luego la producción en los departamentos donde predomina el petróleo liviano (un 19% desde su máximo de Diciembre de 2015) y por último ha caído menos la producción en los departamentos donde predomina la producción de petróleos pesados (un 10% desde su máximo de Abril de 2015)

Futuro pesado

El futuro petrolero de Colombia es pesado, y esto no es una novedad 

Todo empezó en 1999 con el pico de la producción de los campos de petróleo liviano o medio como Caño Limón, Cusiana, etc. y siguió con la llegada de Pacific Rubiales que empezó la explotación a gran escala del campo Rubiales que como veremos en la próxima actualización de datos está en un declive cada vez más rápido.

Sabiendo esto y la calidad de las cuencas podemos decir que el petróleo que sale no es especialmente bueno en términos energéticos (requiere invertir mucha energía para sacar cada vez menos), antes lo era más, pero cada vez lo será menos. Esto por otra parte tiene que ser motivo de esperanza no de pesimismo.

El costo de todo esto

Esta infografía de El Tiempo es el resumen de todo el estudio al que hemos estado haciendo referencia:

costo-petroleo

No voy a decir que esto no tiene importancia, sin duda es relevante prepararse para el paso de un país de producción de petróleo mediano y liviano a uno de petróleo pesado y extra pesado.

Sin embargo lo realmente relevante no es el costo de extracción, ni siquiera todos los costos asociados, de ser así ¿porqué desciende la producción también en los departamentos donde los costos son muy inferiores al precio de venta?

Lo realmente importante es pensar en como vamos a enfrentarnos a la transición de tener a no tener petróleo en un mundo cada vez más lleno.

 

Producción y consumo de petróleo y población

Repasemos los datos que ya sabemos sobre la producción y el consumo de petróleo en Colombia: más o menos desde 2006 la producción de petróleo se empezó a recuperar y creció rápidamente de la mano de los campos que se hicieron rentables gracias a la subida de precios que llevó el barril de Brent en 2008 a superar los 145 dolares. Desde más o menos 2012 la producción se estancó al rededor del millón de barriles diarios de media, debido a que esos mismos campos llegaron a su máximo productivo y empezaron a decrecer, a pesar de que los precios no bajaron significativamente hasta bien entrado 2014.

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Por su parte, el consumo también se recuperó después de la crisis de finales de los 90s y desde más o menos 2006 empezó a crecer hasta que desde 2009 se disparó, justo cuando la producción se empezó a estancar.

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Hasta aquí las nociones básicas del contexto petrolero Colombiano que cualquiera puede saber siguiendo las noticias.

Ahora vamos a revisar otras estadísticas que no hemos tenido en cuenta en este blog hasta ahora. Durante ese mismo periodo la población también ha crecido y además en una proporción similar.

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Si se fijan, en todas las gráficas verán que entre 1960-65 y 2015 tanto la producción como el consumo, como la población se han multiplicado más o menos por tres o cuatro.

  • Se ha pasado de una producción de unas 12 MTEP (millones de toneladas equivalentes de petróleo) a unas 53 en 55 años, esto es se han multiplicado por 4.4
  • Se ha pasado de un consumo de unas 4 MTEP a unas 16 MTEP en esos mismos 55 años. Se han multiplicado por 4 y
  • Se ha pasado de unos 16 millones de habitantes a unos 48, es decir se han multiplicado por 3.

Ahora veamos como se relacionan la producción y el consumo con la población, es decir, ¿cuál es la producción y el consumo de petróleo per capita en Colombia?

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Gráfico 1. Producción percápita de petróleo en Toneladas Equivalentes de Petróleo. Para el año 2015 se producían más o menos 1 tonelada equivalente de petróleo por habitante, más o menos lo mismo que para finales de los años 90.
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Gráfico 2. Consumo per capita de petróleo en Toneladas Equivalentes de Petróleo. Para el año 2015 se consumían más o menos 0.32 toneladas equivalente de petróleo por habitante, aún por debajo del consumo percápita de 1995-96.

