El sector de los hidrocarburos colombiano ha experimentado un crecimiento significativo durante la primera mitad del 2018 gracias al aumento del precio del petróleo y al logro de una mayor eficiencia. Cabe destacar que, tras sufrir recientemente una caída, este amplio sector se ha recuperado, aumentando tanto la inversión, como los niveles de producción.
Según un informe de Ecopetrol, durante el segundo trimestre del año, su beneficio neto aumentó un 170% interanual, hasta alcanzar los 3.5 billones de pesos colombianos (1.2 mil millones de dólares), impulsado por el aumento del precio del petróleo y el logro de una mayor eficiencia. Tras este aumento, cabe esperar que la empresa supere los beneficios del año pasado, 6.6 billones de pesos colombianos (2.2 mil millones de dólares), la cifra más alta de los últimos cuatro años.
Asimismo, las ventas aumentaron en un 29%, lo que refleja el incremento en los niveles de producción. Durante los tres primeros meses del año, se llegaron a producir 721,000 barriles al día, el máximo alcanzado en los últimos siete trimestres, una subida de un 2.8%.
Ecopetrol tiene plena confianza en que cumplirá con su objetivo de producción para el 2018, el cual asciende a 725,000 bpd, un incremento en comparación con el objetivo de 715,000 bpd del año 2017. Este año, la empresa también planea perforar 620 pozos de desarrollo y duplicar el número de equipos de perforación con respecto a los que estaban funcionamiento en 2017.
La mejora del rendimiento de la empresa Ecopetrol, la cual representa aproximadamente el 60% de la producción de hidrocarburos de Colombia, coincide con un aumento de la actividad en el resto de industrias. Este aumento viene estimulado por el pronóstico de un mejor precio del petróleo a nivel global y de una devaluación progresiva del peso colombiano.
El precio del barril de Brent se situó por encima de los 60 dólares durante el 2017, y registró un promedio de 70 dólares durante la primera mitad del 2018. Tras años de ajustar presupuestos, estos niveles han permitido por fin a las empresas aumentar la producción y la exploración.
En mayo, la producción promedio de petróleo de todo el sector ascendió a 854,000 bpd, un 1,6% más que lo registrado en el mismo periodo del año pasado, según datos facilitados por el ente industrial Campetrol. Mientras tanto, a finales de junio ya se habían perforado 20 pozos exploratorios, un 31% del objetivo total para 2018.
En cuanto a la exploración, a finales de febrero, Ecopetrol descubrió la existencia de depósitos de petróleo en el departamento de Santander y en el de Arauca, donde se producirán unos 2200 bpd en siete años. A estos depósitos, hay que sumarle el hallazgo de crudo que se hizo en marzo en el pozo Lorito-1, en el departamento de Meta, y el encontrado en julio en el bloque VMM-32, situado en el Valle Medio del Magdalena. Ecopetrol estima que en éste último podría haber reservas no convencionales de hasta 7.4 mil millones de barriles, lo que equivaldría al triple de las reservas actuales probadas de Colombia.
En lo relativo a la inversión, Ecopetrol gastó un tercio del presupuesto para exploración y producción (E&P) durante la primera mitad del año, con un desembolso total de cerca de 1 mil millón de dólares en junio, de un total de entre 3 y 3.5 mil millones de dólares presupuestados para este año. Aunque la cantidad final es ligeramente inferior a la que se había previsto anteriormente, entre 3.5 y 4 mil millones de dólares, reducción debida en parte al logro de una mayor eficiencia y al cierre de algunas instalaciones provocadas por trabajos de mantenimiento y protestas durante el primer trimestre, lo cierto es el presupuesto de gasto en exploración y producción para este año es significativamente mayor al del año pasado, el cual supuso un desembolso de 1.8 mil millones de dólares.
Mientras, en el sector privado, la inversión extranjera directa (IED) ascendió a un total de 475 millones de dólares durante los primeros tres mese del año, un crecimiento del 11.6% interanual. La Asociación Colombiana de Petróleo (ACP) prevé que la inversión anual en E&P alcance entre los 4.5 y los 4.9 mil millones de dólares, un aumento del 30-45% en comparación con las cifras del año pasado.
Si bien este es un paso en la buena dirección, estas cifras siguen siendo inferiores a la inversión extranjera directa obtenida en 2012, cuando se consiguieron 5.5 mil millones de dólares. Los representantes de la industria les han comunicado a los medios internacionales que se necesita una inversión anual de 6 mil millones de dólares para aumentar la exploración en otras zonas, e incrementar así las reservas de petróleo.
Marcela Vaca, Directora en Colombia de la empresa energética sudamericana Geopark, afirmó a OBG, “Debido a los ciclos de inversión de cinco años, será necesario atraer capital al sector cuanto antes si el país busca mantener niveles estables de reservas en el mediano a largo plazo”.
