domingo, 25 de octubre de 2020
Economía/ Creado el: 2020-06-27 01:12 - Última actualización: 2020-06-27 01:13

El impacto de la COVID-19 en el sector petrolero colombiano y mundial

En un completo informe sobre afectaciones por coronavirus en el sector O&G, el presidente ejecutivo de Campetrol, Germán Espinoza, reveló que la producción promedio de petróleo en el país, con corte a abril, fue de 829.000 barriles diarios, un 10,6 % inferior al mismo corte de 2019. El gremio indicó que entre enero y abril los ingresos por exportaciones petroleras se desplomaron un 80 %, y en el primer trimestre la IED petrolera se contrajo un 29 %. El PIB de la extracción de petróleo crudo y gas natural y actividades de apoyo registró una contracción anual de 0,8 %. PRIMERA ENTREGA.

Escrito por: Redacción Diario del Huila | junio 27 de 2020

Fausto Manrique

Una menor producción, menos taladros activos, caída en el consumo de combustible y disminución en la carga total a refinerías hacen parte del primer balance que realizó el gremio de los prestadores de bienes y servicios petroleros en su más reciente informe de los impactos iniciales de la COVID-19 en el sector. Sin embargo, están listos para retomar actividades.

Así se desprende del estudio intitulado “Dimensión energética, balance petrolero: impactos iniciales de la covid-19” en donde se encuentra que “la turbulencia de los últimos meses no tiene punto de comparación. Los años 2018 y 2019 fueron muy positivos para la industria de O&G en Colombia. El 2020 iniciaba con las mejores perspectivas, sin embargo, la aparición de la COVID-19 y el choque de los precios generaron un impacto que probablemente será mucho mayor que la crisis de 2014”.

El presidente ejecutivo de Campetrol, Germán Espinoza, sostuvo que “esto llevó a que la referencia Brent tocará piso el 21 de abril, hasta los 17,5 USD/Bl. Todo esto, en un contexto de aumento en la producción de petróleo a nivel mundial, marcando así un exceso de oferta nunca visto”.

Producción de crudo

Realidad del sector en el país

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol) reveló que durante este tiempo de pandemia la industria petrolera en el país se ha visto fuertemente afectada. La producción promedio de petróleo con corte a abril fue de 829 KBOPD (thousand barrels of oil per day, miles de barriles de petróleo por día), un 10,6 % inferior al mismo corte de 2019.

“El conteo de taladros ha sido otra variable que se ha visto impactada, pues pasó de 143 equipos en diciembre de 2019 a 42 en abril de 2020, un 70 % de contracción en cuatro meses. Así mismo, entre enero y abril el consumo de combustibles disminuyó un 50 % y la carga total a refinerías cayó un 1,1 %”, añadió el presidente ejecutivo del gremio.

El alto ejecutivo dijo que estas consecuencias son significativas, sobre todo para una economía que depende tanto del sector O&G (Oil & Gas). El producto interno bruto (PIB) de la extracción de petróleo crudo y gas natural y actividades de apoyo registró una contracción anual de 0,8 %, rompiendo la tendencia de dos años de crecimiento continuo.

Reservas de petróleo 

“Entre enero y abril los ingresos por exportaciones petroleras se desplomaron un 80 %, y en el primer trimestre la IED (inversión extranjera directa) petrolera se contrajo un 29 %”, anotó Espinoza, agregó que, pese a que el 94 % de las compañías de Bienes y Servicios Petroleros consideran que su desempeño económico en este trimestre fue peor que el cierre de 2019, el 100 % está preparada para retomar actividades y seguir así trabajando por el desarrollo del país. “Somos un sector muy resiliente”.

Menor producción de crudo

El informe publicado por Campetrol indica que, durante el primer trimestre de 2020, la producción promedio de petróleo en Colombia se ubicó en 873 KBOPD, lo cual representa una disminución de 2,1 % con respecto a los 892 KBOPD producidos en promedio durante el mismo periodo de 2019. “La caída en producción se dio en gran medida por causa de la conflictividad social y la disminución de la actividad por causa de la COVID-19”.

