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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…

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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.

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.

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:

 

La larga cuesta abajo del petróleo en América

Accesible e interesante análisis de Demian Morassi sobre la energía en el continente americano.

Publicado originalmente en La Izquierda Diario [13 de enero de 2017] y republicado en Sur y Sur, Question Digital y Tiempo de crisis.

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América como continente bajó drásticamente su producción de petróleo en 2016. Magros beneficios de producciones no convencionales se suman al agotamiento natural de los pozos.

A veces nos olvidamos que el continente americano es uno. El Abya Yala, como proponen los pueblos originarios para nombrarlo, es casi ininteligible. Las diferencias culturales y asimetrías entre los dos países del norte y el resto del continente crean un muro simbólico más alto que el que Trump puede tener en la cabeza.

Sin embargo, podemos proyectarnos un fin de siglo XXI sin combustibles fósiles (y una segunda mitad de baja productividad y consumo) y darnos cuenta que las relaciones e intercambios que ahora son globales se podrán transformar a regionales muy rápidamente. Además, hay que tener en cuenta que las generaciones de norteamericanos de este siglo estarán tan influenciadas por la cultura latinoamericana como la nuestra lo está por los desarrollos tecnológicos y las formas de consumo diseñadas en Estados Unidos.

Este texto pretende acercarnos al principal recurso que tiene y utiliza nuestro continente, el que le da la principal fuente de energía y el que se requiere para mantener los intercambios con el otro lado de los océanos: el petróleo [1].

mix-energetico

Argentina fue uno de los países productores de Latinoamérica que más rápido llegó a su cenit de producción de petróleo, su máximo de 1998 fue el inicio de un declive que ni los altos precios ni la “reestatización” de YPF pudieron revertir. Venezuela la siguió en 1999, México en 2005 y, al no poderse nivelar con el desarrollo de los otros países, para 2006, hace ya diez años, teníamos el punto de inflexión petrolero en Latinoamérica. El consumo, sin embargo, seguiría creciendo hasta 2014.

Gráfico 2 Petróleo LtinoamEl caso de EEUU fue distinto, luego de ser por décadas el principal productor y consumidor del mundo de petróleo y, gracias a ello, convertirse en la superpotencia del Siglo XX, llegó en 1970 a su pico y desde ahí su dominio económico y militar le permitió irse abasteciendo de los países que por la fuerza o la necesidad pasaron a ser los grandes proveedores del imperio, en especial los países de Medio Oriente pero también el resto de nuestro continente (incluyendo Canadá).

La demanda de petróleo y el crecimiento económico global permitieron subir el precio del insumo más deseado durante la primer década del Siglo XXI y esto permitió una ola de inversiones en producciones no convencionales (léase más contaminantes y con mayor gasto energético). No convencionales por sus técnicas con el fracking estadounidense a la cabeza o las arenas bituminosas canadienses o por el tipo de yacimientos: el presal brasilero o los extrapesados del Orinoco. Por otro lado también se ganó en eficiencia para extraer más rápido el declinante crudo convencional.

El hecho es que en este siglo EEUU pegó un giro en su producción y volvió a los niveles de 1970 y hasta los superó.

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Producción de petróleo en EEUU en millones de Barriles diarios (B/d). Crudo remanente de descubrimientos anteriores (azul), explotación de petróleo en Alaska (rojo) y petróleo ligero extraído mediante el fracking (verde).

Esto dio esperanzas en otros países como Argentina o Venezuela de revertir sus declives, sin embargo no hay capacidad de poder pagar cualquier precio por el oro negro, la demanda industrial tiró nuevamente los precios a niveles no tan agradables para los productores y el futuro comenzó a verse más borroso. La caída de precios se convirtió en una caída de las inversiones: principalmente menos plataformas de perforación activas, quedándose solamente las de cuencas realmente rentables.

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Estos pozos donde se quedaron los productores se volvieron más eficientes y con esa eficiencia la velocidad de declive por pozo se está acelerando (para ilustrarlo ver el sitio ShaleProfile).