Lo más interesante de combinar los datos de producción, consumo y población es comprobar el impacto de la locomotora petrolera en Colombia. Si bien es cierto que la producción se duplicó en los últimos 10 años aproximadamente, para cada habitante la cantidad de petróleo producida es casi la misma que a finales de los 90’s. Y en cuanto al consumo los datos son aún más interesantes. Ni siquiera se han recuperado los niveles de consumo per capita de mediados de los 90’s:

Estamos en el segundo pico de producción de petróleo per capita y solo tenemos una certeza, que la población seguirá creciendo durante los próximos años y que la producción no lo hará.

En el futuro analizaremos que pasa con el resto de fuentes energéticas fósiles.

Proyecciones petroleras 2016-2020

Bueno, los datos por campos para la actualización de Mayo se están demorando y los de producción total de Junio también y más de lo normal. Por eso esta semana me puse a hacer unas proyecciones de producción para los próximos 5 años, para que nos podamos hacer una idea de donde estaremos para entonces.

Hay algunos datos que me sirvieron para hacer una proyección con algo de sentido:

  1. Según BP el ratio reservas/producción de petróleo de Colombia es de 6.3 en 2015, esto quiere decir que al ritmo de extracción actual el petróleo que hay solo durará 6.3 años.
  2. Campetrol, que hace sus propias proyecciones dice que la media de producción de 2016 será de 885.000 barriles, lo que implica una caída del 12% (de 1´006.00 a 885.000)
  3. La media de descenso anual de todos los campos actualmente en explotación es del 15% anual (desde abril de 2015 hasta abril de 2016), como vimos aquí

 

Aparte de esto hay un precedente de a que velocidad declinan los campos en Colombia. La caída que hubo entre 1999 y 2005. Durante ese periodo la caída fue de más de un 37%, es decir de más del 7% de media anual. Se pasó de 838.000 barriles/día a 526.000 barriles/día. Además en un momento de crisis petrolera similar al actual en el que el precio internacional del crudo se desplomó hasta por debajo de los 10 dolares. El primer año la caída fue de más del 18%, el segundo de más del 12%. Luego las caídas se suavizaron hasta estancarse en 2005 y a partir de entonces la producción aumentó sin parar hasta 2012.

Hay que considerar además otras cosas. Una, que el precio internacional del petróleo es mucho más alto que a principios de siglo. Dos, que el coste de extracción es ahora mucho más alto que entonces, debido sobretodo a que cada vez una mayor parte de la producción viene de pozos de petróleo pesado o extrapesado. Tres, que una recuperación como la que hubo entre 2005 y 2012 es menos probable que entonces aunque solo sea porque ahora queda menos petróleo y sobretodo menos petróleo barato de extraer que entonces: desde 2012 hasta 2015 se han extraído al rededor de mil quinientos millones de barriles.

Por último hay que considerar que la caída de la inversión y exploración se va a extender durante todo lo que queda de este año y posiblemente durante parte del siguiente si los precios no remontan. Esto quiere decir que si entre Abril de 2015 y Abril de 2016 la producción cayó de media un 15% es posible que este dato empeore.

El único punto que parece estar a favor de una caída menos acelerada son los planes de Ecopetrol de reactivar (es decir, evitar un desplome tan rápido) los campos de Rubiales y Cusiana, pero dados los niveles de inversión, eso parece dudoso.

Con todo esto, aquí va mi apuesta:

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Gráfico 1. Producción histórica de petróleo en Colombia de 1965 a 2015 según BP (línea azul) y dos proyecciones de producción hasta 2030 con diferentes porcentajes de declive.

Seguramente la caída esté entre estas dos líneas dependiendo del precio que tenga el petróleo en los años que vienen. Creo que esta predicción es más o menos fiable hasta 2020-2021, después es muy difícil de saber. He incluido en el Gráfico 1 los datos hasta 2030 para ver mejor la tendencia, y no descarto que siga por ese camino, aunque seguramente podamos ir ajustando estos datos a medida que pase el tiempo.