El campo con mayor producción de petróleo fue Castilla con 113,6 miles de barriles de crudo diario, seguido de Rubiales y Chichimene, con 112,7 y 70,5 KBOPD, respectivamente. Estos campos se encuentran ubicados en Meta y se caracterizan por ser crudos pesados con alta producción de agua.

El dato oficial de producción de petróleo para abril alcanzó los 796.000 barriles de crudo por día, una caída de 10,6 % (95 KBOPD) en relación con los 891.000 barriles que se produjeron en el mismo mes de 2019. Así mismo, la producción de abril, respecto a la de marzo de 2020 donde el país extrajo 857 KBOPD, disminuyó un 7,1 % (61.000 barriles diarios). Este resultado de disminución en abril estuvo enmarcado en el cierre de pozos en campos localizados en municipios como Castilla La Nueva, Puerto Gaitán y Acacías, así como algunos del Casanare.

Recientemente, el Ministerio de Minas y Energía reveló que la producción de crudo en mayo fue de 732.120 barriles en promedio por día. Campetrol había estimado que este indicador podría estar en un rango alrededor de los 730 – 750 KBOPD.

“Este valor implicaría una reducción de entre 18,4 % y 16,1 % frente a los 894 KBOPD en mayo de 2019. De ser así, estos serían los menores niveles de producción en el país desde noviembre de 2009, mes en el que la industria se encontraba en plena recuperación de la crisis de las subprime de 2008”, expresa el documento.

Reservas gas

Más reservas de petróleo y gas

En abril, el Ministerio de Minas anunció que las reservas probadas de petróleo en Colombia se ubicaron en 2036 millones de barriles (MMBO), lo que representa un aumento de 4 % frente a los 1958 MMBO reportados para 2018. Es el cuarto año consecutivo que en el país se aumentan las reservas de crudo desde 2016, llegando en 2019 a tener una tasa de reemplazo de reservas de 124 %, indicando que por cada barril consumido se incorporaron 1,24 nuevos barriles.

La Cámara de Bienes y Servicios Petroleros sostuvo que, de los 401 MMBO incorporados, 6 MMBO correspondieron a nuevos descubrimientos y 395 MMBO fueron principalmente revisiones técnicas y ajustes por la implementación de proyectos de recobro mejorado junto a la optimización de la producción en campos de crudo pesado como Akacías, Quifa Suroeste, Rubiales, Caño Sur Este, Chichimene y Moriche.

Por otra parte, las reservas de gas en 2019 fueron de 3149 giga pies cúbicos (GPC), por lo que, hubo una disminución de 16,7 % en relación con los 3782 GPC de 2018. “Esta es una situación particularmente preocupante, debido a que es el séptimo año consecutivo con disminución en reservas de gas desde 2013. En estos últimos siete años se ha consumido sin reponer alrededor del 45 % del total de reservas que se tenían en 2012, cuando obtuvimos una cifra de 5727 GPC”, sostuvo Campetrol.

La incorporación de reservas de gas natural fue de 45 GPC, los cuales fueron en su mayoría por concepto de revisiones técnicas y reclasificaciones, y entre los que no hubo adiciones de nuevas reservas. En este caso, la tasa de reposición es de 12 %, por lo que, por cada pie cúbico de gas consumido, solo pudimos reponer 0,12 pies cúbicos.

Actividad taladros

Actividad de taladros, a la baja

En el informe de los impactos iniciales de la COVID-19, el gremio indicó que durante el primer trimestre de 2020 se registró un promedio de 119 taladros activos en Colombia, inferior al promedio del mismo periodo de 2019 de 137 equipos. Lo anterior se explica por los menores niveles en la cotización Brent que generaron recortes en los planes de inversión de las empresas E&P (exploración y producción), disminuyendo la contratación de equipos de perforación y workover.

