Autor: Martín Rosas

Los principales gremios del sector petrolero colombiano prendieron las alarmas frente a la crisis desatada por el doble choque que enfrenta: el desplome de los precios por la abundancia mundial de crudo y la parálisis de la economía por el confinamiento obligatorio de más de media humanidad, lo que llevará a una recesión planetaria.

Por: MARTÍN ROSAS 

23 de abril de 2020.   No es para menos. Como lo señala Germán Espinosa, presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), “esta es sin duda la crisis más profunda que ha visto el mundo desde la Gran Depresión de 1929.”

Efectivamente, luego de que el sector comenzara una senda de recuperación en 2019, con buenos resultados de las compañías y la adjudicación de bloques en dos rondas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), las buenas perspectivas del 2020 se estrellaron con el frenazo del aislamiento obligatorio y la parálisis del país a mediados de marzo.

De acuerdo con un estudio de la Asociación Colombian del Petróleo (ACP), con una cotización del barril inferior a US$25, las empresas dejarían de bombear cerca de 100.000 barriles/día (b/d), lo que representaría una disminución del 11% frente al promedio de 2019, de 886.000 b/d. Recordemos que en Colombia el precio de equilibrio de Ecopetrol es de US$30 por barril, mientras que para las demás compañías es de US$35 dólares.
“Si se mantiene la cotización de US$25 por el resto del año, se cerrarían entre 25 y 30 campos y 390 pozos en las zonas petroleras de los Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena y Putumayo”, dijo Francisco José Lloreda, presidente Ejecutivo de la ACP.

En la misma línea, el estudio ‘Tendencias del sector petrolero y la economía colombiana’, elaborado por Campetrol, señala tres escenarios para 2019: “Bajo un escenario muy crítico la producción se ubicaría en promedio en 763.000 b/d, una reducción de 16% frente a los 886.000 b/d producidos durante 2019. En un escenario crítico la producción se ubicaría en 786.000 b/d, un 11% menor a la de 2019; y en un escenario moderado podríamos llegar a producir 810.000 b/d, lo que representaría una disminución de 9% con respecto al año pasado.”

Y agrega que “el mayor impacto en la producción se dará en 2021, debido principalmente al efecto causado por los recortes en las inversiones diferidas por parte de las compañías de Exploración y Producción (E&P). En ese año la producción se encontraría entre 718.000 y 794.000 b/d, una disminución de entre 10,3 y 19% frente a los niveles de 2019.”

Así las cosas, esta crisis tendrá efectos nefastos no solo para las empresas sino para el empleo, las cuentas externas y las finanzas públicas, toda vez que el petróleo representa el 40% de las exportaciones del país.

Según la ACP, se estiman recortes en exploración y producción por US$1.040 millones, lo que representa un 56,5% menos frente a los presupuestado de US$1.840 millones para este año y, si se mantiene la crisis, se prevé que entre abril y diciembre se podría recortar el 8% de los empleos directos y el 72% de los indirectos, lo cual representaría entre 14.000 y 26.000 puestos de trabajo destruidos, de un total de 105.000 que empleó la industria en 2019. Hay que señalar que en la pasada crisis de precios de 2014-2016 se destruyeron cerca de 60.000 empleos en la industria.

Por su parte, en un escenario de un Brent a US$35 la Nación dejaría de percibir 12 billones de pesos, mientras que con un precio de US$25 la suma ascendería a 14 billones de pesos. En 2019 la Nación recibió 16 billones de pesos por concepto de impuestos y regalías por parte de la industria petrolera.

Aguas turbulentas   

Pero no solo en el upstream se avizoran negros nubarrones. Aguas abajo la industria también comienza a sentir los efectos del cierre de los cielos y la cuarentena del transporte terrestre. Por la menor demanda de combustibles, Ecopetrol opera al 60% de la capacidad de carga de las refinerías del país. En Barrancabermeja, de una capacidad de 220.000 b/d, se están cargando 120.000 b/d; mientras que en la de Cartagena, con una capacidad de 155.000 b/d, a finales de abril se estaban cargando 105.000 b/d.

Con el desplome del consumo a nivel global de 30 millones de barriles diarios (el 30% de la producción mundial), y un acuerdo panmundial para recortar 20 millones de barriles diarios en los próximos meses, la industria ahora se enfrenta a un problema inédito en la historia del ‘oro negro’: la falta de espacio para almacenar crudo. Esta situación será la que finalmente obligue a muchos productores a cerrar campos.

