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Actualización Diciembre: 2013 fue el año del pico del petróleo en Colombia

Y cada vez más gente dice que 2015 fue el año del pico global:

The Oil Crash

Dada la importante desinversión en el sector petrolero, la caída del volumen total de hidrocarburos producidos será bastante perceptible, posiblemente de 2 millones de barriles diarios o incluso más de 2015 a 2016.

Peak Oil Barrel

I just don’t see the promise of a resurgence in 2019 oil production that will surpass the 2015 peak in world oil production.

Esta es la acutalización por campos de Diciembre de 2015 aunque obviamente estos datos estan sujetos a cambios menores que pueden modificar lo que se presenta a continuación. La prensa, a pesar de que en los últimos meses del año la extracción de petróleo haya bajado por debajo del millón de barriles diarios, se felicita de que Colombia haya recuperado una producción media anual de algo más de un millón de barriles. Portafolio por ejemplo dice que:

El ministerio de Minas y Energía informó este viernes que el país alcanzó una producción promedio anual de 1.005.400 barriles de crudo por día (bpd) en el 2015. (…) “Recordemos que un millón de barriles promedio mes es un billón de pesos para el país”, dijo el González Estrada,

No sabemos si el hecho de que el barril valga ahora mismo un 70% menos que hace año y medio no afecta a los ingresos de la nación. Tal vez el ministro no sabe multiplicar o tal vez es el resto del mundo el que se esta perdiendo algo… Si producimos 5 mil barriles menos en promedio anual que en 2013 pero el petróleo vale un 70% menos, estamos ingresando básicamente un 70% menos. Estoy seguro de que el estado tiene algunas ventajas (que esta perdiendo rápidamente) como regalías que no dependen del precio del petróleo, pero también estoy seguro de que los ingresos han bajado. Así lo recoge Reuters:

El valor de las exportaciones de petróleo —la principal fuente de divisas del país— se desplomó en 50,8%, a 14.239,3 millones de dólares, y 3,5% en volumen.

Un año especialmente bueno en lo que a ataques “terroristas” se refiere ha permitido recuperar el nivel del millón que se perdió en 2014, pero el declive natural de muchos pozos y la imposibilidad de encontrar nuevos pozos con producciones significativas hicieron que la producción a final de año cayera con fuerza y no se superaran los 1.010 millones de barriles de media de 2013. Por otra parte el colapso de la inversion en exploración que hemos visto en posts anteriores invitan a pensar que no habrá una recuperación de la producción a corto ni a largo plazo.

Seguramente no la que esperan ni la industria ni el gobierno. El gobierno esperaba unos 1.05 millones de barriles diarios para 2015 y 1.1 millones para 2016. La industria poco más de 1 millón para 2015 y unos 975 mil para 2016. Veremos que ocurre.

Proyección de producción de petróleo

Para evitar al descenso tan pronunciado que muestra la parte azul del gráfico (reservas probadas) habría que estar invirtiendo mucho en exploración, sobretodo de off shore y yacimientos no convencionales (verde claro y rosado de la parte superior), que son los que segun la ACP revertirían el descenso a partir de 2022, y no se está invirtiendo. Recobro mejorado es lo único que se está haciendo como ya anotabamos hace poco, pero eso solo permitiría que en 2025 en lugar de producir solo 100 mil barriles produzcamos unos 300 mil… esto equivale a una caida del 70% del volumen de producción en 10 años, seguramente en terminos energéticos la caída será mayor.

En fin, vayamos a la actualización de los datos de siempre:

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Mientras el precio baja a niveles no vistos desde 2005 la producción se mantiene estable, se recupera de la caida por debajo del millón que hubo en 2014 pero no llega a superar el máximo de extracción que hubo en 2013. En la práctica se cumplen 3 años de meseta ondulante al rededor del millón de barriles diarios, pero también se puede afirmar ya que 2013 en producción media anual ha sido el año del pico del petróleo en Colombia, que casi coincide con el posible pico global.

Campo por campo el resultado final del año es el siguiente:

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No hay cambios muy grandes, lo cual es un problema, porque las tendencia se mantienen. Los grandes perdedores de los últimos 3 meses del año fueron Castilla Norte que ha perdido 7 mil barriles al día en los últimos 3 meses, Rubiales, que perdió 5 mil barriles y se acerca a mínimos históricos con poco más de 162 mil barriles diarios en diciembre. Chichimene y Quifa que llegaron a los 60 mil barriles hace un año casi exacto y ahora andan más cerca de los 55 mil, y el gran gandor es Castilla que pasa de 68 mil en Septiembre a 79 mil en Diciembre y se acerca a su máximo histórico de 83 mil.

Con todas las petroleras teniendo pérdidas, la inversión hundiendose y un entorno cada vez más pesimista acerca del futuro del petróleo la cuestión es saber cuanto va a caer la producción este año. Al respecto hay varias opiniones, algunas de hace ya un año:

Lo que se prevé es una caída continua en la producción de crudo en el país y que para el año 2018 puede terminar significando una reducción de 220.000 barriles diarios”

Esto está exactamente en línea con el gráfico de la Asociación Colombiana del Petróleo, lo cual nos hace pensar que la caída será aún mayor… Veremos.

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Actualización Julio y Agosto

La ANH ha publicado muy recientemente los datos de Julio y Agosto por campos, contratos, departamentos etc.

Vamos de una vez a lo importante: ¿Qué pasó en Arauca? Como ya sabíamos, la producción de Colombia no llegó al millón de barriles en ninguno de los dos meses y como sabemos el precio internacional sigue bajo y no había una racha tan mala desde hace más de 10 años:

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Veámoslo más de cerca:

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Esta caída se debe, como vimos hace poco, a que las instalaciones de Caño Limón y de Arauca en general, estuvieron casi completamente paradas durante julio y solo empezó a salir un poco de petróleo en agosto:

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Aquí lo podemos ver campo por campo:

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Todo este problema de Caño Limón, tal vez tarde todavía un par de meses en normalizarse y solo entonces podremos ver hacia donde van los campos que mantienen a Arauca en el mapa petrolero nacional, Chipirón y Caño Rondón, que por cierto, son los únicos que han vuelto a producir a un ritmo más o menos considerable en agosto.

Las dudas sobre si se superará el máximo de producción anual media alcanzado en 2013, de 1,010 m/bd parece que no se despejarán hasta final de año. Hasta agosto la media de producción anual era de 1,008 m/bd, así que si todos los campos no están en su máximo rendimiento las cosas van a estar muy apretadas.

¿Qué pasó en el resto de campos importantes? Pues aquí va la producción total por campos:

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Y aquí para más detalle, solo los más importantes:

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Aparte de las conocidas caidas de todos los campos de Arauca, otros campos presentaron declives importantes: Castilla pierde 8 mil barriles en dos meses, Chichimene casi 2 mil, La Cira mil, Casabe 2 mil, mientras que Castilla Norte gana 5 mil, Yarigui sube 2 mil y Costayaco y Ocelote mil, los demas suben o bajan menos de mil barriles al día.

En otro orden de cosas, Ecopetrol nos esta transmitiendo casi en directo via su twitter lo que le espera al sector petrolero colombiano en el futuro próximo

Todo lo que no se esta explorando, se va a intentar sustituir por el recobro mejorado. Veremos que efecto tiene. De ahi también que ahora acabemos de pasar el II Foro Mundial de Recobro. De esta forma, es muy probable que veamos en el medio plazo que los campos antiguos reducen sus caídas tan dramáticas y se equilibran pero que a la vez no se incorporan nuevos campos que sustituyan el inevitable declive.

Sigan pendientes.

El petróleo pesado en Colombia

Hasta hace poco no tenía ni idea de la existencia de Campetrol. Ya saben, llegué tarde al análisis petrolero no profesional… a pesar de que es una entidad más antigua que la mismisima ANH, yo no tenía ni idea de su existencia. Y la verdad es que ofrece información interesante. Información que de haber encontrado antes me habría ahorrado, tiempo, trabajo y algunos errores.

