Colombia espera que su sector petrolero se refine más a fondo

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El objetivo de alcanzar la ambiciosa meta de una producción de crudo de barriles de 2,5 m2 por día (bpd) para el 2018 parece más difícil para Colombia debido a los estancamientos en los índices de producción. A pesar de que en el 2013 se superó la producción de barriles de 1 m2 por día (bpd), el Ministerio de Hacienda y Crédito Público actualizó recientemente su pronóstico para el 2014 a 981.000 bpd de su predicción de 1,1 m2 bpd de un año atrás.

Los inconvenientes que han dificultado la producción en los últimos años incluyen un índice de éxito de exploración bajo, reparaciones y mantenimiento de los pozos petroleros, cortes de electricidad, así como también fracasos en negociaciones con las comunidades locales, retrasos prolongados en la obtención de licencias medioambientales y un incremento significativo en los ataques guerrilleros a los oleoductos.

Efectivamente, la producción de petróleo crudo en Colombia cayó a un promedio de 968.000 bpd en julio, bajó un 5,3 % con respecto al mismo mes del año anterior y es un 4,16 % menor que las cifras del mes de junio, según un comunicado de prensa que cita estimativos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH).  

Ronda de licitación 2014

Según la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), durante el 2013 se explotó únicamente 115 pozos, lo cual representó un 12 % de caída con respecto al mismo mes del año anterior. Mientras que las inversiones extranjeras directas (IED) también sufrieron una disminución del 5 % durante el año previo, el país está intentando activar la actividad de exploración para alcanzar los objetivos fijados por la ANH.

El gobierno, mientras busca aguas profundas y depósitos no convencionales, lanzó este año una ronda de licitación para bloques offshore, lo cual se estima que traerá alrededor de 1.4 mil millones de dólares de inversión, según el Ministerio de Minas y Energía y la ANH.

Sin embargo, la respuesta a la primera ronda de licitaciones fue poco entusiasta. En agosto, la ANH confirmó que arrendó 26 de 95 bloques disponibles a 19 empresas ganadoras incluidas ExxonMobil, Shell y Repsol (España).

Más tarde en agosto, se llevó a cabo una segunda subasta para los bloques no adjudicados en la cual la Clean Energy Resources de Colombia ganó el convencional bloque onshore Chocó, 1 según declaraciones de la ANH.

Pese a que actores de la industria — pequeños y medianos operadores especialmente — se encontraban entusiasmados con la ronda de licitación, muchos expresaron la necesidad de reformar el proceso de exploración con el fin de incrementar el número de descubrimientos.

Las propuestas incluyen el aceleramiento de la obtención de licencias medioambientales, mejoras en la comunicación con las comunidades locales, fortalecimiento de las inversiones en exploraciones sísmicas y aumento de los niveles de seguridad.

«Aunque la industria del gas y del petróleo aún es un foco prioritario para inversores internacionales, tal como prueban los montos de IED ingresados en el sector, cuestiones principales como las licencias medioambientales, la seguridad y la inquietud social deben ser tratadas», según expresó Marcelo Cammi — gerente general de la Weatherford en Colombia, una empresa mundial de servicios del petróleo — a la OBG (Oxford Business Group).

Según el Ministerio de Defensa Nacional de Colombia, ocurrieron 67 ataques a oleoductos en los primeros seis meses del año. Orlando Cabrales, viceministro de Minas y Energía, recientemente le dijo a la OBG, «Necesitamos mucha actividad de exploración y la única manera de obtenerla es mejorando sustancialmente la situación de seguridad».  

Capacidad de refinado

Además de las cuestiones que ponen trabas al desarrollo de la exploración y de la producción en el segmento upstream, la industria downstream también enfrenta retos, principalmente debido a la falta de capacidad de refinado.

A pesar de que las refinerías actuales de Barrancabermeja y Cartagena — ambas públicas y dirigidas por la Ecopetrol — se encuentran en expansión, aún continúan utilizando tecnología obsoleta que impide que sean eficaces. «Colombia no tendría la capacidad para refinar barriles de 1 m2 por día incluso si las refinerías actuales fuesen expandidas», dijo Juan de la Roche — CEO de Casa Motor SAS, un mayorista de combustible nacional — a la OBG. «El escenario ideal es el refinado por parte de iniciativas privadas, con apoyo adicional del gobierno cuando fuese necesario».