La pregunta es: ¿Cuál es el nivel de almacenamiento con que cuenta Colombia? La respuesta se verá en la próximas semanas, al igual que las consecuencias que traerá para las compañías que operan en el país.

Entretanto, los productores colombianos se quejan de que uno de los temas que los hacen menos competitivos son los altos costos del transporte que, según la ACP, representan alrededor del 45% de los costos de operación. Mientras en el oleoducto Transecuatoriano, de Ecuador, el costo de transportar un barril por kilómetro es de 0,5 centavos de dólar, en Colombia está entre 1 y 1,2 centavos de dólar por barril por kilómetro en los oleoductos de Ocensa.

Por eso, Francisco Lloreda reclamó del Gobierno que “se requiere una intervención urgente en las tarifas de transporte por oleoductos, pues son excesivamente altas frente al costo de producción, no son competitivas a nivel internacional y son el principal obstáculo de las empresas en esta difícil coyuntura.”

Propuestas de salvamento

Desde el inicio de la crisis de precios, la ACP presentó propuestas al Gobierno relacionadas con: La prórroga temporal de plazos de compromisos contractuales con la ANH, la reducción de garantías bancarias para respaldar dichas obligaciones, el diferimiento en el pago de derechos económicos contractuales, la agilización de saldos de impuestos (IVA e ImpoRenta) y del Certificado de Reembolso Tributario (CERT) por inversiones en E&P de años anteriores, y la reducción de los anticipos de impuesto a la renta y retenciones en la fuente. También se presentaron propuestas estructurales para aumentar la competitividad para atraer la inversión en exploración y producción, a ser implementadas a mediano plazo.

A la fecha, el Gobierno Nacional avanzó en medidas para los contratos de E&P con la ANH (prórroga de plazos y reducción de garantías bancarias); en la devolución de saldos de IVA y flexibilización del calendario de impuestos, estas últimas generales para todos los contribuyentes. Se anunciaron medidas adicionales para el diferimiento del pago de derechos económicos contractuales. Con ello se espera salvar contratos E&P, inversión futura y aliviar parcialmente la carga de las empresas para apoyar su sostenibilidad durante la crisis. Estas propuestas son importantes pero insuficientes sin la reducción en las tarifas de transporte por oleoductos.

Por su parte, Campetrol señala que “el mundo y la industria se enfrentan a una de las peores crisis en la historia reciente, por lo que es importante seguir incentivando su desarrollo para evitar que las empresas de toda la cadena de valor del petróleo en Colombia se enfrenten a un escenario crítico”, y recomienda que “las compañías deben apostarle a las buenas prácticas, la optimización de portafolios y mejoras en sus eficiencias, para así enfrentar la coyuntura de la mejor manera y continuar trabajando en pro de la industria petrolera colombiana.”

“Al analizar la crisis de doble coyuntura por la que estamos pasando en la actualidad, entendemos que los fundamentales que la causan son de tipo estructural y no solo especulativo. Lo anterior indica que esta crisis va a incidir profundamente en la economía nacional e internacional, y que debemos prepararnos, por un lado, para el impacto real que llegará en el segundo trimestre de 2020 y, por otro, para una larga y lenta recuperación”, concluye Campetrol.

Después del desplome de los precios del crudo, bajo el peso de la crisis provocada por la pandemia de la Covid-19 y la guerra de precios que se desató entre Rusia y Arabia Saudita, ahora que estos se reconciliaron y acordaron reducir en 10 millones de barriles/día, bien vale la pena tratar de avizorar cuál va a ser el curso futuro de los precios del petróleo. Análisis.

Por: AMYLKAR ACOSTA M.*

14 de abril de 2020.   El jueves 9 de abril, por fin tuvo lugar la tan anunciada cumbre virtual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), liderada por Arabia Saudita, que junto con sus trece aliados encabezados por Rusia aglutinan una treintena de países productores, identificados como la OPEP+.

Se trataba de deshacer los pasos de la confrontación entre Arabia Saudita y Rusia, que había provocado una guerra de precios que los había llevado a mínimos históricos de US $22.24 el barril de referencia Brent el 30 de marzo, su más baja cotización desde noviembre de 2002, un descenso del 69% en los últimos 12 meses.

