Tag Archives: petroleo

Resumen del año. Parte II

Hace unos días hice un breve resumen de lo básico que ha sucedido en este año en cuanto el pico del petróleo a nivel global. Hoy voy a hacer algo parecido pero a nivel nacional.

Ojo, a diferencia del resumen global, en este caso no voy a hablar tanto de estadísticas petroleras, porque esas ya están publicadas con las actualizaciones más recientes posibles, sino de cuestiones sociales, políticas o económicas que afectaron al mundo petrolero durante el año que se acaba ahora y que ayudan a entender en que punto estamos y que esperar en el próximo año.

DUQUE

En lo político el evento principal fue la elección de Duque. No hubo sorpresa.

Duque podría ser calificado de muchas formas, una de ellas, la que interesa en este blog, es la de extractivista. Esos políticos que mantienen y/o promueven una economía basada en la extracción de materias primas, petróleo, carbón, otros minerales… Otro extractivista fue Santos y saliendo de nuestras fronteras, Chávez en Venezuela o incluso Correa en Ecuador fueron presidentes extractivistas. También lo es Trump, por ejemplo, pero es un rol que sobrtodo ejecutan con maestria los presidentes de los países del tercer mundo. Ya saben, la división internacional del trabajo.

En fin, para lo que nos interesa ahora, podemos concluir que la elección de Duque le ha dado un nuevo impulso (en la misma dirección que ya tenían) a todas las industrias extractivas (y a todas las viejas oligarquías colombianas) y por extensión también a la petrolera.

Y eso enlaza muy bien con el segundo tema. El fracking.

FRACKING

La segunda noticia que nos interesa se refiere al fracking. Los trámites legales para permitir esta práctica en Colombia ya llevaban varios años adelantándose. Hasta el punto que  ya hay fracking en Colombia. Sin embargo, este año han habido varios movimientos muy interesantes que no han tenido desenlace y por lo tanto habrá que seguirlos de cerca por lo menos hasta el 2019.

El primero es que el gobierno de Duque, con la ministra de minas a la cabeza, formó el 7 de noviembre la comisión de expertos que aconsejará al gobierno para decidir si esta técnica finalmente se implementa en el país o no. Para algunas personas esto puede ser sorpresivo, Duque en su campaña fue categórico contra el fracking:

“Tenemos unos ecosistemas diversos y complejos, acuíferos subterráneos de enorme riqueza y unos riesgos de mayor sismicidad por los tipos de suelos que tenemos. Por eso he dicho que en Colombia no se hará fracking afectando algunos de sus elementos”

Incluso, para los despistados, podría haber pasado por ecologista:

Todas las actividades productivas deberán comprometerse, según les corresponda, con la protección del agua, la conservación de páramos, la reducción del impacto en el cambio climático, la calidad del aire y la gestión limpia de los suelos.

Pero todo eso fue durante la campaña y tan pronto llegó al gobierno nombró a esa ministra muy pro fracking, que lo convenció de las bondades de está técnica. Esa comisión se reunirá a partir de enero del próximo año.

El segundo movimiento relevante en lo relativo al fracking, es que el Consejo de Estado, suspendió todos los actos administrativos que regulaban los criterios para la exploración y explotación de yacimientos no convencionales.

El Consejo de Estado es el equivalente, en el ámbito contencioso-administrativo, del Tribunal Supremo en otros países. Entre otras atribuciones tiene la capacidad de suspender los decretos y otros actos del gobierno en determinados casos. En esta ocasión suspendió el Decreto 3004 del 26 de diciembre de 2013 y la Resolución 90341 del 27 de marzo de 2014, basándose en el principio de precaución hasta que haya evidencia científica suficiente de que los riesgos del fracking pueden ser razonablemente controlados.