El consumo

El consumo ha sido mucho más estable que la producción, especialmente después de la crisis de los 90’s:

  1. Desde 2003 hasta 2015 la demanda ha aumentado más o menos un 3% anual. Ha habido años en los que la demanda ha caído y otros en los que ha subido más pero un 3% anual es una buena aproximación y 12 años es un periodo bastante prolongado como para hacernos una idea de como funciona la demanda nacional.
  2. En el último año la demanda aumentó más de un 5% pasando de 314.000 barriles/día a 331.000 barriles/día.
  3. También hay datos sobre como afectan las crisis de crecimiento a la demanda pero es más difícil establecer patrones. En cualquier caso hay que tener en cuenta que seguramente haya un descenso del crecimiento o incluso una recesión, lo cual reduciría el crecimiento de la demanda en el corto y medio plazo. La media de crecimiento de 2016 a 2020 será seguramente menor a la del periodo 20010 – 2015

 

Con esto, es muy probable que la demanda desde ahora hasta 2020 crezca entre un 2 y un 3% anual, a no ser que se repita una crisis similar a la de finales de los 90’s:

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Gráfico 2. Consumo histórico de petróleo en Colombia de 1965 a 2015 según BP (línea azul) y dos proyecciones de consumo hasta 2030 con diferentes porcentajes de crecimiento.

Una vez más tengo que añadir que estas previsiones tienen posibilidades de aproximarse a la realidad entre 2016 y 2020, más allá de esa fecha es muy probable que haya desviaciones imprevisibles debido a eventos inesperados.

Importación neta de petróleo: 2020-2024

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Gráfico 3. Producción y consumo históricos de petróleo en Colombia de 1965 a 2015 según BP (líneas azul y verde) y proyecciones de producción hasta 2030 con diferentes porcentajes de declive para la producción y aumento para el consumo.

En el mejor de los casos (sí la producción solo cae un 10% y la demanda solo aumenta un 2%) la intersección de las curvas se dará en algún momento entre finales de 2024 y principios de 2025, es decir, en menos de 10 años. En el peor de los casos, es decir, si la producción cae al rededor del 15% y la demanda aumenta un 3% anual, la intersección de las curvas será durante 2020.

Hay cosas con cierta probabilidad que pueden ocurrir entre ahora y el 2020 que pueden hacer fracasar estrepitosamente mi predicción: caídas aun más fuertes de la producción debido a la propia crisis de inversión y exploración o caídas en la demanda que puede provocar esta misma crisis. Sin embargo, estas cosas son más difíciles de prever y creo que tendrán un impacto mayor, en todo caso, después de 2020.

Tardaremos tiempo en saber que tan acertadas son mis predicciones, pero espero que puedan ser de utilidad, estén donde estén y hagan lo que hagan.

 

BP Statistical Review 2015 II: Colombia

Se acumula la información. La noticia del mes es que Ecopetrol va a asumir la totalidad de la operación en Campo Rubiales. Y ya ha anunciado grandes inversiones y más cosas que seguramente no llegarán muy lejos. Pero hoy lo que vamos a ver es el resumen de la BP Statistical Review 2015 centrándonos en Colombia. Voy a repetir, con algunas variaciones, lo que hice en el análisis del año pasado.

Empecemos por las cifras totales de consumo. Este es el reparto del consumo de energía primaria en Colombia comparada con el resto de Latinoamérica, en 2015:

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Gráfico 1. Consumo de energía primaria en Colombia y Latinoamérica.

Colombia no es el país más dependiente del petróleo de América Latina, pero sí es más dependiente que la media en lo que al carbón y a la hidroeléctrica (que no analizaremos aquí) se refiere.

Y este es el reparto de fuentes de energía primaria en 2015:

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Gráfico 2. Reparto del consumo de energía primaria en Colombia.

El petróleo es la principal fuente energética, con el 36,4%, la siguiente es la hidroeléctrica (23,8%) y luego el gas (22,3%) y el carbón (16,6%), el resto de renovables apenas llegan al 1%. Analizaremos las energías fósiles por ese orden de importancia y luego veremos el resultado de su agregación.


Petróleo

El petróleo, como hemos visto es la principal fuente energética del país, y también es el principal producto de exportación, y por lo tanto la principal fuente de dólares, por lo que su importancia es aún mayor.