En muchos lugares he hablado del petróleo pesado y extra pesado (como aquí, y no iba muy desencaminado), y ya sabíamos que Rubiales es un campo del que se extrae petróleo pesado, pero lo que no sabía es qué porcentaje del total de petróleo que se extrae en Colombia es pesado  (gravedad API menor a 20º) o extrapesado (gravedad API menor a 10º). Pues campetrol tiene esta clara gráfica, y la tiene con errata incluida: “crudos cesados”:

porc crudo pesado en colombia. fuente UPMEEn 15 años hemos pasado de un 10% a un 53% de crudos pesados. Y la tendencia parece continuar:

Fuente: Campetrol

Segun la Wikipedia cualquier tipo de petróleo por debajo de 22,3º de gravedad API es pesado y por debajo de 10º de gravedad API es extra pesado. Pues bien, Colombia en el año 2010 producía al menos un 49% por debajo de 20º API, de los cuales un 47% estaba por debajo de 15º API. En 2015 la producción (aunque esto es una estimación hecha hace unos años ya) sería de un 51% por debajo de 15º API y un 52% por debajo de 20º API. Las perspectivas son que en 10 años este 52% se convierta en un 69%. Y hasta un 14% del total sea extra pesado (con menos de 10º API).

De ahi que este año hayamos tenido el gusto de acoger la conferencia Heavy Oil en el hotel Sheraton de Bogotá. No habría tenido sentido realizar esta conferencia en el 2000. Y ¿quién ha estado detras de todo el desarrollo de ese petroleo pesado y extrapesado? Pues Pacific Rubiales:

En esa misma conferencia se dijo una obviedad (que también apareció en este post de agosto) que por serlo no pierde importancia:

“América latina se juega su futuro hidrocarburífero con los crudos pesados que equivalen a 50% del total de la producción, y aportan 48% de reservas de la región”, señaló la presidente de la Junta de Campetrol para quien es importante acelerar las medidas tributarias para estimular la inversión.

Es decir, que el futuro solo alberga petróleo pesado o extra pesado y esto tiene sus consecuencias. En primer lugar este petróleo es obviamente más dificil de sacar, porque no fluye tan facilmente y por lo tanto también más costoso: el hecho de que el campo Rubiales solo se haya empezado a explotar en forma a mediados de los 2000, cuando los precios internacionales se empezaron a disparar.

Por eso ahora no es rentable y se invierte menos en exploración:

El pico de perforación se alcanzó en 2012 con 131 pozos, pero el máximo de pozos productores llegó dos años antes en 2010. 2015 casi no aparece en la gráfica. Y lo mismo ocurre con la exploración sísmica:

Esto solamente refuerza la idea de que 2015 puede ser el año del pico del petróleo colombiano, si no lo fué ya en 2013. Todo depende de como evolucione Caño Limón.

En cualquier caso, como decía, el petróleo que esta sustituyendo a los clásicos campos de crudo ligero son todos pesados, dificiles de extraer, y por lo tanto hay que invertir más dinero (y por lo tanto energía) y por eso mismo la energía neta que llega a la sociedad es menor.

No voy a ha hablar mucho sobre lo que es la Tasa de Retorno Energético (porque Antonio Turiel lo explica muy bien aquí), pero básicamente es la cantidad de energía que se obtiene por cada unidad de energía invertida. Bien, pues para sacar el petróleo de Caño Limón hacía falta invertir mucha menos energía de la que hay que invertir para sacar el petróleo de Rubiales. Por eso aunque el petróleo que produce Colombia en volumen es el mismo desde hace tres años, su contenido energético, la energía neta que llega a la sociedad es cada día menor. Así que en términos energéticos y no de volumen el pico del petróleo ya pasó…

De lo que pase en Caño Limón dependerá que 2015 sea o no el año del pico del petróleo en Colombia

Mientras esperamos la publicación de los datos de producción de la ANH, que se están haciendo esperar más de lo normal, hablamos de Arauca.

Arauca fue la principal zona productora de petróleo durante bastantes años. Empezó su época dorada en 1983 cuando se descubrió el Campo de Caño Limón aunque solo hasta diciembre del 1985 empezaría la producción con 19 pozos y 8.000 barriles diarios. Es dificil encontrar series de datos fiables anteriores al 2009 por departamentos, campos o contratos (gracias, sistemas de información y control colombianos…. si alguien tiene datos fiables que los comparta), sin embargo según algunas fuentes este campo llegó a su máximo productivo en 1992 con más de 250.000 barriles diarios, lo que en esa época sería al rededor del 50% de la producción nacional. Esto nos da una idea de importancia que llegó a tener este campo para el país. Colombia llegó a exportar petróleo gracias a él. Pocos años despues, en 1998, Colombia llegó a su primer pico con una producción de 850.000 barriles en diciembre, y comenzó un descenso que llegó hasta bien entrado el siglo XXI (como vimos aquí).

Caño Limón ha sido uno de los campos más importantes y Arauca como departamento llegó a ser durante los 90’s el principal productor de oro negro, luego empezó a decrecer bastante aceleradamente y no fue hasta 2009 que Campo Rubiales (un campo con petróleo mucho más pesado y que apenas superó los 200.000 barriles diarios en su máximo) lo superó. De su mano el departamento del Meta se convirtió en el relevo de Arauca.

Hoy la producción de Arauca apenas llega a los 70.000 barriles con suerte si no hay atentados de por medio:

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Últimamente se habla mucho de el Oleoducto Caño Limón porque por el se transportan estos 70.000 barriles de petróleo que salen de Arauca hacia Coveñas, en la costa, siempre que no haya un atentado. En julio y agosto los ha habido, como en abril y mayo de 2014 cuando apenas salieron 7 mil barriles de petróleo diario de media o en octubre o febrero de 2013 cuando apenas salieron unos 35 mil barriles o en junio de ese mismo año unos 29 mil.

La cuestión es que, desde que se llegó al millón de barriles de producción total, por primera vez en enero de 2013 (muy poco antes del pico de producción de Rubiales que fue en junio de ese año), cada vez que en Arauca se producen menos de 50.000 barriles diarios, la producción nacional cae del millón.

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Hasta 2011 el declive natural e incluso las caidas más o menos drásticas que había se compensaban ampliamente por los aumentos de otros campos como Rubiales especialmente y el resto del Meta.

El problema de fondo es, sin embargo, más acuciante. Parece que la estabilidad del millón de barriles diarios depende de que Caño Limón siga produciendo y el oleoducto siga transportando, lo cual se ha hecho más y más dificil en los últimos tres años. Como se ve en la gráfica siguiente, este departamento cada vez presenta oscilaciones más grandes debido a los atentados.

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Pero aún si este no fuera el caso, el declive natural del departamento es bastante claro. Mientras Caño Limón, el más importante ha perdido al rededor del 50% de su producción en los últimos 6 años, solo Chipirón y Caño Rondón (dos campos muy nuevos y pequeños) presentan balances positivos, aunque igual de rapidamente parecen agotarse:

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A nivel nacional julio y agosto no superarán el nivel del millón de barriles diarios (aunque esos datos no estan confirmados por la ANH y por lo tanto todavía no hay datos por campos, por eso solo uso los datos hasta junio). Dicho de otra forma Arauca no habrá producido ni siquiera 50 mil barriles diarios. Si en septiembre ocurre lo mismo es difícil que en 2015 se supere el máximo de producción de 2013 (en media anual) de 1,010 millones de barriles diarios, con lo cual ese se confirmaría como el año del máximo volumen de producción y empezaríamos a ver el pico del petroleo en colombia por el espejo retrovisor.

Con los niveles de inversión, exploración y descubrimientos que está habiendo actualmente debido a la caída del precio internacional del petróleo, es posible que la situación se deteriore con rapidez. Tan pronto como la ANH publique los datos de julio veremos hacia donde vamos en la nueva actualización.

BP Statistical Review 2014 Colombia

La petrolera BP publica cada año en junio, desde hace 64, su Statistical Review, es decir, sus estadísticas de producción, consumo, exportación/importación, etc, de diferentes tipos de energía, especialmente, claro, de petróleo, gas y carbón.

Mucha de la información que circula por internet y muchas de las decisiones que toman inversores y gobiernos se basan en estas estadísticas, tal vez la recopilación más abundante y fiable de este tipo de datos.

Aunque hace ya unos meses que salieron y ha habido muchos posts por todas partes basados en estos datos (crudeoilpeak.info ha publicado este, este este en inglés), yo no había hecho nada con ellos, asi que voy a poner aquí un resumen de lo más importante referente a Colombia, pues aportan información interesante que no había cubierto en este blog todavía y que puede ser útil en estos tiempos tan convulsos en los que estamos.

Este post se va a basar en tres datos diferentes: los de producción, los de consumo y los de la relación entre uno y otro para ver la posible evolución futura de ambas.

Empecemos por lo primero: el petróleo.

Colombia tiene una historia petrolera centenaria, pero no llegó a ser un país de alguna manera relevante hasta los años 90 cuando empezó a exportar cantidades relativamente grandes de crudo.

