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Acualizacion nacional diciembre de 2018

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

Sigan pendientes.

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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.

 

 

Actualización por campos hasta agosto

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

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

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

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

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

Ahora sí, veamos la producción por campos hasta agosto:

LOS 14 MÁS IMPORTANTES

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ARAUCA

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

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

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

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

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

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

BARRANCABERMEJA

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

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

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

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

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

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

LOS NUEVOS

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

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

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

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

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

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

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

Hagan sus apuestas y sigan pendientes.

Actualización Septiembre 2018

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

PETRÓLEO

Las cosas en general estaba así en septiembre:

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

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

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

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

GAS

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

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

TALADROS

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

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

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

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

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

Actualización por campos

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

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

Los 14 más grandes

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

Graf. 1. Producción nacional por campos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Arauca

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

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

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

Graf. 9. Producción en Caño Rondón y Chipirón.

 

Barrancabermeja

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

Graf. 10. Producción en La Cira e Infantas

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

Graf. 11. Producción sumada de los campos de Barrancabermeja

Nuevos campos

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

Graf. 12. Producción de nuevos campos relevantes.

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

Graf. 13. Producción sumada de nuevos campos relevantes.

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

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

Actualización Nacional Petroleo y Gas

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

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

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

Gráfico 1: Descubrimientos de petróleo desde 1947. Fuente Bloomberg

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

Gráfico 2: Descubrimientos convencionales globales. Fuente Rystad Energy

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

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

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

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

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

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

En Colombia las cosas siguen la tendencia global.

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

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

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

*

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Gráfico 7. Producción de gas en Colombia desde 2013

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

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

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

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

BP Statistical Review 2017 I: Colombia

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

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

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

Antes de continuar solo dos aclaraciones.

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

Contexto latinoaméricano

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

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

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

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

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

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

Consumo total en Colombia: medio pico

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

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

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

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

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

Gráfica 6. Consumo de energía primaria en Colombia

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

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

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

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

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

Producción total: ¿tres picos?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

El petróleo

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

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

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

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

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

El Gas

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

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

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

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

 

El Carbón

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

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

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

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

Relación producción consumo total

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

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

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

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

Conclusiones

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

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

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

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

 

Actualización nacional de marzo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Hasta entonces.

Actualización nacional febrero

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

En segundo lugar hay que poner atención al precio:

Es la primera bajada de precio desde hace 7 meses.

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

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

Actualización de datos nacionales

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

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

Produccion y precio

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

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

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

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

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

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

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

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

¿A que se deben estas fluctuaciones?

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

Permanezcan atentxs!

Noticias petroleras de enero

Sí, nos saltamos las de diciembre. Justo ahora se acaba enero, el mes en el que la industria tiró las campanas al vuelo gracias a que el precio del brent tocaba intermitentemente los 70 dolares, y empieza febrero con caídas de hasta el 10% en una semana y el precio ya por debajo de los 65 dolares el barril. Interesante coyuntura, cuando todo el mundo pensaba que la fiesta, otra vez, no iba a acabar nunca.

Por otra parte rescato, dos conversaciones interesantes sobre el petróleo que han tenido lugar entre diciembre de 2017 y enero de 2018. La primera empezó en diciembre del año pasado y continuó en enero y fue entre Brigitte Baptiste y Eduardo Gudynas acerca de los impactos del petróleo colombiano y la segunda sobre el rol que debe o puede cumplir el petróleo en el futuro de Colombia entre José Antonio Ocampo y Rodrigo Villamizar, ambas en enero. Les adelanto que ninguna de las dos conversaciones tiene desperdicio aunque por muy diferentes razones y que son una buena muestra de las posiciones más importantes que se manejan hoy en día. Si quieren comentarlas, queridxs lectorxs, ahí abajo pueden dejar comentarios. Aquí vamos:

elpais.com.co 1/01: Regresó el optimismo al sector petrolero con nuevos precios del crudo

La Opep, aliada con diez de sus antiguos rivales, ha logrado en 2017 ver la “luz al final del túnel”, con una recuperación del precio del petróleo por encima de los US$60 por barril, más del doble que en enero de 2016.
Desaparecido “por mucho tiempo”, el “optimismo” ha retornado al mercado mundial de crudo”, afirmó el secretario general de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), Mohamed Barkindo.