Pero esta no fue la única causa de la destorcida de los precios del crudo, sino que a la trifulca entre la OPEP y Rusia se vino a sumar la menor demanda de crudo a consecuencia del freno al crecimiento de la economía global que se derivó de las medidas draconianas que tuvieron que tomar los países para enfrentar la pandemia de la Covid19.

Ante el anuncio del presidente Donald Trump de un acercamiento entre los contendientes, gracias a sus buenos oficios, el precio reaccionó y se trepó hasta los US $34 el barril el 13 de marzo, pero los expertos lo interpretaron como el rebote del ‘gato muerto’, que no revertiría la tendencia, habida cuenta que la demanda se ha reducido en 30 millones de barriles/día y los inventarios están a reventar.

Pues bien, en esta ocasión, la OPEP+ se avino a recortar la oferta en 10 millones de barriles/día ente mayo y junio, luego bajaría a 8 millones de barriles/día entre julio y diciembre, y a 6 millones de barriles/día entre enero y abril de 2021.

Este acuerdo tiene el mérito de comprometer, por primera vez, a los tres mayores productores, en su orden EEUU, Arabia Saudita y Rusia. Muy eufórico el Secretario General de la OPEP Mohammed Barkin afirmó que “estos ajustes de producción son históricos. Estamos presenciando el triunfo de la cooperación internacional y el multilateralismo”, tan venido a menos en estos tiempos de la era Trump.

Por su parte, este se apresuró a decir que “el gran acuerdo petrolero con la OPEP+ está hecho. Esto salvará cientos de miles de empleos energéticos en EEUU”. Mensaje este dirigido a sus electores, al fin y al cabo está en campaña para reelegirse.

No obstante, este recorte de la oferta no le hace ni cosquillas al precio del mercado de crudos, dado que la demanda ha caído 30 millones de barriles, aproximadamente, el 30% de la demanda de diciembre pasado. Si a los 10 millones de barriles menos en la oferta se le suman la menor oferta en el mercado por parte de Irán a consecuencia de la sanción comercial de la que es objeto, de Libia por su conflicto interno y Venezuela, con una producción a la baja, además del endurecimiento de las sanciones por parte de EEUU, se podría llegar a retirar del mercado un máximo de 20 millones de barriles, que siguen siendo insuficientes para contener la caída del precio.

La sobreoferta continúa y los inventarios están al tope. Por ello, los precios ni se mosquearon con el anuncio del tan publicitado acuerdo y en lugar de subir el precio bajó al pasar de los US $32.15 el barril el pasado jueves 9 de abril, día de la teleconferencia de la OPEP+, a US $31.45 el barril el día de hoy.

Bien dijeron los analistas de Rystad Energy que, aunque dicho recorte “evitará que los precios caigan al abismo, no restaurará el equilibrio del mercado”. Tanto más en cuanto que las previsiones sobre el crecimiento de la economía global en lo que resta del año y el entrante son muy pesimistas; lo ha dicho la directora del FMI Kristalina Georgieva: “hemos entrado en una recesión igual o peor que la del 2009”. Y, como es obvio, a menor ritmo de crecimiento de la economía global menor será la demanda de petróleo, la que además tenderá a caer por cuenta de la Transición energética desde las energías de origen fósil, que son tan contaminantes, hacia las fuentes de energía no convencionales de energías renovables (FNCER) y limpias.

Cómo es sabido, la decisión de la OPEP+ quedó ad-referendo de México que se retiró de la reunión. Trump, quien había tendido el puente entre su amigo el Rey Salmán de Arabia Saudita y Vladimir Putin, medió para que México se plegara, pero la nación azteca ha visto reducir su producción a la mitad, de 3.4 millones de barriles diarios a solo 1.7  millones, y en tales circunstancias el presidente Andrés Manuel López Obrador, en medio de su propia crisis, agravada por la Covid-19, no tienen mayor margen de maniobra. Por lo tanto, solo se pudo comprometer a retirar 100 mil barriles/día de los 400 mil que le tocaba como su alícuota.

Por su parte, Trump, en una jugada maestra, para hacerle el cumplido a la OPEP y a Putin y un gesto de buen vecino a AMLO, se comprometió a asumir los 300 mil restantes para completar los 400 mil barriles que le habían pedido reducir sus socios de la OPEP. 