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Gráfico 3. A la izquierda en miles de barriles diarios la producción (rojo) y el consumo (azul) de petróleo de 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. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

En cuanto al consumo no hay mucho que decir, se mantiene la tendencia creciente de los últimos años. La producción parece seguir estancada al rededor del millón de barriles diarios o de las 50 Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo (MTEP), medida que se usa para facilitar la comparación entre diferentes tipos de energías.

Sin embargo hay algunas diferencias entre los datos de BP y los de la ANH que analizo habitualmente:

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Gráfico 4. En rojo las estadísticas de producción de petróleo de Colombia elaboradas por BP y en azul las de la ANH. Para BP el pico del petróleo en Colombia llegó en 2015, para la ANH en 2013. Datos en Miles de barriles diarios.

No sé de donde vienen los datos de BP ni porqué hay diferencias ahora, cuando antes casi no las había.  La cuestión es que según BP el pico del petróleo en Colombia habría llegado en 2015, no en 2013 como muestran las estadísticas de la ANH. En realidad no importa mucho, 2013 o 2015…

En cualquier caso la siguiente es la relación entre la producción y el consumo:

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Gráfico 5. 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).

Como ya avisábamos el año pasado la relación empieza a empeorar. Esta curva representa la cantidad de producción que se consume en el país. En este caso ha caído de más del 100% (es decir, se importaba) a menos del 30% es decir se exporta al rededor del 70% de la producción. Durante 2016 esta relación cambiará significativamente, ya lo veremos dentro de un año, en el próximo informe, aunque como ya vimos hace unos días, nos estamos cayendo de la meseta ondulante en la que entramos hace dos o tres años.

Gas Natural

Grafico 4. En rojo el consumo de gas y en azul la producción. Datos en Toneladas equivalentes de petróleo
Gráfico 6. En rojo el consumo de gas y en azul la producción. 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. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo

Como ya apuntábamos también el año pasado y anteriores posts Colombia está a punto de ser importadora de gas, tal vez, tan pronto como este mismo año 2016. La caída el año pasado sigue la tendencia del año anterior con la diferencia de que el consumo se frena evitando haber llegado ya a la importación.

Gráfico 8. 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 siginifca menor porcentaje consumido del gas producido (exportaciones).
Gráfico 7. 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).

Carbón

Aquí hay algunas sorpresas. La primera es mía: el año pasado mezcle sin querer Toneladas con Toneladas Equivalentes de Petróleo, lo cual distorsionó bastante los datos. Esta es la producción y el consumo históricos de carbón en Colombia hasta 2015, con los datos correctos.

Gráfica 8. La producción de carbón (azul) y el consumo (rojo) en Millones de toneladas de petroleo equivalente. La producción creció de forma casi exponencial hasta 2011, a partir de entonces se encuentra estancada y tendiendo a decrecer.
Gráfica 8. La producción de carbón (azul) y el consumo (rojo) en Millones de toneladas de petroleo equivalente. La producción creció de forma casi exponencial hasta 2011, a partir de entonces se encuentra estancada y tendiendo a decrecer. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

En el consumo es donde BP tiene datos completamente diferentes a los del año pasado

Gráfica 9. Los datos de 2014 y 2015 no coinciden y hay variaciones bastante importantes, especialmente durante la última década
Gráfica 9. Los datos de 2014 y 2015 no coinciden y hay variaciones bastante importantes, especialmente durante la última década. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

Estos dos cambios hacen que la curva de la relación entre producción y consumo sea muy distinta a la del año pasado:

La línea azul representa lo mismo que en las gráficas 4 y 2 pero con respecto al carbón.
Gráfico 10. 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).

Con los nuevos datos, que no sabemos si son los correctos, la relación empezó a empeorar hace exactamente 10 años. En ese momento solo se consumía un 3% de lo que se producía, actualmente casi un 13%.

En total: Tres Picos Simultáneos

Estos son los datos de consumo de todas las energías fósiles juntas:

Y estos son los datos de producción de todas las energías fósiles juntas:

Aquí producción y consumo sin desagregar por fuente energética:

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Gráfico 15. Mientras que la producción ha abandonado un ritmo de crecimiento exponencial desde 2011 el consumo empieza a crecer cada vez más rápido desde 2005.