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Gráfico 1. 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, una vez que incluso los campos de crudo pesado estan llegado a su máximo extractivo.

Al pico de producción de los años 90 le precedió un pico de consumo interno que no se superó hasta hace más o menos un lustro. La producción, como ya sabemos se disparó gracias al elevadisimo precio que alcanzó el petróleo a partir de 2008, que hizo rentables pozos ya conocidos pero demasiado caros como Rubiales, y a la consecuente inversión en exploración y en recobro mejorado, pero se estanca en 2013 (en media anual), lo cual es llamativo porque es mucho antes del desplome de precios, y esto se debio declive de la producción de campos tan importantes como Rubiales, que como vimos aquí, ha perdido más de un 30% de su producción en los últimos años.

Es evidente que la producción siempre ha sido más alta que el consumo, salvo durante la última mitad de los 70’s y la primera de los 80’s, y ultimamente esta relación ha sido bastante buena.

La línea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción. Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido, del petroleo producido.
Grafíco 2. 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).

Actualmente Colombia consume más o menos un 30% del petróleo que produce, mucho menos que en casi ningún otro periodo de los últimos 70 años. Desde 1979 ha habido una caída bastante importante. Se pasa de consumir un 130% de lo que se produce (es decir se importa) a consumir solo un 30%, es decir se exportan hasta 700.000 barriles diarios. Sin embargo este descenso más o menos continuado se ha frenado en los últimos cuatro años con la llegada al tercer pico en 2013 y el continuado aumento del consumo. De no crecer la producción más rápido que el consumo, algo en verdad dificil en el futuro que viene, incluso según las previsiones más optimistas del gobierno, veremos como cambia rápidamente esta relación.

El gas

En rojo el consumo de gas y en azul la producción. Datos en Toneladas equivalentes de petróleo
Grafico 3. En rojo el consumo de gas y en azul la producción. Datos en Toneladas equivalentes de petróleo

Colombia nunca ha sido un gran productor ni consumidor de gas. Todo el gas producido se consumió hasta el año 2007. A partir de ahi se exportó algo, pero el pico de exportación fue 2013 cuando se exportó al rededor del 20% de la producción, en 2014 las exportaciones solo fueron del 8,5%. El consumo de gas es el que crece más rápidamente de los tres.

La línea azul
Gráfico 4. 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).

El carbón

En cambio el carbón hace ya unas décadas es la fuente de energía más importante del país.

Gráfica 5. La producción de carbón (azul) y el consumo (rojo) en Millones de toneladas de petroleo equivalente.
Gráfica 5. La producción de carbón (azul) y el consumo (rojo) en Millones de toneladas de petroleo equivalente.

El pico de producción llegó en 2012 y se mantiene casi en ese nivel en el 2014. El consumo llego a su máximo en 2013, pero siempre ha sido bajo y las variaciones han sido mínimas en los últimos decenios.

La relacion entre consumo y producción es obviamente la mejor. Se consume una fracción mínima de la que se produce y por tanto Colombia es un gran exportador de carbón:

Gráfico 6.
Gráfico 6. La línea azul representa lo mismo que en las gráficas 4 y 2 pero con respecto al carbón.

El problema es que esta relación llegó a su mejor momento en 2007: se exportaba casi el 95% de la producción. Desde 2003 hasta ahora el nivel de exportación oscila entre el 95% y el 91%. Al igual que en los casos del gas y el petróleo lo mejor ya ha pasado, cada vez se exporta menos porque o bien se consume más o se produce menos, o una combinación de ambos, que es peor.

Veamos ahora como suman todas estas energías para ver mejor el panoráma energético colombiano (click en la imágen para ver más grande)

A la izquierda (Gráficos 7 y 9) la producción primero separada y luego sumada de gas, carbón y petróleo, para ver como el ritmo creciente de producción de todas las energías que empezó a principios de este siglo gracias sobretodo al carbón, ha parado casi en seco desde hace dos años. A la derecha (Gráficos 8 y 10) el consumo primero separado y luego sumado de gas, carbón y petróleo, para ver como salvo en el caso del carbón el consumo se encuentra en máximos historicos y tiende a crecer a un ritmo bastante rápido, como se ve especialmente en el gráfico 10.

La relación entre consumo total y producción total es la siguiente:

Gráfico 11. Producción (azul) y consumo (rojo) de todas las energías fósiles en Colombia
Gráfico 11. Producción (azul) y consumo (rojo) de todas las energías fósiles en Colombia en Millones de toneladas equivalentes de petróleo
Gráfico 12.
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 (importación). Cuanto más baja la línea azul siginifca menor porcentaje consumido de energía producida (exportación).

Al igual que en los casos individuales, la suma total presenta el mismo patrón. Un lector despistado podría pensar que estamos en el mejor momento posible, cuanto el consumo solo representa la fracción más baja que nunca de la producción y por tanto se exporta la mayor parte de la misma. A este lector hay que recordarle dos cosas: primero que el punto justo antes de empezar a caer es, obviamente, el más alto y segundo que vender cantidades record cuando los precios son más bajos no es tan buena idea. Es justo ahora, para desgracia de todos, cuando el ajuste comienza. Y viendo los datos de exploración con caídas superiores al 80% durante este año y sabiendo que las reservas en Colombia solo duran unos 6 años y medio al ritmo de producción actual, el ajuste será rápido y duro. Las cosas ahora, solo pueden empeorar.

[BP Statistical Review 2015 Colombia]

Actualización junio

Nos saltamos la actualización de mayo y nos vamos directamente a junio, para encontrar algunos datos interesantes. El precio internacional de petróleo se vino hundiendo despues de registrar subidas en mayo hasta los 61 dolares. La caída sostenida de los precios empieza a impactar la producción de una forma cada vez más evidente. En mayo la producción se mantuvo en 1.026 millones de barriles al  día, en junio se desploma hasta los 1.009. Y parece que los datos de julio van a ser todavía peores.

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Hagamos zoom para ver mejor lo que pasado en los últimos 12 meses. El precio ha caido casi un 50%, sin embargo la producción se ha mantenido e incluso ha aumentado, al menos hasta enero de este año. A partir de entonces el impacto de los precios bajos empieza a notarse. Veremos que pasa en julio y agosto con las nuevas y pronunciadas caídas del precio de al rededor de 20 dólares el barril, y con las perspectivas de que esto continúe: “lower for longer” es el lugar común de cada vez más analistas.image (19)

Detalles

Esta fuerte caída recae sobretodo sobre los hombros de los grandes campos: Rubiales y Castilla. Hace unos días Portafolio nos sorprendía con una noticia un poco rara.

Rubiales ya no es el mayor productor de petróleo en Colombia

El campo Castilla, de Ecopetrol, lleva dos meses con un volumen por encima de los 120.000 barriles promedio diario.

Parecen querer decir que Castilla ha crecido tanto que ha superado al que llegó a ser el mayor campo productivo de Colombia, cuando en realidad es la caída de la producción en Campo Rubiales la que habría permitido este sorpasso. En cualquier caso las estadísticas son engañosas: Campo Rubiales ha sido recientemente dividido en las estadísticas de la ANH en dos contratos diferentes: Piriri y Rubiales ambos explotados por Meta Petroleum. El primero extrae al rededor de 40 mil barriles (y bajando) y el segudno al rededor de 120 mil (y bajando). Por lo tanto Rubiales produce al rededor de 160 mil barriles en total, la cifra más baja desde 2011 para este campo.

Portafolio encambio no tiene problemas en unir hasta 7 campos de hasta 4 contratos diferentes operados todos por Ecopetrol para presentarlo como un campo que produce a niveles record, eso sí, siempre mucho más bajos que los 160.000 barriles diarios de Rubiales.

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Pasemos ahora, como siempre, a ver como evolucionan los campos más importantes, que representan más del 50% de la producción total. Como ya hemos visto muchas veces, esta depende de solo 14 campos:

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Despues del leve crecimiento despues del fin del declive de principios de 2014, estos 14 campos vuelven a decrecer y se alejan de los 600.000 barriles. Como siempre unos de estos campos crecen y otros decrecen.