El tight oil o shale oil, el petróleo que se pudo sacar por medio del fracking, llegó a su máximo en EEUU en abril de 2015 y para septiembre de 2016 había perdido casi un millón de barriles diarios.

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Producción de petróleo de esquistos en B/d. Fuente: Peak Oil Barrel (13/12/2016)

a principal razón es que no ha sido rentable en la mayoría de cuencas y se sostuvo principalmente gracias a la especulación financiera, que genera por un lado una lluvia de inversiones y por otro enormes nubes negras de deuda. La otra razón es que al haber habido una oferta global mayor que la demanda los precios no pueden subir para volver a explorar y explotar nuevas zonas a la vez que pagar las deudas. Las compañías prefieren recomprarse las acciones para darse valor en la bolsa que invertir en el mediano o largo plazo, sin embargo una centena de empresas han entrado en bancarrota.

Este pico de producción de tight oil se convirtió en un nuevo pico de producción de petróleo en EEUU y, a estas alturas, el pico de producción de todo el continente americano.

produccion-de-petroleo-2015

El gráfico se ve impresionante pero esconde algo importante: en 1996 el continente consumía poco más de 25 millones de barriles diarios y para 2015 superó los 30 millones de B/d debido, en parte, al crecimiento económico en Latinoamérica.

consumo-petroleo-2015

El continente es sobre todo un importador de petróleo, EEUU tiene una dieta de casi 20 millones de barriles diarios (consume todo lo que produce, importa casi el total de excedentes de Canadá y México y, además, depende de los países de la OPEP). A su favor, muchos de nuestros países del sur les compramos sus productos refinados (incluido México) por lo que la cuestión es bastante compleja pero se genera una interdependencia difícil de romper.

El declive de la producción de EEUU puede ser poco pronunciado si el corte de producción de la OPEP da resultado y los precios suben, lo que incentivaría a los “frackers” a volver a taladrar, sin embargo esto tiraría los precios abajo y se cortaría la producción poco después. En el tira y afloje la OPEP aún es más fuerte.

Tenemos a Canadá y Brasil que están aumentando su producción pero este año no podrán balancear ni siquiera el gran declive de Venezuela, que se suma al de Colombia (que parece haber llegado al cenit en 2014), México y Argentina. En resumen:

Brasil +80.000
México -130.000
Venezuela -180.000
Colombia -120.000
Argentina -20.000
Canadá +20.000
EEUU -470.000

Total (sin Ecuador, Trinidad y Tobago y Bolivia, entre otros): -820.000 B/d

Por otro lado hay que comparar los niveles de consumo y las leves variaciones del mix energético de este año como base para sacar nuevas conclusiones. El efecto Trump (si es que lo tiene en términos energéticos) lo empezaremos a ver seguramente al correr el 2017. Lo cierto es que este presidente semi-independiente por derecha nos da también la pauta que en otra marejada puede venir unsemi-independiente por izquierda más amigable con Latinoamérica. Tener un panorama de la energía en el continente es indispensable para proyectar ideas, políticas y una visión continental que entre en debate con la aún vigente visión globalista.

Cualquier declive de producción complica la capacidad de consumo energético y esto tiene como correlato la caída de la actividad económica. El decrecimiento ya lo estamos viendo en algunos de nuestros países y esto dejará de ser lo excepcional para comenzar a ser la norma. Desde la izquierda aún está a la espera aceptarlo y hacerlo parte de los debates y planes de desarrollo con interesantes aristas ambientales y de poder comunitario. Para los trabajadores, el mal manejo de esta realidad puede traer aparejado en un extremo, un aumento de suicidios como en Canadá [3], o en otro que el Estado, al creer que esto se revertirá, mantenga los sueldos de trabajadores esperando que el precio suba mientras las empresas dejan de perforar o explorar como en la Patagonia. Por el lado de los consumidores, el mal manejo lo estamos viendo en México, el gobierno no pudo con su promesa de mantener el precio del combustible (que cada vez será más costoso y escaso) pero si no lo pagan los consumidores lo debe pagar la industria o ambos, Peña Nieto eligió y comenzó el “gasolinazo”.