Y esta es la relación entre la producción y el consumo:

Gráfico 16.
Gráfico 16. 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 de la energía total producida (exportaciones).

Esta curva describirá, más pronto que tarde, una “U” cuyas consecuencias serán determinantes para el futuro. Saquen sus propias conclusiones.

Actualización Abril: Cayendo de la meseta

La caída esta siendo rápida. El Ministerio de Minas y Energía acaba de publicar los datos de producción de Mayo. 904.000 barriles diarios 11 mil menos que el mes anterior y 131.000 menos que hace 9 meses.

Parece que Campetrol ya cuenta con que la caída va a continuar, al menos durante todo este año. Cienmil barriles menos entre hoy y el último trimestre:

produccion-de-crudo-en-colombia

A la vista de los datos publicados el viernes pasado por el ministerio, estas predicciones ya parecen un poco optimistas. En Mayo ya se extrajo por debajo de lo que sería la media de este segundo trimestre. Por lo que en junio y julio debería subir. Veremos que pasa.

Por su parte la ANH ha publicado los datos detallados por campos  hasta Abril. La media anual cae hasta los 933.000 barriles diarios. Un nivel no visto desde Agosto de 2012.

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Desde el máximo mensual de Agosto de 2015 la caida se mantiene y no parece que vaya a parar en los próximos meses, aunque el precio se haya recuperado levemente:

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A estas alturas parece ya imposible  acercarse siquiera a una media anual de novecientos mil barriles este año. Y Colombia debería empezar a prepararse para un periodo especial de escasez de energía a gran escala. La bonanza petrolera se acabó. Y las cosas en el gas y el carbón no pintan bien (pero eso ya lo veremos en el próximo post). Nos caímos de la meseta ondulante que los precios por encima de US$100 el barril permitieron mantener durante unos tres años.

Para algunas personas estas caídas son una sorpresa y se deben a supuestos problemas de exceso de regulación ambiental o laboral, a las comunidades indígenas o a la corrupción. Claro que algunas de esas cosas impiden que una parte del petróleo salga del subsuelo. y ¡menos mal! pero la principal razón es la geología, es decir, el agotamiento de los campos.

Lo que si ha sido una sorpresa es que, a pesar de la supuesta suspensión en febrero de este año de las operaciones en Quifa, la inmensa mayoría de la caída de la producción se produjo antes de la…

Drástica decisión de la Corte Constitucional contra Pacific

El alto tribunal ordenó suspender operaciones en un sector de Quifa, uno de los principales campos petroleros del país.

Y a pesar de que segun Campetrol:

el campo Quifa ha parado su operación por decisión de la Corte Constitucional,

La verdad es que en este campo la producción venía callendo desde noviembre de 2014 cuando llego a su máximo histórico de poco más de 60 mil barriles. Pero lo que no es cierto es que su operación haya parado. A día de hoy Quifa produce más de 50 mil barriles al día, a pesar de que se supone que se paralizó a finales de febrero. Es posible que la suspensión de actividades se empiece a notar a partir de ahora, pero las operaciones en Quifa, sencillamente, no se han detenido:image (5)

Repasemos ahora los campos más importantes del país:image (7)Si se fijan, la caída en Rubiales esta siendo fuerte -unos 5 mil barriles en los últimos dos meses- pero en lo que se ha acelerado bastante es la caída en el “Resto” de campos, la franja gris que representa al rededor de la mitad de la producción total. En los últimos dos meses ha caído en 20 mil barriles y en los últimos 12 en más de 66 mil.

En la tabla siguiente estan las caídas en términos absolutos y relativos de algunos de los campos más relevantes.