En terminos interanuales los únicos que crecen son: Castilla, Chichimene, Castilla Norte, Pautosur Chichimene SW y Moriche:

image (21)Sin embargo como se puede ver, el ritmo de crecimiento, que aparentaba ser exponencial hasta principios de este año, se frena, especialmente porque Castilla y Chichimene se estabilizan tras meses de fuertes incrementos. Este grupo solía tener un campo más, Quifa, que ha pasado al grupo de campos que decrecen. Este grupo terminará por desaparecer, obviamente, y el grupo de campos que decrecen terminará absorbiendolos a todos:

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Veamos algunos de los datos más llamativos:

Campo Rubiales, que a pesar de todo, sigue siendo el campo más grande, hoy solo representa el 16% de la producción total, cuando llegó a representar más del 22%. Ha perdido un 31% de su producción desde su pico en 2013. Un 15% en los últimos 12 meses.  Además a Pacific Rubiales, la empresa que explota el campo a traves de Meta Petroleum,  se le acumulan los problemas, aunque de otro tipo:

Un grupo de aproximadamente 70 indígenas de la etnia Sikuani incursionó en la mañana de este viernes en un campamento petrolero de la empresa Pacific Rubiales en Puerto Gaitán (Meta), y quemó dos vehículos y saquearon aparatos tecnológicos y electrodomésticos, según la Policía del Meta.

Y más problemas

En arranque del día, Pacific recupera 2 de los 45 puntos perdidos ayer

El título cayó 45 % en Toronto y en Colombia. Hoy a las 9:30 a.m la acción iba en $ 6.240.

Por último, hasta se han tenido que cambiar el nombre porque en menos de un año dejarán de poder explotar Campo Rubiales y no saben muy bien como sustituir el que representaba hasta el 33% de su producción:

Pacific se desprende del apellido Rubiales

La compañía dice que está reemplazando la producción de la primera área de extracción del país.

En otro frente del conflicto petrolero uno de los campos más importantes hasta la llegada de los grandes campos de petroleo pesado como Castilla y Rubiales,  es el de Caño Limón, ya en declive terminal. Este campo ha perdido desde 2009, cuando era el más grande del país, más del 50% de su producción pasando de más 55.000 b/d a menos de 25.000 b/d

Exploración y futuro

Por el lado de la exploración las cosas no podrían ir peor. La perforación de pozos cae más de un 80% y la exploración sísmica más de un 90% hasta junio:

la perforación de pozos cayó un 81,6 por ciento anual en el primer semestre, mientras en la adquisición de sísmica la situación es más crítica, pues el número de kilómetros ejecutados llegó en junio de este año a 1.173, para una reducción del 93 por ciento con respecto al primer semestre del 2014.

A pesar de todo esto el gobierno mantiene unas perspectivas, como siempre, optimistas hasta la nausea:

en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, divulgado recientemente, el Gobierno optó por fijar una proyección de producción anual de crudo de un millón de barriles por día entre los años 2015 y 2022, cifra que permanece ‘inamovible’ en esos períodos, pero que se redujo considerablemente con respecto a la estimación anterior, que comenzaba en 1’029.000 barriles diarios en el 2015 para subir a 1’094.000 barriles en el 2016 y lograr un pico de 1’146.000 barriles en el 2018, año a partir del cual iría descendiendo progresivamente, hasta ubicarse en 940.000 barriles en el 2026.

Si bien han reducido hasta en 146.000 barriles sus proyecciones para el año 2018, mantienen que no se bajará del millón de barriles hasta 2026. Desde mi punto de vista solo hay dos opciones de conseguir algo parecido a eso:

  • despues de gastar la mayoría del petróleo convencional durante los noventas, se llegó a una segunda etapa
  • los campos extrapesados han dado un aire a la producción durante los últimos 10 años
  • Algo que sea capaz de aumentar o al menos mantener la producción solo puede venir de Costa afuera o de Fracking y ya sabemos las consecuencias sociales y medioambientales que eso tendría. Solo falta saber si habrá suficiente dinero y poca consciencia para ir por ese camino.

 

Actualización

Primero voy a añadir un gráfico que encaja muy bien con el anterior post, acerca de las perforaciones pero a nivel mundial. En el post anterior solo hablé de las de EEUU y Colombia. Aquí va la tendencia global, gracias a Energymatters.com

Nótese que el total apenas superaba los mil a mediados del año pasado y que ya ha bajado de esa cifra, mientras que solo en EEUU ahora mismo, despues de bajar un 50% el numero de plataformas, sigue habiendo casi mil. Es decir, en EEUU se perforan casi la mitad de las plataformas de petróleo del mundo.

Ahora vamos con los últimos datos de producción publicados por la Agencia Nacional de Hidrocarburos

producción feb 2015

La producción en Colombia supera su máximo histórico en enero llegando a 1,035 millones de barriles diarios, y cae en febrero hasta 1,029 millones. Se ve cierta tendecia al alza desde julio de 2014 pero que parece haberse empezado a truncar ya. La producción en marzo, sin que la ANH lo haya confirmado aún, bajó hasta los 1,021 millones, cifra que ya no está por encima del anterior máximo de agosto de 2013 cuando se llegó a 1,027 millones. Sin embargo la media de estos tres meses sigue siendo relativamente alta. Algo sorprendente viendo como el ritmo de exploración y perforación sigue en caída libre. Si se extrae petróleo más rápido de lo que se encuentra el resultado solo puede ser que las reservas se agoten más rapidamente. Veremos en unos meses como se desarrollan los acontecimientos.

Mientras tanto vamos a analizar los datos más pormenorizadamente. He cambiado la lista de los pozos más importantes para incluir algunos que tienen más peso o que lo han tenido durante los últimos años y he sacado aquellos cuya producción no superaba los 10 mil barriles. La siguiente gráfica representa casi un 60% de la producción nacional.

13 campos más importantes

Como siempre todo está en manos de los 5 más importantes: Rubiales, Castilla, Quifa y Chichimene.  Estos representan al rededor de un 40% de la producción nacional.

Pero veamos que pasa con estos pozos más detenidamente. Algunos han crecido en términos interanuales:

Pozos que crecen

El gran ganador de este periodo a nivel nacional ha sido el campo de Castilla que ha crecido él solo casi 14mil barriles desde diciembre, algo equivalente a añadir a la producción nacional un pozo como Costayaco u Ocelote en solo dos meses.

Pero otros pozos bajan…

pozos en declive

En términos interanuales el gran perdedor es, como ya viene siendo habitual, Rubiales que ha perdido en el último año unos 30mil barriles, más de un 18% de caída, en línea con los porcentajes de declive de todos los campos maduros.

Pero, ¿a qué se debe este crecimiento, un poco inesperado? Algunas de las explicaciones las encontramos en un artículo de El Espectador:

“Dicho comportamiento ha sido resultado, principalmente, de las inversiones que realizaron las compañías a lo largo de 2014 en pozos de desarrollo y recobro mejorado especialmente en campos maduros en Meta y Arauca, lo cual ha permitido obtener volúmenes de producción superiores al millón de barriles en los últimos seis meses”.

Esto es precisamente lo que esta ocurriendo en Castilla, Quifa o Chichimene, recobro mejorado: técnicas que permiten extraer más petróleo de campos que ya estaban maduros, este tipo de inversión es la que sustituye la exploración: mejorar la producción de un campo donde ya se sabe que hay petróleo es menos riesgoso que buscar petróleo nuevo, al menos a corto plazo. La problemática de estas técnicas es que aproximan el pico de estos campos y aseguran que el declive será aún más rápido, por lo que el modelo de declive será algo más parecido al Precipicio de Séneca que vimos en este  otro post.

Estas inversiones que permiten el crecimiento actual son las que se están recortando dramáticamente desde finales del año pasado. El crecimiento y el mantenimiento del millón de barriles diario de producción está en entredicho por que los pozos que se están agotando ahora no estan siendo reemplazados:

Durante el primer trimestre de 2015 se ejecutaron tan sólo 277 km equivalentes (km eq.) de sísmica, lo que significó una caída de 96% frente al mismo periodo de los últimos 4 años (6.6 mil km eq.) En línea con esta tendencia, entre enero y marzo se perforaron solo 7 pozos exploratorios, lo que representa una disminución de 80% frente al promedio de 35 pozos perforados en el primer trimestre de los años 2011 a 2014″.

A 7 pozos por trimestre solo tendremos 28 pozos en 2015, una cantidad insuficiente para cubrir el declive de los campos maduros.

Otra de las razones del crecimiento, apunta el artículo es la rápida y pronunciada reducción de los atentados:

que disminuyeron a 136 en 2014 (frente a 228 en 2013), tendencia que se mantuvo en los dos primeros meses de 2015, cuando se registraron solo tres atentados, frente a 27 en el mismo periodo de 2014″.