Pero una cosa dice el burro y otra quien lo está enjalmando, Trump no tiene cómo honrar su compromiso de reducir en 300 mil barriles/día la oferta de petróleo de EEUU porque, a diferencia de Arabia Saudita y Rusia, en donde son los gobiernos quienes lo determinan, en EEUU esa decisión está en manos de la industria petrolera y no de la Casa Blanca. 

De manera que el compromiso de Trump es solo simbólico, mediático, como todo lo suyo. De hecho, la producción de petróleo en EEUU, que depende en más del 60% de los yacimientos no convencionales (YNC) en los cuales se utiliza la técnica del fracking, ha venido en descenso, siguiendo la misma senda de los precios internacionales del crudo, ya que muchos campos están dejando de bombear por no ser competitivos a precios por debajo de US $30 el barril.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE.

Con este nuevo anuncio, el Grupo Ecopetrol suma aportes por $48 mil millones para enfrentar la Covid-19 en todo el país. Diez mil millones se destinarán a aumentar la capacidad de centros médicos de Bogotá.

14 de abril de 2020.   El Grupo Ecopetrol anunció un segundo paquete de inversiones por $22.800 millones dirigido a fortalecer la atención del sistema de salud de Bogotá y, a través de alianzas con el sector empresarial, producir elementos y equipos de protección personal para varias ciudades de Colombia, entre las que se destacan la Capital de la República, Barrancabermeja y Cartagena.

Del aporte total, $10 mil millones serán dirigidos a la Alcaldía de Bogotá con el fin de aumentar la capacidad instalada de los centros médicos de la Secretaria de Salud. Se estima que con estos recursos se habilitarán 60 unidades de cuidados intensivos dotadas con equipos ventiladores, de succión, bombas de infusión y monitores. Así mismo, se adquirirán 400.000 pruebas serológicas y más de 170 mil dotaciones para protección del personal médico.

A través de un acuerdo de colaboración, Ecopetrol aportará cerca de $9.400 millones para aumentar la capacidad de atención de pacientes de alta y mediana complejidad en los hospitales de tercer nivel de Bogotá, la zona con mayor nivel epidemiológico del país hasta el momento.

Estos recursos servirán para incrementar la capacidad instalada de la Fundación Santa Fe de Bogotá, el Hospital Universitario San Ignacio y la Fundación Cardioinfantil, con mayor dotación de unidades de cuidados intensivos, pruebas serológicas, equipos y elementos de protección para el personal médico.

Además, Ecopetrol, a través del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) y su filial Esenttia, en alianza con otras empresas, destinará $2.168 millones para poner al servicio de las secretarías de salud de Bogotá, Cartagena, Soacha y entidades públicas de Santander, Coveñas y Caldas más de 130 mil unidades de ropa médica, 600 mil caretas de protección y 100 mil litros de alcohol glicerinado, entre otros productos.

Adicionalmente, se destinarán $1.200 millones para apoyar una iniciativa del Gobierno Nacional para poner en marcha una plataforma digital de seguimiento de compras relacionadas con el plan para enfrentar la pandemia.

“Es el momento de unirnos, de sumar esfuerzos para enfrentar en equipo esta emergencia. Apoyamos con decisión a la Capital de la República, a Barrancabermeja, a Cartagena y a toda Colombia con estos recursos para fortalecer sus capacidades y atender oportunamente a los afectados por la pandemia. Estoy convencido de que superaremos esta etapa si cada empresa, cada institución y cada persona aportamos nuestras mejores capacidades y recursos, y seguimos rigurosamente las directrices de autocuidado y aislamiento”, aseguró Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

De esta forma, el Grupo Ecopetrol consolida aportes por $48 mil millonespara sumarse a la estrategia planteada por el Gobierno Nacional para enfrentar la pandemia de la Covid-19.

Este segundo paquete de inversiones se suma al anunciado recientemente por el Grupo Ecopetrol por $26 mil millones para fortalecer el sistema de salud en el Magdalena Medio, Santander, Norte de Santander, Arauca, Casanare, Meta, Neiva, Putumayo y Caribe, con énfasis en Cartagena, Santa Marta, Coveñas y La Guajira, así como en otras zonas donde tiene operaciones la Empresa.