Abril 2015 Abril 2016 Var. ABS Var. %
OCELOTE 13,548.00 9,333.37 -4,214.63 -31.11%
CASABE 17,321.70 14,104.23 -3,217.47 -18.57%
RUBIALES 166,870.63 140,398.47 -26,472.16 -15.86%
CAÑOLIMON 29,424.00 24,795.27 -4,628.73 -15.73%
CHICHIMENESW 22,181.00 18,745.47 -3,435.53 -15.49%
RESTO 443,232.74 376,992.57 -66,240.17 -14.94%
QUIFA 57,132.00 50,019.73 -7,112.27 -12.45%
LA CIRA 27,629.50 24,391.33 -3,238.17 -11.72%

Lo más interesante es que la media de descenso anual es de más del 15%! La mayoría del descenso no viene de los grandes campos, sino de las pérdidas en los pequeños campos, aquellos que producen menos de 10.000 barriles al día y que son más del 95% del total. Lo que ha ocurrido este año, no es solo que la mayoría de los campos desciendan tan rápidamente, además de esto hay drástica caída en el número de campos en explotación:

image (6)

Casi 100 campos menos que el año pasado y la cifra más baja al menos en los últimos 4 años. Ahora mismo hay además 40 campos que llevan dos meses o más sin producir ni un solo barril.

La relación entre esto y el número de taladros activos es clara. Así están los datos:

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Estos son dos taladros menos operando que el mes pasado, como vimos en uno de los anteriores posts, y solo uno de ellos está en el Meta, el departamento que concentra casi el 50% de la producción y el que tenía más taladros activos (49) hace un año.

Todo esto puede parecer dramático, pero no tiene porque serlo. Eso sí, para que no lo sea hay que cambiar. Hay que cambiar mucho y muy rápido para poder imaginar un futuro sin petróleo.

Taladros y pensamiento mágico

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Click en la imagen para ver reporte de Campetrol

Segun Campetrol los taladros activos en Colombia en marzo de 2016 eran 20, un 77% menos que en marzo de 2015 y  33 taladros menos que en enero de 2016. Un verdadero colapso. Si hay 254 taladros disponibles, como dice Campetrol esto quiere decir que un 92% o bien no estan taladrando o bien no sabemos que están haciendo.

Hay departamentos petroleros como Cundinamarca donde ya no hay ni un solo taladro en funcionamiento, y en el Meta que es de donde están los mayores campos del país apenas hay dos.
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Esto esta completamente en línea con lo que pasa en el resto del mundo, como vemos en el post de abril de Vital Statistics de Energy Matters:

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O en este post de Peak Oil Barrel, (solo desde 2013 pero incluyendo también los taladros de gas)

BH Total World

No quiero ser repetitivo, pero las consecuencias sobre la producción se están notando ya, con la caída de más de 100.000 barriles desde que se llegó al pico de producción mensual de 1.035.000 barriles al día en enero de 2015. Esto es una caída superior al 10% anual, que de repetirse nos pondrá en los 800 mil barriles díarios de producción a finales de año.

Esto, no es ninguna novedad, todo el mundo lo sabe. Todo el mundo sabe que si no hay exploración no aumentará la producción. Y para que haya exploración hay que invertir plata, mucha plata. Por eso Colombia se va a pescar inversión extranjera, por eso el FMI alerta sobre riesgos para la economía colombiana, por eso cada vez se acerca más el uso del fracking en Colombia.

Así se expresa la sabiduría convencional: “si aumenta la inversión aumentará la exploración y por tanto la producción de petróleo”. Todo el mundo parece pensar que esta es la clave para que Colombia no se quede sin reservas de petroleo ni sin la capacidad de exportar y por lo tanto no tenga que afrontar los problemas que eso supondría.

Ahora bien esta no es ni la única ni la mejor forma de ver las cosas. La diferencia entre mi enfoque y ese es abismal. Esta afirmación, este manta es, si lo piensa uno con atención, un sinsentido. Más allá de la “logica económica” que pretendan ver quienes la enuncian, esta frase solo tendría sentido en una facultad de economía. En el mundo real es un absurdo.

Haré una analogía para entendernos: Hay un vaso lleno de agua y una persona que quiere beber. Para beber tiene que inclinar el vaso. (No creo que haga falta aclararlo pero el agua representa al petróleo, el vaso al pozo petrolero y su inclinación a la inversión en extracción). Bien, pues la cantidad de agua que puede beber la persona en cuestión no depende tanto de la inclinación del vaso como de la cantidad de agua que este contiene. Obviamente para sacarla hay que inclinar el vaso, pero cuando el vaso pasa de 46º de inclinación, no hay nada más que hacer. Ponerlo boca abajo no cambiará nada. No hay más.