 

americaeconomia.com 12/01:Atentados contra infraestructura petrolera en Colombia perjudican fiesta por mejor precio del crudo

Las acciones contra la infraestructura petrolera llegan en uno de los mejores momentos de la cotización del petróleo en los mercados internacionales, lo que se traduce en un mejor desempeño de Ecopetrol y sus acciones.

eltiempo.com 13/01:La ola de bondades que traería el petróleo a US$ 70

Más regalías, más impuestos de petroleras y dividendos de Ecopetrol.

elpais.com.co 14/01:El alza del petróleo le da una mano a Colombia, ¿se mantendrá?

Lo que está pasando con el precio del petróleo desde que comenzó este nuevo año tiene contento al Gobierno Nacional, en especial porque el alza que viene mostrando le podrá dar un giro a las finanzas públicas.

eltiempo.com 17/01: “El petróleo no es el futuro

Las exportaciones no petroleras ni mineras deberán ser política de Estado para el próximo gobierno.

elcolombiano.com 18/01:PETRÓLEO, A GESTIONAR EL ALZA

Aunque el acelerado incremento de la cotización internacional del petróleo parece ser un fenómeno coyuntural, tiene diversos efectos en la economía colombiana. Se debe evitar repetir la calamitosa experiencia del pasado auge.

portafolio.co 28/01:El petróleo sí es el futuro

Las exportaciones petroleras y mineras deberán ser la política ‘pivote’ del próximo gobierno.

crudotransparente 17/12/17: “Verdades y mitos de la industria petrolera (video-entrevista)* Esta noticia es de diciembre, la pongo aquí porque la siguiente es una respuesta a esta entrevista que ha tenido tanta difusión

Entrevista completa sobre hidrocarburos con la directora del Instituto de Investigación de Recursos Biológicos Alexander von Humboldt. Los temas: consulta popular, desabastecimiento petrolero en Colombia, impacto ambiental, cooperación institucional y fracking.

palabrasalmargen.com 31/01:Los nudos del petróleo en Colombia: ambiente y ciencia, política y democracia

En los últimos meses han recrudecido en Colombia los debates sobre el papel de las consultas locales frente a los extractivismos, el papel de los científicos y los modos de construir políticas ambientales. En ese contexto cobraron notoriedad dichos tales como “el petróleo tiene poco o cero impacto ambiental” a cargo de Brigitte Baptiste, la directora del Instituto de Investigación de Recursos Biológicos Alexander von Humboldt.

Noticias petroleras de agosto

Aquí van las noticias de agosto. Como ya vimos el mes pasado todo gira en torno a tres ejes: las consultas, la caída de las reservas y las no convencionales. La presión sobre el estado y las comunidades continúa y las respuestas de las comunidades también. La lucha será larga y las multinacionales tienen las de ganar aunque solo sea por la pura inercia.

dinero.com 4/08: ¿Por qué no hacer fracking si tenemos los recursos?”: Campetrol

El presidente de Campetrol, Germán Espinosa, señaló que el país se le debe medir a la extracción no convencional de crudos para garantizar el autoabastecimiento y las exportaciones petroleras. Eso sí, con el compromiso de una actividad sostenible.

elcolombiano.com 4/08: “IMPULSAR LA ACTIVIDAD PETROLERA

La crisis del petróleo ha afectado la producción del crudo en Colombia. En 2017 se ha producido menos. Para asegurar la autosuficiencia, el Gobierno debe crear las condiciones para promover el desarrollo del sector.