Sin embargo, la conflictividad social está en aumento, como también hemos visto en otros post  y ya empieza a afectar al sector:

http://www.eltiempo.com/economia/sectores/bloqueos-de-la-uso-a-petrolera-weatherford/15558348

http://www.notimerica.com/economia/noticia-protestas-sindicales-afectan-30-operaciones-petroleras-colombia-20150414143628.html

http://www.eltiempo.com/colombia/otras-ciudades/protestas-en-el-instituto-colombiano-del-petroleo/15276895

Así está el panorama comenzando el segundo trimestre de un año que promete ser decisivo en el sector pretrolero colombiano y mundial.

La caída de la inversión en exploración ya tiene consecuencias

A pesar de algun titular engañoso: This Nation [Colombia] Could Host The Next Latin American Offshore Boom, la situación energética en Colombia y en el mundo sigue empeorando. La inversión en exploración y desarrollo sigue cayendo a toda velocidad, debido a los disparados costes de exploración y al derrumbe del precio del petróleo y eso implica dificultades en el futuro para sustituir los campos en declive, que en Colombia son muchos y muy importantes. Como dice el artículo antes citado:

The National Petroleum Agency (ANP) has argued that Colombia must drill between 200 and 230 wells per year to turn the situation around. In the first two months of 2015, just six wells were drilled. A lack of exploration activity has been linked to low global oil prices, increased taxes on energy companies, and Colombia’s political and business environment more generally.

Según la ANP Colombia debería perforar entre 200 y 230 pozos al año para mejorar la situación (aunque ecológica y socialmente esto fuera desastrozo). Sin embargo en los dos primeros meses de 2015 se han perforado solo 6. A este ritmo se perforarán 36 pozos en todo el año, muchisimos menos que el año pasado cuando se perforaron 110 y esta más en línea con la cantidad de pozos perforados hace unos 10 años, cuando los precios crecian a buen ritmo hasta el pico de 2008.

La situación en el terreno gasístico es muy similar. Las alarmas ya saltan en los medios de comunicación más masivos y acríticos con la situación: El gas importado también se usaría para atender hogares

“El país fue muy exitoso y ejemplo mundial de la masificación del gas natural; sin embargo, se le olvidó un detalle clave: generó demanda, pero se le olvidó que debía generar oferta”.

Consecuencia de este despiste es que para 2017 no haya gas suficiente para cubrir la demanda interna, algo que no ha pasado en Colombia hasta ahora. ¿Consecuencias? que los ingresos que obtenía Colombia exportando gas (desde finales de los 90’s) y petróleo muy pronto se convertirán en gastos de importación de energía. Mientras ahora mismo Colombia esta exportando estas materias primas energéticas a precio de saldo, en pocos años tendrá que comprarlo fuera (reduciendo a la vez la cantidad de energía disponible en los mercados internacionales) a precios seguramente mucho más altos.

Esta situación no es exclusiva de Colombia. Como ya sabemos la inversión en exploración y explotación de petróleo cae acelaradamente. Y la reducción en la perforación de pozos es alarmante incluso en el país del boom: Estados Unidos.  La inversión se reduce espectacularmente y esto se nota especialmente en la cantidad de plataformas y pozos perforados desde que los precios empezaron a caer: este viernes se publicaron los últimos datos de perforaciones en EE.UU con el siguiente resulado: de 1831 plataformas el año pasado se acaba de llegar a 988 el 10 de abril, es decir casi un 50% de caída. En el caso de los pozos de petróleo la situación es aún peor:

En este contexto nos movemos ahora, las consecuencias se harán innegables muy pronto.

Los modelos del colapso

Hemos estado repasando en los anteriores posts los datos que apuntan a un descenso progresivo en la producción petrolera colombiana en un futuro próximo. En este post echaremos un vistazo a la forma que podría tomar ese descenso y las consecuencias del mismo.

Los modelos del colapso

Diferentes autores tratan el tema del descenso en la extracción de recursos, particulamente de petróleo, aunque esto es en cierta medida extrapolable a culaquier tipo de recurso.

El modelo más conocido es seguramente el de M. King Hubbert, conocido como el Pico de Hubbert, que se describe como una campana cuya curva de ascenso y de descenso son idénticas. Hubbert fue el primero en calcular el posible pico de producción petrolera en EEUU durante los años cincuenta y acertó. Aunque la producción de petróleo no convencional y otros líquidos más o menos similares haya estado creciendo en los últimos años,  para el petroleo convencional, que fue el que estudió Hubbert, el pico llegó a principios de los años 70 y seguramente no se llegue a superar nunca

Sin embargo el Pico de Hubbert se hizo con ciertos presupuestos que condicionan el resultado. La siguiente gráfica muestra como para Hubbert la decadencia del petróleo sería superada gracias a la superabundancia de energía nuclear, que aparentemente no declinaría nunca.

Es decir, se puede mantener un ritmo de declive igual al de crecimiento de la extracción porque otra fuente energética toma el relevo.

Otro enfoque muy extendido es el de El Precipicio de Séneca:

¿Qué pasa cuando se empieza a llegar al máximo de extracción posible? Normalmente lo que ocurre es que las personas, o en este caso, las empresas intentan mantener el ritmo a cualquier precio e incluso aumentarlo de forma que se agotan más rápido las reservas y por tanto el ritmo de descenso, cuando llega, se acelera. Esto es una simplificación, porque hay otros factores que pueden influir en la velocidad de la caída, unos son más o menos predecibles, como los efectos de la contaminación o la deforestación, pero otros son prácticamente impredescibles como las guerras o los disturbios. La idea básica es que forzar el crecimiento acelera el declive. Eso es por otra parte lo que está pasando ahora mismo en varios lugares, entre otros en Colombia, así que olvídense de un lento y agradable declive como el que predicen el gobierno o la Asociación Colombiana de Petróleo

Proyección de producción de petróleo

Es más probable una caída dura y rápida de la que sea muy dificil recuperarse, como le ocurrió a Irán a finales de los 70s y otra vez ahora:

Ugo Bardi tiene un blog en el que describe muy amenudo Precipicios de Séneca en muchos ámbitos: http://crisisderecursos.blogspot.it/

Otros escenarios

Sin embargo no todos los escenarios posibles son de declive. Obviemos los de crecimiento que obviamente no son eternos y aquellos se imponga una meseta ondulante, como en la que estamos ahora mismo en Colombia y que ya va para tres años, porque tarde o temprano empezará el declive.producciónyprecio1997dic2014

 

Hay caídas escalonadas, más lentas que los períodos de crecimiento y esto es más dificil de modelar pero a nivel regional o en lugares con mucha producción es algo que ocurre:

India

Conclusión

El declive llegará. ¿Cómo? es dificil saberlo, sobretodo porque además de haber un componente geográfico (no a todos sitios llegará de la misma forma ni al mismo tiempo), porque también hay un componente social (no todos sufriremos igual el colapso) a lo mejor los ricos lo sufren mejor, o lo mejor los pobres, a lo mejor los hombres o a lo mejor las mujeres, a lo mejor los blancos o a lo mejor los negros. Sin embargo los modelos que hemos visto nos ayudan a entender que es lo que esta ocurriendo y sobretodo a que escenarios nos podemos enfrentar en el futuro no tan lejano.

Bienvenidxs al peak oil

Actualizando

Últimos datos de producción a diciembre de 2014.

Las cosas quedan así:

producciónyprecio1997dic2014

En Diciembre de 2014 el precio del petróleo brent se quedó en US$62,34, US$17 más bajo que en el mes anterior! La producción en noviembre fue de 1,009 millones de barriles y en diciembre de 1,004 y la media anual se quedó en 988.430 barriles al día frente a los 1,013 millones de 2013.

Veamos lo que pasa con los 5 campos más importantes que representan al rededor del 40% de la producción nacional:5grandesdic14

Rubiales se queda en 163 mil barriles habiendo perdido casi una cuarta parte de su producción en los últimos 12 meses (un 23,77%!!, de mantenerse esta tendencia, en un año Rubiales producirá poco más de 120 mil barriles diarios). El segundo lugar en producción se aprieta entre Castilla, Quifa y Chichimene todos al rededor de los 60 mil barriles al día. Castilla norte por su parte se estanca en los 43 mil, muy lejos de los 51 mil de febrero de 2013 cuando llegó a su máximo. El gran ganador de los últimos meses y el que permite que la producción en noviembre y diciembre se haya mantenido por encima del millón a nivel nacional es Chichimene que tocó fondo en Abril de 2014 y casi ha duplicado su producción desde entonces. Quifa por su parte también batió su récord en noviembre con 60,3 mil barriles, pero no parece estar en condiciones de dar un gran salto como Chichimene.