Según la lógica económica la cantidad de petróleo que hay es una función de la cantidad de inversión y de la exploración. Esto es pensamiento mágico. Equivale a decir que para sacar más agua del vaso solo tenemos que inclinarlo más, siempre más. Equivale a decir que el hecho de que necesitemos el petróleo y que lo busquemos lo suficiente hará que aparezca, independientemente de la geología, de la física y de los límites duros de todo tipo que implican el hecho de que NADA DE LO QUE HAY EN LA TIERRA ES INFINITO. Pero sobretodo pone de manifiesto un antropocentrismo increíble: la cantidad de petróleo que hay depende de nosotros, los humanos. Sacaremos tanto petróleo como deseemos siempre que lo intentemos lo suficiente. La naturaleza, las leyes de la física y la geología solo pueden responder a nuestras peticiones. Este es el problema que en realidad tenemos.

Y este tipo de pensamiento mágico es el que presentan instituciones tan injustamente respetadas como el Banco de la República:

 el reto de asegurar los niveles de producción actuales y mantener la relevancia del sector en el conjunto de la economía es difícil de cumplir, dado que es indispensable que las actividades de exploración y explotación de crudo registren el nivel y dinámica de la inversión observada entre 2011 y 2014, lo cual, al parecer al menos en el corto plazo, es poco probable ante las circunstancias actuales y las que se esperan se sigan manteniendo.

Osea que si se mantuviera para siempre el nivel y la dinámica de inversión observada entre 2011 y 2014 Colombia no dejaría nunca de producir un millón de barriles. ¿si mantenemos el vaso lo suficientemente inclinado nunca dejará de salir la misma cantidad de agua?

La realidad es muy diferente, como todxs podemos comprobar, y podría enunciarse mucho más certeramente de la siguiente forma: Cada vez hace falta más inversión y más exploración para mantener niveles decrecientes de extracción. Es lo que se conoce como la ley de los rendimientos decrecientes. En el caso del vaso la cuestión es obvia, cada vez hay que inclinarlo más para que salga cada vez menos agua…

Ignorar este hecho esta teniendo ya consecuencias dramáticas.

Actualización Febrero: Cien mil barriles menos

El Pico del Petróleo esta de vuelta. Colombia llegó a producir 1.035.400 barriles de petróleo diarios de media mensual en enero de 2015, desde entonces hasta febrero de 2016 ha caído más de ochenta mil barriles, hasta los 954.950 barriles al día y ya sabemos que para marzo va a caer aún con más fuerza, hasta los 916.000 barriles diarios (cifra sin confirmar), es decir, unos 120.000 barriles por debajo del pico máximo de producción mensual…

Esta es la cifra más baja desde hace al menos 4 años, cuando se llegó por primera vez al millón! ¿Qué dice la prensa al respecto? Algunos medios como El Espectador, nada, otros como El Tiempo o Portafolio comparten una nota ascéptica sobre el dato…

Para Colombia el petróleo y sus derivados representaban el 60% de las exportaciones en 2012, el año pasado se quedó en más o menos un 40%. No solo por la caída del precio, sino por la caída de la producción y el aumento del consumo interno. Es una caída de un tercio en cuatro años. Y si la producción sigue cayendo a este ritmo y el consumo sigue subiendo, Colombia puede ser importador neto de petróleo en pocos lustros.

Veamos el tradicional repaso de los datos de estos últimos meses.

Esta es la producción total de Colombia comparada con el precio del barril de Brent:image

Aun no se ve la fuerte caída del mes de marzo, cuyos datos oficiales habrá que esperar dos o tres meses todavía, ni la paulatina, aunque seguramente insostenible, subida de los precios del petróleo que los tienen ahora cerca de los US$50.