“Lo anterior se vio profundizado por las limitaciones en la operación y en la movilidad de personal, debido a las medidas nacionales de contención a la propagación de la COVID-19. Bajo estas condiciones, el conteo de taladros llegó a un mínimo de 39 meses en abril de 2020 con un registro de 42 equipos activos”, manifestó.

En Campetrol realizaron una estimación por escenarios, bajo los cuales se observaría una nueva tendencia de recuperación a partir de agosto. Lo anterior, gracias a los mejores precios del Brent y la aplicación del protocolo de bioseguridad frente al COVID-19, que permitirían a la industria retomar las operaciones entre agosto y septiembre.

“Para que esta reactivación se lleve a cabo en toda la cadena del sector petrolero colombiano, es necesario el liderazgo del Gobierno Nacional, encabezado por el Ministerio de Minas y Energía y apoyado por la ANH, en búsqueda de unas mejores condiciones económicas, fiscales, jurídicas y de seguridad, para la industria petrolera”, afirmó el gremio en la investigación.

Actividad exploratoria

Contracción en la exploración petrolera

La Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros explicó que durante el primer trimestre de 2020 se adquirió un acumulado de 161 kilómetros (km) de sísmica, los cuales representan una disminución de 3,6 % con respecto a los 167 km adquiridos durante el primer trimestre de 2019. El total procesado correspondió a la finalización en enero del programa Arjona 2D (246 km), ubicado entre Cesar y Magdalena.

Sin embargo, en los meses de febrero, marzo, abril y mayo no se reportó actividad a causa de la COVID-19. Se espera que en próximos meses se dé la continuación de la adquisición sísmica con el programa Las Mercedes 2D, en Norte de Santander. El contrato para este programa es de 137 km de sísmica 2D, del que se lleva ejecutado un 16,8 %, iniciando desde diciembre de 2019.

Por otra parte, “en el primer trimestre del año fueron perforados un acumulado de siete pozos exploratorios, lo que representa una caída de 36,4 % frente a los 11 pozos perforados durante el mismo periodo en 2019. Del total de pozos exploratorios perforados, el 43 % correspondió al Tolima, en los contratos Boquerón y Tolima, seguido del Meta, con 29 % de los pozos en los bloques CPO-9 y CPO-11, finalizando con Putumayo y Magdalena, cada uno con un pozo en los contratos PUT y Guama, respectivamente”, agregó.

Finalmente, Campetrol estima que, para final de 2020, bajo los escenarios Muy Crítico (25 USD/Bl), Crítico (35 USD/Bl) y Moderado (43 USD/Bl), se pueden encontrar en niveles de perforación de 9, 13 y 18 pozos, y de 1990, 2282 y 2575 km de sísmica adquiridos.

Consumo de combustible, a la mitad

Entre marzo y abril de 2020, el consumo de combustibles disminuyó aproximadamente 50 %. En este sentido, el combustible que más variación en su consumo ha presentado es el Jet, con una disminución de 85 %, debido al congelamiento de los vuelos comerciales en todo el territorio. A este le siguen las gasolinas, que han descendido alrededor de 58 % en consumo, seguidas por el diésel, cuyo consumo se ha visto afectado en una disminución de 36 %.

“Se espera que para el segundo trimestre del año el consumo de estos combustibles se ubique en 113 KBOPD (miles de barriles por día), lo que representaría una disminución de 56 % frente a los 258 KBOPD que se consumieron en promedio durante el primer trimestre de 2020. Sin embargo, se observa una tendencia clara de recuperación durante este periodo, indicando que, probablemente entre el tercer y cuarto trimestre nos encontremos cerca a los niveles obtenidos antes de la cuarentena”, pronosticó el gremio.

Como consecuencia de lo anterior, el segmento de la refinación estuvo muy afectado por la situación durante el primer trimestre del año, principalmente en el mes de marzo. En términos generales, la carga total a las refinerías fue de 345,4 KBOPD en el primer trimestre, lo cual representó una caída de 1,1 % frente a los 349 KBOPD cargados durante el mismo periodo de 2019.