5clasicosunoauno dic2014Los cinco clásicos, los cansados campos de la anterior época de bonanza petrolera continúan su declive. Cusiana ha bajado finalmente de los 5 mil barriles al día, con lo cual se confirma su decadencia terminal (ha perdido un 32% en los últimos 12 meses), hay poco que hacer allí y su futuro es cada vez más irrelevante para la producción nacional. Guando y Cupiagua parecen haber llegado una zona más o menos estable durante el 2014 y han desacelerado su caída, ambos en el entorno de los 10 mil barriles diarios. La Cira que llego a su máximo en noviembre de 2013 empieza a caer y Caño Limón, el más errático de todos mantiene su tendencia a la baja cada vez más cerca de los 30 mil barriles. En total todos solo llegan a 84 mil barriles diarios, más o menos la mitad que Rubiales.

5clasicos 2009 dic 2014

Y cuando juntamos estos 10 campos que representan casi la mitad de la producción nacional, esto es lo que obtenemos:

10camposmásimportantesenero2009dic2014

Quifa y sobretodo Chichimene son los únicos que permiten mantener la producción de estos 10 estable y estos a su vez son los responsables de la estabilidad nacional.

 

¿Para qué exportar?

A pesar de que en los últimos años la producción de petróleo ha crecido más rápidamente que la demanda, Colombia esta a pocos años de dejar de ser exportador neto de petróleo y empezar a importar, como señala aquí la propia Asociación Colombiana de Petróleo (ACP):

el sector está prendiendo las alarmas por la situación que está viviendo la industria, si se tiene en cuenta que las reservas probadas solo alcanzan para seis años, y de no resolverse los cuellos de botella, como la demora en las expedición de licencias ambientales, los bloqueos de las comunidades a los campos de producción y los atentados contra la infraestructura, el país se vería obligado a importar petróleo.

Algo que también señalan estudios privados como BP Statistical Review (pag. 8)reservas-producción

Según el presidente de la ACP, el señor Lloreda, haría falta perforar hasta 230 pozos de petróleo al año, algo que no se ha conseguido nunca, es más la mayor cantidad de pozos perforados en un año es 131 en 2012 (de los cuales solo el 34% resultó tener petróleo). En 2013 se perforaron “solo” 115 pero la tasa de éxito fue solo del 27%. En 2014, recoge portafolio, se perforaron entre 110 y 115 pozos según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y con suerte se llegará a 30 avisos de descubrimiento, lo que reduce aún más la tasa de éxito.
Todos estos pozos añaden a las reservas nacionales unos 31 millones de barriles de petróleo, el equivalente a, ojo, 104 días de consumo…
Si no hay grandes cambios en el panorama de precios, algo que parece poco probable, los cambios legislativos en materia ambiental y los recortes en gastos laborales no le van a alcanzar a las compañías para aumentar el gasto en exploración y por tanto para abrir más pozos.
Este año, para muestra un botón, nos acabamos de enterar gracias a la infame cuenta de twitter de ecopetrol @ecopetrol_sa, que la inversión en exploración off-shore se reduce de más de 600 millones de dólares a poco más de 200 (que se reparten entre Colombia y otros países), en línea con otras desinversiones muy importantes realizadas por muchas otras compañías petroleras que simplemente no pueden mantener sus niveles de gasto en un entorno de precios deprimidos, como recoge La República.

Hago aquí un apunte aparte para denunciar el cinismo de Ecopetrol: cinco días después de las protestas por las condiciones laborales en la sede de la compañía en Tibú, Ecopetrol se vanagloria de donar 50 computadores para un colegio en la misma localidad.


A pesar del paisaje que estamos describiendo aquí, persiste una creencia bastante absurda que hace que haya gente que se preocupe por si Estados Unidos consigue la independencia energética (algo bastante poco probable, aunque La República diga que este año lo va a conseguir), porque no tendríamos a quien exportarle nuestro petróleo (petróleo que probablemente no tendremos en pocos años).

Una sociedad seria tal vez pensaría en que hacer con el poco (muy poco) petróleo que le queda para preparar una transición hacia un mundo en el que el petróleo (y los demás combustibles fósiles) va a escasear, o como decíamos hace poco, prepararse para un mundo post-extractivista, post-desarrollista y post-capitalista.

Señales del cambio

Hace unos 8 años la industria petrolera en Colombia cambió. Se acabó una etapa de declive en la producción y empezó otra de ascenso muy rápido ligada al aumento del precio internacional del petroleo como vemos en la gráfica siguiente:imageEste cambio estuvo estrechamente ligado con el desarrollo y explotación de campos de petróleo pesado y extrapesado como Rubiales y Quifa o Chichimeme que consiguieron no solo reemplazar la producción decreciente de los pozos clásicos como Caño Limón (como vimos aquí) sino aumentar considerablemente la producción hasta llegar al millón de barriles diario en 2012.

5grandesoct14En 2012, hace ya 3 años, hubo otro cambio en la industria petrolera colombiana, obviamente también ligado al entorno internacional del petróleo. A partir de 2012 la producción se estancó al rededor de ese millón de barriles diario. Ese fue también el año en el que el campo más importante de todo el país llegó a su máximo de extracción y empezó a decaer sin que en todos estos años se hayan encontrado pozos de magnitud semejante. Como ya hemos visto, es especialmente significativo que el declive en este pozo empezó cuando los precios internacionales del petróleo estaban históricamente altos por un periodo de tiempo bastante prolongado oscilando entre los 90 y los 120 dolares por barril. Esto solo puede querer decir una cosa: en Colombia y muy particularmente en campos como Rubiales se necesitan precios internacionales por encima de los 100 dolares por barril para que la producción siga creciendo, si todo lo demás permanece constante.

La clave del momento en el que nos encontramos ahora esta en esa última frase del párrafo anterior. Los tecno-optimistas pensarán que me refiero a las mejoras tecnológicas o a la eficiencia en el uso del capital. En este mismo instante estamos empezando un tercer cambio en la industria petrolera colombiana, una vez más reflejo del panorama global.

Con los precios internacionales cayendo hasta el entorno de los 50-60 dolares por barril, la producción colombiana se encuentra a punto de empezar a caer (si no lo ha hecho ya, los datos oficiales, aún pendientes de confirmación, solo llegan hasta octubre del año pasado). Los avances tecnológicos y la eficiencia en el uso del capital no dan abasto para mejorar la situación. Lo que cambia más rápidamente y lo que puede hacer factible una remontada o la viabilidad del sistema entero son los ajustes en la regulación ambiental y la explotación laboral (de estos saben mucho en Estados Unidos: 1, 2) de forma que extraer ese petróleo sea mínimamente rentable, aunque solo sea para los bolsillos de algunos.

Con el objetivo de retrasar la entrada en esta etapa de declive (algo inevitable) y empezar una nueva etapa de crecimiento (algo poco probable) en Colombia llevamos tiempo asistiendo a varios cambios que van en esa dirección. Algunos ejemplos: El decreto 2041 por el que se modifican los protocolos de licenciamiento ambiental (lease, por el que se reducen los controles y los plazos para otorgar licencias mineras) y la lucha que ya es jurídica contra el mismo. Las protestas en las sedes de Ecopetrol por las condiciones laborales. Las alertas desde todos los ámbitos de que si la situación no cambia (es decir, si el gobierno no acepta el chantaje de las empresas para mejorar sus condiciones en materia fiscal, ambiental y laboral), la producción puede empezar a caer dramáticamente en el medio plazo. Estas son solo las señales del cambio más evidentes, la entrada en la etapa del declive petrolero esta a punto de llegar. Bienvenidxs!

Los clásicos

Cuando la producción Colombiana vuelve a encadenar tres meses seguidos de producción por encima de un millón de barriles (lo que es, como ya he dicho aquí y aquí, muy inferior a lo que el propio gobierno estimaba hace poco), aunque la media anual se queda un poco por debajo de esa cifra, echamos un vistazo a los campos de petróleo que fueron importantes en el pasado para ver su evolución.

Antes hablé del Meta y del campo de Rubiales. Ahora voy a hablar de campos fuera de este departamento pero que hasta finales del siglo pasado eran los campos más importantes de nuestro país, justo antes de que los campos de petroleo pesado y extra pesado hicieran su aparición. A partir de estos datos podemos intuir una aproximación al futuro del Peak Oil en Colombia.