Por su parte, la Fundación Gente Ecopetrol acumula $850 millones de aportes para ayudas humanitarias a más de 4.600 familias en 17 municipios del país, gracias a la donación de un monto de libre elección o de un día de salario por parte de 2.019 aportantes entre trabajadores y pensionados de Ecopetrol, su filial Cenit y voluntarios.

Las principales productoras tuvieron que frenar sus pozos petroleros en Vaca Muerta. El coronavirus impacta de lleno a la industria en las áreas de Neuquén y profundiza los problemas del sector.

Por: FERNANDO CASTRO, La Mañana de Neuquén

13 de abril de 2020.   La baja en la demanda interna de petróleo por la pandemia del coronavirus impuso una profundización de la crisis de la industria petrolera argentina. Esa nueva situación, que se suma al lastre de ocho meses repletos de dudas en Vaca Muerta, terminó traduciéndose en el escenario más temido: recortes de producción y un futuro de corto plazo que hoy luce sombrío.

Se nota en la actividad, pero el recorte del 50% en la producción de ese motor que demostró ser para el shale argentino el área Loma Campana (YPF), también tiene un componente simbólico. Es el freno de un yacimiento en el que el país había rendido varios exámenes dentro de la vanguardia mundial del shale.

Después de todo, solo un puñado de países lograron obtener recursos allí donde se genera el crudo en las entrañas de la tierra.

A esta primera señal se sumaron las confirmaciones de otras empresas que hasta hace poco proyectaban tener saldos exportables a finales de 2020.

El desplome de la demanda interna de combustibles, la casi imposibilidad de exportar crudo y la saturación del almacenamiento provocaron un recorte de 25 mil barriles diarios solo en el caso de YPF.

El número final entre todas las operadoras todavía no es claro. Sí es claro el impacto que tendrá en el nivel de actividad y la recaudación provincial, atada en 35% a los ingresos que provienen del gas y el crudo de Vaca Muerta en su mayoría.

Sin chances en el mercado, que por otra parte lucen desventajosas a los actuales precios del Brent, la opción fue “pisar pozos” y esperar una reactivación económica cuando la pandemia lo permita.

Hay 10 millones de barriles ofertados por las operadoras en el país que explican el terno del excedente, pues si hay algo que está sobrando hoy en el mundo es petróleo.

Ante este escenario, en Vaca Muerta al menos otras tres operadoras tomaron el mismo camino y otras miden el minuto a minuto en una de las peores semanas para la industria no convencional en los últimos cinco años.

Vista Oil & Gas es otra de las empresas que recortará producción. Según se pudo saber, cerró ocho pozos que había conectado en su área Bajada del Palo, sobre la formación Vaca Muerta. Se trata de un desarrollo en el que la empresa conducida por Miguel Galuccio apuntaba a los 50.000 barriles diarios, que de buenas a primeras recibió el cimbronazo de las condiciones mundiales al que se suma el lastre de la situación previa en Argentina.

Por su parte, al igual que otras petroleras, Shell dijo que debió frenar la producción, pero no informó acerca del tenor de ese recorte.

La empresa opera en el segmento no convencional las áreas Coirón Amargo Sur Oeste, Cruz de Lorena y Sierras Blancas. Es una de las compañías que busca poner parte de su producción en el exterior, pero hasta el momento no logra hacerlo. También protagonizó la última gran inversión en Vaca Muerta al asociarse con YPF y Equinor en Bandurria Sur, un área vecina a Loma Campana en la zona caliente del shale oil.

De acuerdo con lo que pudo saber este medio, Pan American Energy tuvo que definir algunas reducciones leves en su producción de gas. Las fuentes consultadas lo atribuyeron a la baja del consumo interno. Pero la situación no implicó el cierre de pozos. Tampoco la empresa recortó su producción de petróleo en Neuquén.

Otras fuentes consultadas en la industria informaron que ExxonMobil, otra de las petroleras que pensaba acelerar este año en bloques como Bajo del Choique-La invernada, cerró pozos en Vaca Muerta.

Pluspetrol, por el momento, no debió frenar su producción de crudo en este contexto que impone severos interrogantes sobre la demanda de los próximos meses. Por ahora, en su área La Calera continuará produciendo en torno a los 6.000 barriles diarios de crudo y unos 3.000.000 de metros cúbicos diarios de gas.

*Tomado de Infoestación.com.ar