[1] Gráficos 1, 6 y 7 elaboración propria a partir de datos del BP Statistical Review of World Energy 2016 Gráfico 2 extraído de ¿El pico de la energía en Latinoamérica? (Calzadilla, Hernández y Morassi, 2016). The Oil Crash. Gráfico 4: elaboración propia a partir de los datos de Baker Hughes. Rig Count Overview & Sumary Count

[2] Datos aproximados a partir de las siguientes fuentes: IEA Oil Market Report December 2016 y OPEC – MOMR December 2016

[3] Suicide rate in Canada’s Alberta up 30% amid oil industry layoffs. Fuente: RT (Russia Today).

Congelación de la producción?

Hace unos días el Ministro de Hidrocarburos de Ecuador dijo que iba a pasar por Colombia y México para impulsar una posición conjunta con respecto al acuerdo para congelar la producción de petróleo. La reunión esta planeada para el 8 de abril, mañana.

No debería preocuparse, en Colombia la producción de petróleo no solo está congelada desde hace unos 3 años, sino que ya se está reduciendo, no por una decisión política para aumentar los precios internacionales del petróleo sino por la simple falta de inversión que permita compensar el declive natural de los pozos maduros como Rubiales que produce más del 15% del total nacional.

De hecho en todo el año 2015 solo dos pozos nuevos produjeron petróleo, la exploración cayó casi un 78% y cuatro pozos tuvieron que ser cerrados (este año ya se han cerrado dos).  Y esto no ha hecho nada más que empezar, si el precio no remonta, y hay gente diciendo que el precio promedio del siguiente trimestre no será mucho más alto que el de este, la producción en Colombia caerá más rápidamente de lo que muchos esperan. Cuando salgan los datos oficiales de Enero, Febrero y Marzo tendremos una buena idea de hacia donde nos dirigimos.

Por su parte las empresas latinoamericanas, con Petrobras (Brasil) a la cabeza, están fuertemente endeudadas y tienen perdidas millonarias y en general toda la región apunta al declive de la producción. Ecopetrol no es una excepción y por eso sigue recortando cada vez más.

El caso de México, el otro país que el ministro ecuatoriano quiere visitar, es aún peor: la producción lleva en descenso más de 10 años!

La cuestión de fondo es que en realidad el problema de los precios bajos tiene dos causas:

  1. que la demanda es baja, entre otras cosas porque los trabajadores en todas partes tienen menos renta disponible y por lo tanto gastan menos de todo, energía también, como siempre repite Gail Tverberg, y
  2. porque la producción ha aumentado en los últimos 10 años, sí, pero solo en lugares muy concretos: Estados Unidos principalmente, y allá nadie habla de congelar la producción (aunque también esta bajando ya) – los otros lugares donde ha subido la producción son Irak, Canadá y Arabia Saudí.

Hasta pronto.

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

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

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

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

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

image (36)

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

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

image (37)

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

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

image (38)

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

image (39)

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

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

Actualización junio

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

image (18)

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

Detalles

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

Rubiales ya no es el mayor productor de petróleo en Colombia

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

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

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

image (23)

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

image (20)

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

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

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

image (22)

Veamos algunos de los datos más llamativos:

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

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

Y más problemas

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

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

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

Pacific se desprende del apellido Rubiales

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

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

Exploración y futuro

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

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

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

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

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

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

 