5 Campos más

En el Meta analicé 5 campos: Rubiales, Quifa, Chichimeme, Castilla y Castilla Norte cuyo petroleo es pesado o extrapesado y que ha llegado a representar al rededor del 40% de la producción nacional. Ahora me voy a centrar en 5 campos más: Caño Limón (Arauca), Cupiagua (Casanare), Guando (Tolima), La Cira (Santander) y Cusiana (Casanare), como se ve mucho más dispersos y que en 2009 producían al rededor de 150.000 barriles, una cantidad nada despreciable. La situación en estos campos no es mucho mejor que la de los anteriores: todos ellos presentan unas curvas de declive bastante pronunciadas:

5clasicos 2009 oct 2014Para octubre del año pasado ya se acercaban a los 75.000 barriles al día, lo que implica una caída de casi el 50% en menos de 6 años. Las tasas de declive en los meses de enero a octubre de 2014 son relativamente altas:

Caño Limon Cupiagua Guando La Cira Cusiana
-5.08% -4.34% -2.72% -6.10% -5.84%

Aún con el agravante de que los dos más grandes (Caño Limón y La Cira) son los que más rápido caen, siguen siendo de los campos más importantes del país, con producciones rondando los 30.000 barriles al día. Recordemos que exceptuando Rubiales los siguientes campos más grandes de Colombia están todos bastante por debajo de 100.000 barriles al día.

Esta es la tendencia desde 2009 hasta octubre del año pasado de todos los campos que he estudiado aquí:

10camposmásimportantesenero2009oct2014Como se puede ver, Caño Limón y Rubiales eran casi del mismo tamaño en enero del 2009, pero Caño Limón es hoy un abuelo cansado y Rubiales esta muy cerca de serlo. Cusiana, Guando y Cupiagua ya son prácticamente irrelevantes para la producción nacional.

En estos mismos momentos la ANH ya reconoce que la producción podría caer hasta 100.000 barriles en 2016 y 220.000 en 2018, y que ya podemos olvidarnos del millón de barriles diarios, una aventura que duró al rededor de 2 años… Esto, sin embargo, no debería sorprender mucho pues como ya mostramos aquí, es exactamente lo que decía la ACP hace ya un tiempo, algo que no concuerda con las previsiones del gobierno que no esperaban una caída hasta bien entrado el 2018.

El campo de rubiales

Esta es la producción del campo petrolero con mayor producción en Colombia: Rubiales. Al rededor de 170.000 barriles pero en franco declive5grandesoct14, junto con la de otros campos petroleros del departamento del Meta, algunos de los cuales también están produciendo solo una fracción de lo que producían antes.

Del futuro del Departamento del Meta donde se produce al rededor del 50% del petroleo de Colombia y sobretodo del de Rubiales depende el futuro petrolero del país. Rubiales produce aproximadamente el 20% del petróleo Colombiano y es entre 3 y 4 veces más grande que los siguientes campos. Sin embargo, como ya mencioné en el anterior post, la producción de Rubiales cae a una velocidad alarmante (más de un 17% entre enero y octubre de 2014 momento hasta el que llegan las estadísticas oficiales hasta ahora) y no parecen aparecer alternativas en el corto plazo.

var mensual rubiales oct2014En este post analizaremos un poco más en detalle este campo de Rubiales para entender la singularidad que representa y la importancia que tiene para el futuro.

*

Rubiales, como recogía El Tiempo, el 21 de noviembre de 1995 tiene un problema:

El gran problema del campo de Rubiales, que hace parte de la franja del Orinoco y que se extiende desde Venezuela hacia Colombia, es que serían explotados crudos pesados que son considerados como contaminantes del medio ambiente.

El campo Rubiales que fue descubierto en los 80 no se hizo rentable hasta bien entrado el Siglo XXI, momento en el que expertos petroleros venezolanos, como Pantin o Arata  salidos de aquel país por sus desavenencias con el Chavismo inician actividades económicas en este sector bajo el nombre de Pacific Rubiales Energy, financiados con capital Canadiense especializándose precisamente en petróleo pesado.

El problema de Rubiales no es, como mencionaba El Tiempo hace casi 20 años exactos, el ambiental, sino por el contrario el económico. De la misma forma que el petróleo del Ártico, las arenas bituminosas de Canadá o el petróleo de roca porosa de Tejas o Dakota del Norte no se empezaron a explotar a gran escala hasta que no empezó el súper ciclo de las materias primas a principios de este siglo, Rubiales permaneció dormido hasta principios de este siglo. Esa es su peculiaridad, se trata de un petróleo de baja calidad, pesado y con bajo retorno energético (concepto al que volveremos en otro momento). Cabe recordar que el 3 de diciembre de 1998 el barril de petróleo toco suelo en 9,10 dólares por barril para multiplicarse por más de 14 en 10 años hasta llegar a rozar los 144 dolares por barril en Julio de 2008 (según la EIA). Justo después de eso cae hasta unos 40 dolares por barril para a partir de entonces promediar más de 100 dolares durante 3 años, justo hasta mediados del año pasado.

Es en esta coyuntura en la que se dispara la producción en Rubiales pasando de ser uno de los grandes campos con una producción de al rededor de 50 mil barriles diarios ha multiplicarse por 4 superando los 200.000 barriles diarios y a convertirse en el campo petrolero por excelencia en Colombia. El problema es que el petróleo negociado internacionalmente ha perdido ya más del 55% de su valor desde junio de 2014 y parece que sigue cayendo. Nadie sabe muy bien como va a afectar esto a la inversión que pueda mantener la producción de Colombia por encima de 1 millón de barriles, algo que ya es bastante más bajo de lo que esperaba el gobierno hace solo 2 años, cuando se calculaba extraer más de 1,2 millones de barriles diarios en 2015 como reconoce el documento Cadena del Petróleo 2013.

Los costes de producción de Rubiales

Es difícil estimar los costes de producción de un campo en particular, ni siquiera he encontrado datos fiables de los costos de producción de petroleo en Colombia (si alguien tiene costos de producción del petróleo colombiano por favor que me lo haga saber), pero aún así podemos hacer algunas averiguaciones que nos indiquen como puede afectar el precio a la inversión y por tanto a la producción del país.

Estos son los costes de producción del petróleo de diferentes tipos en diferentes lugares del mundo (según la IEA): Oil production cost curve

Según esta gráfica con los precios actuales, el único petróleo que es completamente rentable es el convencional y ni siquiera todo. Parte de este convencional tiene costes de producción cercanos a los 70 dolares por barril, a partir de ahí, las mejoras de producción con y sin inyección de CO2 y el petróleo del ártico están en el límite. Los petróleos extra pesados, los de aguas extra profundas y el de roca compacta, así como el kerógeno tienen costes de producción superiores a 50 dolares por barril. Es decir, difícilmente son rentable con un precio de comercialización inferior a los 60 dolares.  Es difícil situar a Colombia y a Rubiales en esta gráfica, pero podemos hacernos una idea aproximada.

Una gran parte de la producción de petróleo en Colombia es convencional, por ejemplo Caño Limón unos de los campos tradicionalmente más importantes lo es.  Sus costes de producción podrían ser tan bajos como 10 o 15 dolares por barril. Sin embargo como sabemos hay costos externos al mercado del petróleo como la guerra, que hace que estos no sean tan bajos. Pero en lo que respecta a la media de Colombia y a Rubiales en particular hay que considerar otras cosas. Me inclino a pensar que la gran mayoría de la producción de los Llanos Orientales (70% de la producción nacional) esta relacionada con la franja del orinoco y por lo tanto son petróleos pesados o extra pesados cuyos costes de producción habría que situar en la franja de 50 a 90 dolares por barril. Rubiales es un campo de petróleo pesado (tal vez no extra pesado) pero Chichimeme, un  campo que ahora mismo esta batiendo records de producción, es extrapesado, así que sus costes de producción pueden ser tan altos como 70 u 80 dolares por barril.

Si los precios siguen cayendo, es posible que la inversión empiece a bajar y por tanto difícilmente se pueda mantener, por no decir incrementar, la producción nacional. Cuando se publiquen los datos de producción de Rubiales de finales de 2014 podremos ver como empieza a afectar la bajada del precio a la inversión.

Peak Oil Colombia?

image

Esta es la producción de crudo de Colombia (azul) entre enero de 1997 y noviembre de 2014 y la evolución del precio en dolares del barril de Brent (rojo) en las mismas fechas.