eltiempo.com 4/08:Producción de 69.000 barriles de petróleo por día, en riesgo

Esta es una de las consecuencias de la toma violenta el viernes del campo Chichimene, de Ecopetrol.

palabrasalmargen.com 15/08:¿Es posible pensar el problema minero–energético como un problema político? Algunas reflexiones sobre las consultas populares y los paros mineros

El conflicto por la relación bienestar y democracia entra en una visión de la gestión del conflicto que se basa en su urgencia. La urgencia pone en discusión la legitimidad de las acciones contra la minería.

eltiempo.com 18/08:Producción de petróleo no subía desde 2015

Se presentó un repunte en relación con julio del año pasado.

 

eltiempo.com 24/08: “Dan vía libre ambiental a yacimientos en los que se hará ‘fraking’

Ministerio de Ambiente dio el visto bueno a las condiciones para este tipo de hidrocarburos.

caracol.com.co 26/08: Promueven la Alianza Libre de Fracking para explotar petróleo en Colombia

La iniciativa surge como iniciativa del movimiento social ante la amenaza que significa esta técnica para el agua, la vida y el territorio.

dinero.com 31/07: Colombia lista para implementar el offshore

En los próximos días el Ministerio de Ambiente expedirá una norma que permitirá iniciar la explotación offshore en el país. En contraste, la regulación para darle vía libre al fracking tardará mucho más.

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

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

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

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

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

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

Antes de empezar solo falta mencionar dos cosas:

  1. Todos los datos están en Millones de Toneladas Equivalentes de petróleo (MTEP) una medida que permite comparar todos los tipos de energía en los mismos términos.
  2.  BP ofrece datos brutos de producción, no datos netos. Es decir no tienen en cuenta la energía invertida para extraer la energía. La energía neta es la más importante porque es la que realmente llega a la sociedad y permite hacer cosas.

Ahora sí, vamos al análisis.

La situación general

Consumo: ¿el nuevo pico?

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

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

El reparto por fuentes el año pasado fue:

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

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

La evolución histórica de estas proporciones es la siguiente:

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

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

Producción: dos picos y medio

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

Gráfico 7. Producción por fuente energética. Solo energías fósiles

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

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

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

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

Petróleo

Producción y Consumo de Petróleo Colombia 1965-2016
Gráfico 9. A la izquierda en miles de barriles diarios la producción (azul) y el consumo (rojo) de petróleo de Colombia. Se pueden identificar hasta tres picos de producción. El primero en 1970, el segundo en 1999, que fue el del crudo liviano y el tercero y tal vez definitivo en 2013-2015, una vez que incluso los campos de crudo pesado están llegado a su máximo extractivo. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo.

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

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

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

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

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

Gráfico 10. La línea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importación). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del petroleo producido (es decir, exportación).

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

Gas

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

Producción y Consumo de Gas en Colombia
Gráfico 11. En rojo el consumo de gas y en azul la producción. Se puede observar como la producción seguía una curva de crecimiento más o menos lineal para acelerarse a partir de 2007 lo cual probablemente haya acelerado su caída desde 2013. Datos en Millones de Toneladas Equivalentes de Petróleo

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

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

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

Gráfico 12. La línea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del gas producido (exportaciones).

Carbón

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

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

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

Relación producción y consumo de carbón en Colombia
Gráfico 14. La linea azul representa la relación entre el consumo y la producción. Cualquier punto por encima de 100% implica más consumo que producción (importaciones). Cuanto más baja la línea azul significa menor porcentaje consumido del carbón producido (exportaciones).

 

Otros posts del BP Statistical Review:

 

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

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

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

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

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

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

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

El recobro y el recobro mejorado

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

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

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

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

Límites del recobro

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

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

Los últimos años

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

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

Sumando los dos las cosas quedan así:

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

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

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

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

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

Nos vemos pronto.

(Por fin la) Actualización de Diciembre

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

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

*

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Producción por campos, municipios y departamentos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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