Las deficiencias tecnológicas atribuidas a las refinerías también tuvieron un impacto significativo en el precio final del combustible. Para afrontar estos asuntos, la refinería de Barrancabermeja está siendo renovada a través de una inversión de 1 mil millones de dólares para la producción de diésel limpio. De la misma manera, la refinería de Cartagena, la cual sufrió un proceso de expansión durante los dos últimos años, estará lista para comenzar a operar en el segundo semestre del 2015.

Se espera que las iniciativas del sector privado jueguen un papel mayor en el avance. Casa Motor SAS, la cual se encuentra trabajando en un proyecto para construir su propia refinería, tendrá la capacidad para procesar 20.000 bpd para el 2016. «Este proyecto, el cual debería estar listo en dos años, se concibió para cubrir las necesidades del mercado local de incrementar la provisión de productos petrolíferos refinados», comentó de la Roche a la OBG.


 

Colombia expects its oil sector to be refined further

En Español

 The aim of meeting its ambitious crude production target of 2.5m barrels per day (bpd) by 2018 is looking more difficult for Colombia as production rates stagnate. Even though output surpassed 1m barrels per day (bdp) in 2013, the Ministry of Finance recently revised its 2014 forecast to 981,000 bpd from its 1.1m bpd projection of a year ago.

Issues that have impeded production in recent years include a low exploration success rate, repairs and maintenance to oil wells, electricity cuts, as well as failed negotiations with local communities, long delays in environmental licensing and a significant increase in guerrilla attacks on pipelines.

Indeed, Colombia's crude oil production fell to an average of 968,000 bdp in July, down 5.3% year-on-year and 4.16% lower than June’s figures, according to a press report citing estimates from the National Hydrocarbons Agency (Agencia Nacional de Hidrocarburos – Colombia, ANH).  

2014 tendering round

According to the Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), only 115 wells were drilled in 2013, which represented a 12% drop year-on-year. While foreign direct investment (FDI) also experienced a 5% decrease over the previous year, the country is trying to lift exploration activity to meet the targets set by the ANH.

As it looks to deepwater and unconventional deposits, the government launched a licensing round for offshore blocks this year, which is estimated will bring in around $1.4bn of investment, according to the Energy Ministry and ANH.

However, response to the first round of the licencing was tepid. In August, ANH confirmed it had leased 26 blocks to 19 companies out of 95 blocks on offer with the winners including ExxonMobil, Shell and Spain’s Repsol.

A second auction was held later in August for unawarded blocks in which Colombia’s Clean Energy Resources won the Chocó 1 onshore conventional block said ANH in a statement.

While industry players – particularly small and medium-sized operators – were enthusiastic about the licensing round, many have voiced the need to reform the exploration process in order to increase the number of discoveries.

Proposals include speeding up environmental licences, improving communications with local communities, strengthening investments in seismic exploration and increasing security levels. “Although the oil and gas industry remains a priority focus of international investors, as proven by the amount of FDI entering the sector, main issues such as environment licences, security and social unrest need to be addressed,” Marcelo Cammi, general manager for Colombia at Weatherford, a global oil services company, told OBG.

According to Colombia’s defence ministry, 67 attacks on pipelines took place in the first six months of the year. Orlando Cabrales, vice-minister of mines and energy, recently told the Financial Times, “We need a lot of exploration activity and the only way to have it is by substantially improving the security situation."  

Refining capacity

Besides the issues hindering the development of exploration and production at the upstream segment, the downstream industry is facing challenges too, mainly due to the lack of refining capacity.

While current refineries at Barrancabermeja and Cartagena – both publicly owned and managed by Ecopetrol – are being expanded, they continue to use obsolete technology that impedes their efficiency. “Colombia would not have the capacity to refine 1m barrels per day even if the current refineries were expanded,” Juan de la Roche, CEO of Casa Motor SAS, a domestic fuel wholesaler, told OBG. “The ideal scenario is to refine from private initiative, with additional support from the government as needed.”

Technological deficiencies attributed to refineries have also had a significant impact on the final price of fuel. To address these issues, the refinery of Barrancabermeja is being upgraded through a $1bn investment to produce clean diesel. Likewise, the refinery of Cartagena, which has undergone an expansion process for the past two years, will be ready to start operations by the second half of 2015.

Private sector initiatives are expected to play a bigger role moving forward. Casa Motor SAS, which is working on a project to build its own refinery, will have the capacity to process 20,000 bpd by 2016. “This project, which should be ready in two years, has been conceived to meet the needs of the domestic market to increase the supply of refined petroleum products,” de la Roche told OBG.

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