Como se puede apreciar, a partir de 2007 la producción empieza a recuperarse despues de un primer peak en 1998, cuando el precio se derrumbó hasta por debajo de los 20 dolares el barril. En la segunda mitad de la década del 2000 en Colombia mandaba Uribe y la inversión despegaba gracias entre otras cosas al ignominioso proceso de desmovilización de las AUC. Entre principios de 2008 y finales de 2010 la producción simplemente se dispara pasando en esos dos años de unos 560 mil b/d a unos 800 mil. Las autoridades se emocionaron y cuando J. M. Santos llegó al poder en agosto de 2010 empezó a hablar de las 5 locomotoras que llevarían progreso al país. Obviamente la minería era una de ellas. El objetivo era llevar a Colombia a producir de media un millón de barriles diarios de petróleo.  Y lo consiguió. En enero de 2013 fue la primera vez que Colombia llegó a producir esa cifra, y desde entonces hasta noviembre de este año (2014) la media diaria de producción es practicamente un millón de barriles (con oscilaciones que van desde 930 mil hasta los 1,015 millones). El problema es que desde mediados de 2012 esa es la producción que hay. Ya no crece más.image

A partir de 2007 el crecimiento se acelera, pero al llegar a 2011 se hace errático, con grandes crecimientos y decrecimientos alternándose para llevar a una media de variación mensual cercana a cero. De esta forma la producción colombiana lleva casi exactamente dos años estancada en un millón de barriles, muy cerca de entrar en el grupo de países importantes a nivel global en la producción de petróleo. Muy cerca, pero no, porque las exportaciones son de unos 700.000 b/d, pero de eso ya hablaremos luego.

El contexto

Es posible que las condiciones de inversión y de seguridad con las presidencias de Uribe y Santos hayan mejorado, al menos eso es lo que se dice constantemente. Y eso parece reflejarse especialmente a partir de 2008-09, pero el factor que parece tener más influencia sobre la producción colombiana es el precio internacional. Para mediados de 2008 el precio internacional del petróleo (WTI o Brent, porque en Colombia se ha negociado y se negocia el petróleo con los dos) se disparó hasta los 147 dolares, para desplomarse en 2009 otra vez hasta los 40 y luego llevar una espiral alcista que lo mantuvo por encima de los 100 dolares por barril desde 2011 hasta junio-julio de 2014. La pregunta entonces es ¿porqué en un entorno interno de creciente seguridad que propiciaba la inversión nacional e internacional y en un entorno internacional de precios históricamente altos, la producción en Colombia se estanca?

Una posibilidad es que la demanda no siga el ritmo de la oferta, y eso podría explicar futuras caídas en la producción pues el precio se ha desplomado casi un 50% desde junio de este año hasta hoy. Pero hasta junio de 2014 la demanda y la oferta parecían estar en equilibrio, de ahí que los precios no empezaran a caer hasta la segunda mitad del año, por cierto sin un efecto todavía apreciable en la producción actual.

¿Hay alguna razón por la cual las empresas públicas como Ecopetrol y las privadas como Pacific Rubiales decidan deliberadamente mantener la producción estable durante ese periodo? ¿simplemente decidieron mantener la meta de un millón y no vender más petróleo a precios históricamente altos? ¿a lo mejor los problemas de seguridad o las limitaciones de la legislación medioambiental? Estas últimas dos pueden tener cierto impacto, pero para todas las demás todo parece indicar que Ecopetrol, Pacific y el estado en su conjunto están haciendo todo lo posible por mantener e incrementar la producción, pero no lo consiguen (Producción petrolera subiría 2% en 2014, Ecopetrol no cumplirá meta de producción este año, Para las petroleras, metas del gobierno no se cumplirán).

De hecho, la Asociación Colombiana del Petróleo tiene una visión muy particular del futuro del sector, que no tiene mucho que ver con la del gobierno y que asume la llegada del Peak Oil a Colombia para 2015 (el gobierno no la espera antes de 2018), con un declive más o menos atenuado por los nuevos descubrimientos, por el desarrollo del petróleo no convencional (léase fracking) y por la explotación Off shore. Incluso se prevé una recuperación de la producción a partir de 2022, pero nunca superando el pico actual, al menos no hasta 2025:Proyección de producción de petróleo

Según la ANC hay un par de problemas más graves que la guerrilla, los atentados o las limitaciones legislativas: el declive de los campos actualmente en producción, que pasará de un millón hasta 2015 a 500 mil en 2018 y cerca de 100 mil en 2025 y la ausencia de grandes descubrimientos.

Profundidad

Como hemos leído hasta la saciedad en todos los estudios sobre el pico del petróleo uno de los problemas más graves de la industria es que siempre se empiezan a explotar primero los mejores campos, los mejores pozos, los de más fácil extracción, de mayor calidad y mayor cantidad. En Colombia es muy fácil saber donde están esos pozos. La Asociación Nacional de Hidrocarburos elabora estadisticas detalladas por pozo, campo, departamento, empresa y además lo hace mensualmente y en excell desde 2013. Para datos anteriores hay que ir mes a mes copiando y pegando de un pdf desde la página del ministerio de minas y energía.

El resultado es que el Departamento del Meta es el responsable casi del 50% de la producción total de Colombia. Y dentro del Meta alrededor de 4/5 partes de la producción salen de solo 5 campos. Uno de ellos, Rubiales, ha llegado a ser el responsable de la producción del 20% del petroleo colombiano (unos 200.000 b/d). Digámoslo de otra manera: los primeros 200.000 b/d los produce un solo campo, Rubiales, los siguientes 200.000 b/d los producen 4 campos más (Castilla, Castilla Norte, Chichimene y Quifa), los aproximadamente 100.000 b/d que faltan para completar la producción del Meta los producen entre 65 pozos (ninguno de los cuales llega a producir siquiera 20.000 b/d).

El Meta y Rubiales

Y ¿cuál es el estado de el departamento y de este pozo en concreto en materia petrolífera? En este caso los datos solo llegan hasta julio de 2014 (no se muy bien porque), pero de todas formas son bastante malos. Entre enero de 2013 y julio de 2014 la producción del Meta pasó de 514.295 a 481.555, lo que representa una caída del 6,37% en año y medio y que se ha ido acelerando con la entrada de 2014. En el mismo periodo Rubiales ha caído un 14,5% y los 4 siguientes campos (Castilla, C. Norte, Quifa y Chichimene) un 5,73%. Los 65 campos restantes consiguen crecer un 10,66% pasando de 92 mil barriles a 102 mil.image(1)

Exceptuando a Quifa, todos los demás han tocado techo y ya decienden. Rubiales y Chichimene desde agosto de 2013. Castilla desde junio de 2011 y C. Norte desde febrero de 2013. Lo peor es que esto no es un caso aislado en el Meta:

Luego de hacer un análisis al reciente informe de reservas con corte al 2013, el gremio petrolero encontró que en el último año se acentuó la declinación anual de los campos existentes.

Con una historia petrolífera centenaria es en realidad bastante poco probable que aparezca otro campo como Rubiales, tal vez destrozando el amazonas y otras reservas naturales, tal vez con aguas profundas o fracking algo se podría hacer.

Así mismo, frente a pronósticos anteriores, el gremio ajustó algunas de sus proyecciones sobre los tamaños de los nuevos descubrimientos que se logren con la exploración de los próximos años, toda vez que en los últimos trece años más del 80 por ciento de los hallazgos han sido de campos pequeños.

Y, a partir de ahora ¿qué?

Desde julio de 2014 las cosas han cambiado mucho en el mundo del petróleo. Los precios han caído un 50% más o menos y eso afecta a las cuentas del estado y de las empresas. En colombia esto afecta a la balanza comercial. El petróleo es el principal producto de exportación. Y ya se ve como afecta a la cotización en bolsa de empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales. Para la industria la solución es una huida hacia adelante sin miramientos. Esto es lo que decía en una entrevista el Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo:

Este año vamos a perforar 110 pozos, cifra interesante, pero aún baja. Necesitamos 200 o 230 al año.

Eso es multiplicar por 10 la cantidad de pozos que se perforaban en años como el 2003 o 2004, de hecho no se llegó a los 100 pozos al año hasta 2010 y ya se quiere duplicar ese número, en un entorno de precios bajos eso suena difícil, ¿quién va a invertir cantidades crecientes si los retornos son decrecientes?. En general la entrevista no tiene desperdicio…

Pues a partir de ahora lo que viene es una carrera despiadada por extraer las últimas gotas de petróleo reduciendo los costes a cualquier precio (bajando impuestos, salarios, desregulando ambientalmente) y tratando de conseguir inversión para exploración más costosa, más contaminante y con menos retorno energético.

Bienvenidas al Peak Oil.