Por último, en agosto, se radicó una propuesta de ley para prohibir el fracking. Esta propuesta, promovida por Alianza Colombia Libre de Fracking y apoyada por multitud de partidos se iba a votar el 5 de diciembre, pero las bancadas de Cambio Radical, Partido Conservador, Centro Democrático y La U votaron para aplazar esa votación hasta, al menos, marzo del otro año. Veremos en que queda… La pelea por el fracking está en un momento intenso. Eso sí, desde aquí tenemos claro que lo que queremos es que #SenadoProhibaElFraking

LAS CONSULTAS

La tercera cuestión de alcance a nivel nacional es el estado de las consultas populares.

Las consultas populares son un mecanismo de participación regulado desde 1994, justo la época en que la conflictividad asociada a la explotación minera estaba ganando terreno. En los últimos dos años este mecanismo de participación ha tomado gran relevancia y los medios de comunicación se han hecho eco de esta práctica. Seguro que se acuerdan de algun caso.

Desde 2013 nueve municipios han utilizado el mecanismo de las consultas populares (algunas no han seguido todos los preceptos legales y por eso tienen más carácter simbólico que legal) para prohibir o limitar la minería (incluida la exploración y explotación de petróleo) en sus territorios. Algunos casos, por si los quieren revisar son: Piedras y Tauramena, San Lorenzo en Nariño y Fusagasugá en Cundinamarca. Otras como la de Córdoba (Quindio) no se han podido realizar porque la plata para hacerlas nunca llegó. Muchas más están intentando sacarlas adelante.

Todas estas consultas las ha estado ganando el NO a la minería por goleada, siempre con más del 90% de los votos. La cosa en 2017 fue tan bien para las comunidades que todo el modelo económico extractivista del  que hablabamos antes se empezaba a tambalear y tanto la industria como el gobierno empezaron a mover ficha.

El punto de inflexión, cuando la iniciativa pasó de las comunidades a la industria y el estado fue una tutela presentada por una multinacional petrolera, Mansarovar Energy. La Corte Constitucional falló a favor de ésta empresa y todo se empezó a complicar.

El argumento básico es que las comunidades no pueden decidir sobre la minería porque el Estado es el dueño del subsuelo. Y por lo tanto el interes de una comunidad local no puede imponerse sobre el supuesto interés nacional (que más bien sería el interés multinacional ¿no?).

Esto fue en octubre de este año, a partir de aquí las consultas están en veremos, pero la cosa solo tiene pinta de empeorar. En 2019 veremos como se desarrollan los acontecimientos.

Bueno, estos son, para mí, los temas calientes que pasaron en 2018 y que van a tener mucha influencia en lo que pase en el tema energético el próximo año. Sigan pendientes.

 

 

Advertisements

Resumen del año. Parte I

Este año se está despidiendo por la puerta grande en todo lo que tiene que ver con el petróleo a nivel nacional y también a nivel global.

En este post quiero revisar las cosas que más relevancia tuvieron en estos 12 meses fuera de Colombia (en un futuro post revisaré las cuestiones nacionales) para que cualquiera se puede hacer una idea de cómo está la cuestión. Ya les adelanto que está regular.

El fenómeno del pico del petróleo demuestra toda su importancia cuando se mira a nivel global. El panorama nacional es interesante para mí por cuestiones obvias, pero Colombia no es un actor importante en este campo y el pico en un país no tiene porque tener mucha influencia en lo que pasa en el resto del mundo.

PRODUCCION

Veamos entonces para empezar como está la producción global de petróleo hasta 2018. Obviamente no tenemos datos finales de este año, así que haremos el resumen con los últimos datos posibles, la mayoría son de la primera mitad del año. Como ésta es la primera vez que hago este tipo de resumen anual, voy a incluir tendencias más largas para contextualizar mejor la información:

Fuente: peakoilbarrel.com

La producción de petróleo crudo ha retomado las subidas a nivel global, de forma que hasta mediados de 2018 la producción se situaba cerca de los 82 millones de barriles diarios.

La producción sigue subiendo, pero la mayoría de los aumentos significativos se concentran en pocos lugares:

De hecho, si miramos los cambios en la producción desde 2005 vemos qué países reducen su producción y cuales la aumentan:

Estados Unidos, Irak, Canadá y Rusia son los principales soportes de este crecimiento. Ahí está también Colombia cuya producción ha subido un poco con respecto a la de 2005, aunque como ustedes ya saben ha ido bajando desde 2013.