Ecopetrol, como dueño de ambas refinerías, proyecta una lenta recuperación de la demanda de combustibles en el país. Bajo este escenario, espera que durante el segundo trimestre de 2020 la carga se mantenga en promedio entre 215 y 240 KBOPD, por lo que, esperan una disminución de entre 30 % y 38 %, con respecto a los valores obtenidos en este primer trimestre del año.

 Producción y demanda de gas natural

Durante el primer trimestre del año, la producción comercial de gas natural se ubicó en 1139 millones de pies cúbicos por día (MPCD), un resultado 7,7 % superior a lo registrado en el mismo periodo en 2019, cuando el promedio fue de 1058 MPCD. Este periodo finalizó con los 1157 MPCD producidos en marzo, el mayor volumen de gas comercializado en los últimos dos años.

En este periodo, el departamento con mayor producción fue Casanare con más del 70 % de la cantidad de gas fiscalizada y 55 % de la producción enviada a gasoductos. Adicionalmente, durante este trimestre, Sucre se ubicó como segundo mayor productor con el envío promedio por gasoductos de 144 MPCD, superando a La Guajira en esta categoría, que envió 122 MPCD en promedio durante este periodo, poniendo en evidencia el avanzado estado de declinación de los yacimientos en esta zona.

“Vale la pena resaltar que, en abril de 2020 la producción comercializada de gas fue de 827 MPCD, 21,7 % por debajo de lo que se produjo en marzo, y 19 % menor si se compara con abril de 2019, cuando se produjeron 1021 MPCD en promedio. Los campos que registraron una menor producción de gas en abril, debido al comportamiento de la demanda y la emergencia sanitaria declarada en el país, fueron Clarinete (La Unión, Sucre), Pandereta (Caimito, Sucre), Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Cupiagua (Aguazul, Casanare) y Chuchupa (Manaure, La Guajira)”, afirmó Campetrol.

Y añadió que en el primer trimestre de este año la demanda de gas natural se ubicó en 1052 GBTUD, lo que supone un aumento de 7,2% frente a los 981,3 GBTUD (giga BTU por día, en donde BTU es British termal unit) consumidos en promedio durante el mismo periodo en 2019. Este periodo se caracterizó por un incremento de 42,8 % en el consumo de energía termoeléctrica, pasando de 221,3 GBTUD en el primer trimestre de 2019 a 316 GBTUD en la primera parte de 2020.

Por otra parte, se evidenció la disminución en el consumo de los sectores de petroquímica, refinería y los campos de Ecopetrol, disminuyendo 98,4 %, 4,8 % y 13,4 %, respectivamente. Esta variación se dio principalmente por la depresión en la carga de las refinerías por causa de la COVID-19.

Generación de empleo en el sector O&G

En 2019, se generaron 165.759 vacantes desde el sector de O&G (Oil & Gas), mediante los portales del Servicio Público de Empleo, de las cuales 101.063 fueron efectivamente asignadas, generando una contratación. Es importante resaltar que, bajo estos portales la mayor parte de la demanda laboral se dirige hacia perfiles bachilleres y técnicos, en las regiones productoras.

“En este sentido, si bien, la industria es intensiva en capital, continúa siendo uno de los principales generadores de empleo, llevando oportunidades y desarrollo sostenible a las regiones productoras”, dijo Campetrol.

El gremio sostuvo que más de un 50 % de las vacantes se generaron en Meta y Casanare, lo que evidencia los aportes regionales en términos de empleo que genera el sector, los cuales no se focalizan necesariamente en perfiles especializados, sino que permiten que los habitantes de las regiones productoras busquen nuevas oportunidades de desarrollo laboral y personal. Para el caso del Huila, este sector generó, el año pasado, 3541 vacantes en donde su gran mayoría terminaron en contratación.