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Visto más de cerca se ve la caída que empiza en enero de 2015, con el hundimiento en julio de ese mismo año por el cierre de casi todos los campos de Arauca y que va a parecernos poco cuando salgan los datos de marzo…

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Prácticamente todos los campos bajan. Rubiales en concreto, el más grande del país, baja más de 17 mil barriles en dos meses y seguramente sea también el gran responsable de la gran caída de marzo, aunque eso ya lo veremos. Hay que notar también, que es la primera vez en mucho tiempo que la caída por debajo del millón no tiene nada que ver con el cierre de Caño Limón que casi siempre esta relacionado con atentados a la infraestructura.

image (4)Si descontamos el descalabro de Rubiales la caída se suaviza, casi exclusivamente por el campo Castilla que ha subido 6 mil barriles en estos dos meses y ha superado su anterior máximo. Todos los demás o bien estan estables o caen ligeramente, como vemos a continuación en la gráfica comparada de algunos de estos campos:

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¿Se acabó la meseta ondulante? Agarrense….

Malas noticias… también el gas

Es muy probable que 2016 sea un año peor que 2015, al menos en temas energéticos, aunque me temo que, dada la importancia del petróleo y otros combustibles fósiles para la economía nacional, eso arrastrará a todo lo demás.

Como dijimos, 2013 fue el año del pico del petróleo en Colombia. En 2014 y 2015 se puede decir que se llegó al final de la meseta ondulante previa a la caída, seguramente en este año 2016 será ya evidente que mantener una producción de un millón de barriles es, en la práctica, imposible.

Al menos dos bloques productivos acaban de suspenderse temporalmente entre febrero y marzo debido a los bajos precios: Akacías (6.700 barriles diarios) y Caño Sur Este (1.277 barriles diarios). Ambos en el Meta y ambos en la zona de Puerto Gaitán, donde esta también el campo Rubiales, esto significa 8.000 barriles diarios menos de golpe y un recordatorio de que la mayoría del petróleo que se extrae en Colombia ahora es costoso, muy costoso. Malas noticias.

También el 75% de los taladros estan inactivos en 2016, más del doble que hace dos años. Una vez más se confirma: no hay exploración y si no hay exploración no habrá descubrimientos nuevos que suavicen el declive de los campos maduros.

image (3)

Esto por otra parte no es algo exclusivo de Colombia, está más bien en línea con lo que pasa en otros países productores de petróleo caro como Estados Unidos, solo que en Colombia la escala es infinitamente más pequeña

Bh Historical

Volviendo a Colombia, la producción en enero bajó un 1,1% hasta los 982 mil barriles al día y un 3,11% anual en febrero, hasta los 955 mil barriles al día (y esto todavía no incluye el cierre de Akacías, con lo cual es posible que en marzo se baje de los 950 mil barriles). Este es el peor inicio de año desde 2012. Otra mala noticia.

Para completar hay que empezar a alistarse para importar gas a partir de 2018. Así lo recoge también el memorando de la UPME, 2015:

producción y consumo gas

Es posible que sea incluso peor: tan pronto como en Enero de 2017 (en 9 meses) puede haber ya un desbalance entre la oferta y la demanda de gas en Colombia (pdf), según el escenario más probable que maneja el Ministerio de Minas y Energía (pág 15). Aunque ya sabemos que la oferta está siendo un poco peor que la esperada…

Esta es la producción real (aunque aún en parte provisional) de gas entre enero de 2013 y diciembre de 2015:

image

Si le superponemos la proyecciones de producción que hacía la Unidad de Planeación Minero Energética en 2013 para calcular que en enero de 2017 empezaría el desfase entre producción y demanda que hemos visto un poco más arriba, este es el resultado:

proyección upme

La diferencia es de unos 50 mil pies cúbicos al día, lo cual puede acercar unos meses ese momento, es decir sería este mismo año. Más malas noticias.

Esto es un evento sin precedentes, Colombia nunca ha sido un importador neto de gas, aunque también es cierto que solo ha exportado durante una corta década.

Producc y cons gas bp

En todo caso fíjense en esa penúltima columna gris de este último gráfico, en la más alta. Tal vez no sea muy claro, pero representa la producción de gas de Colombia en el 2013, sí, es el máximo de producción y coincide con el del petróleo. Hemos pasado también el pico del gas… Más malas noticias