Peak Oil: el contexto global

Después de revisar la producción de Colombia en general y los principales campos de nuestro país más pormenorizadamente, datos que revisaremos cada vez que se actualicen, veamos que pasa en otros lugares. El Peak Oil no sería algo relevante si solo ocurriera en Colombia. Obviamente todo campo petrolero y por extrapolación todo recurso tiene una curva de explotación que crece, se estabiliza y luego decrece. A estas alturas del 2015 hay pocos países en el mundo que estén en la primera de esas fases, es decir, cuya producción aún crezca, aunque la multiplicación por 14 de los precios que ocurrió entre 1998 y 2008 y la estabilización por encima de 100 dólares por barril entre 2009 y 2014 haya sido crucial para incrementar la producción en algunos lugares. Bastantes más han pasado su pico de producción y están en una meseta ondulante, como Colombia, y muchos otros hace tiempo que pasaron por su máximo de extracción y exprimen las últimas gotas de ese recurso tan vital. Veamos aquí unos ejemplos para ver, en el contexto actual, la tendencia global y que nos espera en el futuro.

Países en los que la producción decrece sin remedio:

(Todas las gráficas vienen de: http://peakoilbarrel.com)

La producción de petróleo no decrece siempre por las mismas causas. El pico del petróleo es un fenómeno complejo y multicausal. En algunos países los problemas que impiden mantener el ritmo de extracción son socio-políticos, en otros son económicos y en otros simplemente geológicos o físicos (aunque en todos hay un poco de cada uno). Veamos algunos casos muy representativos de cada uno de estos tipos:

Irán o Libia son dos países cuya producción crecía hasta hace relativamente poco pero cuya extracción petrolera se encuentra en mínimos debido a situaciones socio-políticas ajenas a la geología del petróleo: las sanciones internacionales en el caso de Irán y la guerra civil en Libia.

IranLibya

En Venezuela tal vez el problema este más o menos relacionado con la economía, es decir la falta de inversión:

Venezuela

Aunque por supuesto en todas partes la falta de inversión es el primer signo del Peak Oil, si hubiera capacidad de inversión económica ilimitada tal vez algunos de estos países podrían extraer más petróleo durante un tiempo. Pero hay países con mucha capacidad de inversión cuya producción se ha seguido hundiendo incluso durante los años en los que el petróleo ha superado los 100 dolares por barril. No voy a ser exhaustivo en esta lista, solo pondré los casos más relevantes:

MexicoNorway

United Kingdom

Hay otros muchos como Egipto, Indonesia, Yemen, Dinamarca, Angola, Argelia, Argentina, Australia, Azerbaijan, Dinamarca, Malasia, Vietnam…  En todos estos el petróleo que energética y económicamente merece ser extraído esta simplemente a punto de agotarse.

Países que están en la meseta ondulante

Estos son países que no han conseguido aumentar su producción, pero que han conseguido que no decrezca, al menos hasta ahora:

IndiaColombiaChina

La OPEC entera se encuentra en esta situación:

OPEC C+C

Países que han conseguido aumentar la producción

Son básicamente 4 los países que son relevantes y que han conseguido que la producción global todavía no decrezca: Brasil, Canadá, Irak y Estados Unidos:

BrazilCanadaIraq

United States

Al final la producción mundial, a 31 de diciembre de 2014 es la siguiente:

WorldSi quitamos los países de Norte América: Estados Unidos, Canadá y México el resultado es alarmante:

World less North AmericaEsto quiere decir que en el momento en el que el petróleo de esquisto de Estados Unidos y las Tar Sands de Canadá dejen de crecer la producción mundial de petróleo empezará a declinar. Eso, con los recortes de inversiones tan altos que hay ahora mismo y con la perspectiva de que sigan creciendo, precisamente con mas intensidad allí donde el petróleo es más caro de extraer, en Estados Unidos y en Canadá, esta prácticamente asegurado.

—- Actualización

En Peak Oil Barrel han hecho un ejercicio parecido al mío pero mucho más exhaustivo: http://peakoilbarrel.com/peak-oil-right-now/#more-6148

Los clásicos

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

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

5 Campos más

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

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

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

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

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

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

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

Peak Oil Colombia?

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

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

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

El contexto

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

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

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

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

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

Profundidad

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

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

El Meta y Rubiales

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

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

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

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

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

Y, a partir de ahora ¿qué?

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

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

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

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

Bienvenidas al Peak Oil.