Entonces se extrae cada vez más petróleo y la producción crece. No hemos llegado al pico del petróleo global, aunque en muchos países, incluido Colombia (y México y Venezuela y Argentína… tres de los más importantes de la región) ya pasó hace años.

Todo bien entonces ¿no?

DESCUBRIMIENTOS

Bueno pues regular, porque se extrae petróleo a más velocidad que nunca, pero no se descubre igual de rápido:

En la primera mitad de 2018 se ha descubierto más petróleo, en proporción, que en 2017 y 2016, pero es que esos años han sido malisismos en cuanto a descubrimientos (y ojo que esta gráfica incluye el gas en rojo). 2014 y 2015 no fueron tan malos ¿no?

Bueno… depende de con que los compare uno, en realidad están entre los peores años de la historia petrolera global…

La tendencia es terrible. La inmensa mayoría del petróleo del que disponemos se descubrió entre los años 40’s y 60’s, (¡hace más de medio siglo!) desde entonces los descubrimientos son cada vez menores. Mezclen producción alta y descubrimientos bajos y el resultado es, seguramente, escasez en el futuro.

Fuente: https://www.iea.org/weo218/

Esto es lo que dice la IEA (la Agencia Internacional de la Energía). Hasta 34 millones de barriles al día habría que producir para rellenar el declive observado de los campos actualmente en producción más el aumento de la demanda. Eso es más que lo que producen los tres pincipales productores del mundo juntos, Rusia, USA y Arabia Saudita.

PRECIOS

Durante todo este año los precios parecía que iban a seguir subiendo.

Fuente: oil-price.net

Hasta que llegó octubre y todas las ganancia del año se perdieron. De hecho es la caída más fuerte desde 2015, cuando los precios tocaron fondo por debajo de los US$40 en el caso del Brent (de referencia en Colombia).

Ahora mismo, mientras escribo, el Brent está tambaleándose debajo de los US$60

Fuente: oilprice.com

Y esto después de un acuerdo de la OPEP+ (OPEP más otros 14 países, incluído Rusia) para recortar la producción en 1,2 millones de barriles diarios:

La cotización del crudo se ha disparado tras conocerse las primeras informaciones sobre un acuerdo del cártel de países exportadores de petróleo, la OPEP, con Rusia y otros países productores que no pertenecen a la organización. Con esta medida, la oferta se reducirá a partir de enero en unos 1,2 millones de barriles diarios

Esta noticia es de hace 3 días y los precios vuelven a estar en el mismo nivel que antes del acuerdo…

¿Qué es lo que está pasando? Pues el crecimiento económico se reduce, la deuda aumenta, los bancos centrales dejan de comprar activos… Pues un poco de todo eso y seguramente mucho más… Sigan pendientes…

Actualización por campos hasta agosto

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

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

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

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

x

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

Ahora sí, veamos la producción por campos hasta agosto:

LOS 14 MÁS IMPORTANTES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ARAUCA

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

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

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

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

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

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

BARRANCABERMEJA

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

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

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

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

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

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

LOS NUEVOS

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

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

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

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

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

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

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

Hagan sus apuestas y sigan pendientes.

Actualización por campos

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

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

Los 14 más grandes

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

Graf. 1. Producción nacional por campos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Arauca

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

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

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

Graf. 9. Producción en Caño Rondón y Chipirón.

 

Barrancabermeja

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

Graf. 10. Producción en La Cira e Infantas

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

Graf. 11. Producción sumada de los campos de Barrancabermeja

Nuevos campos

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

Graf. 12. Producción de nuevos campos relevantes.

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

Graf. 13. Producción sumada de nuevos campos relevantes.

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

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

Actualización 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.

image (3)

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:

image (4)

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:

GDS-n13-10062016

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.

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.

image (24)
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]