“Esperamos que los precios altos del crudo, la devaluación del peso y el regreso de la estabilidad política sean motores para la atracción de inversión en el sector de cara a la segunda mitad de año”.
El gobierno tiene como objetivo atraer más inversión extranjera hacia el sector energético, y para ello, pretende modificar el sistema actual de concesión de licencias.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de Colombia va a sustituir el sistema actual de rondas de licitaciones por un sistema abierto de contrataciones. Mediante este sistema, las empresas privadas podrán presentar propuestas de exploración en terrenos que el gobierno no haya adjudicado previamente.
Esta reforma viene alentada por los continuos retrasos que han sufrido las subastas petroleras y por las oportunidades limitadas de exploración, lo cual ha obstaculizado además la firma de nuevos contratos.
Marcela Vaca mencionó a OBG, “Aunque el sector privado no considere que el nuevo modelo propuesto sea ideal, las perspectivas positivas de la industria significan que las próximas rondas de licitaciones suscitarán el interés de inversionistas tanto locales como internacionales.”
El nuevo sistema, pendiente de la aprobación de la junta directiva de la ANH, podría dar lugar a corto plazo a la concesión de 20 bloques en tierra y en aguas profundas. Asimismo, este nuevo sistema de obtención de licencias le daría a los inversores la posibilidad de trasladarse a otros bloques, en el caso por ejemplo de que las comunidades residentes en la zona de la explotación inicial se opusiesen a los trabajos. Actualmente, los grupos locales tienen derecho a vetar la creación de nuevos proyectos de hidrocarburos mediante referéndum. La Asociación Colombiana de Petróleo cree que este es el principal obstáculo para el crecimiento.
Rising oil prices and increased efficiencies have led to significant growth for Colombia’s national hydrocarbons company in the first half of 2018, highlighting a rebound for the broader sector as private investment and production expand after a recent slump.
Ecopetrol’s net profit in the second quarter rose by 170% year-on-year (y-o-y) to hit COP3.5trn ($1.2bn), thanks to higher crude prices and improved efficiencies, according to company accounts. This puts the state oil player on track to exceed last year’s profits of COP6.6trn ($2.2bn), itself a four-year high.
Sales were also up by 29%, reflecting greater production levels, which at 721,000 barrels per day (bpd) was the highest in seven quarters and up 2.8% on the first three months of the year.
Ecopetrol now expects to meet its production target for the year of 725,000 bpd, up from 715,000 in 2017, while it aims to drill 620 development wells this year and double the number of rigs in operation from 2017.
The improved performance from Ecopetrol, which accounts for approximately 60% of Colombia’s hydrocarbons production, has coincided with increased activity in the wider industry, encouraged by more promising global oil prices and a progressive devaluation of the Colombian peso.
Brent Crude prices stayed above the $60 per barrel threshold in 2017 and averaged around $70 in the first half of 2018, levels that have enabled companies to expand production and exploration after several years of belt tightening.
As of May the average oil production across the whole sector was 854,000 bpd, up 1.6% compared to the same period last year, according to industry body Campetrol. Meanwhile, by the end of June 20 exploratory wells had been drilled, representing 31% of the year’s projected goal.
On the matter of exploration, in late February Ecopetrol discovered oil deposits in the Santander and Arauca departments, which together will add 2200 bpd to output for seven years. These were complemented by the March finds in the Lorito-1 well in the Meta department, as well as those of July in the VMM-32 block in the Middle Magdalena Valley. Ecopetrol estimates that unconventional reserves in the latter could total 7.4bn barrels, more than three times Colombia’s existing proven reserves.
In terms of investment, Ecopetrol spent a third of its exploration and production (E&P) target in the first half of the year, with outlays reaching $1bn through June, out of a total $3bn-3.5bn planned for the year. Although down somewhat from earlier expectations of $3.5bn-4bn, reduced in part due to increased efficiencies and closures related to maintenance and protests in the first quarter, the company’s expenditure is considerably higher than last year’s E&P outlay of $1.8bn.
Meanwhile, in the private sector, foreign direct investment (FDI) totalled $475m in the first three months of the year, an 11.6% y-o-y increase, while industry group the Colombian Petroleum Association forecasts year-end private sector E&P investment to reach between $4.5bn and $4.9bn, a 30-45% jump on last year’s figures.
While a step in the right direction, the figures are still below 2012 FDI levels of $5.5bn, with industry representatives telling international media that annual investment of $6bn is required to increase exploration into new areas and subsequently boost reserves.
“If the country seeks to maintain stable levels of reserves in the medium to long term, it will need to attract investment into the sector today given the industry’s five-year investment cycle,” Marcela Vaca, Colombia country director of South American energy firm GeoPark, told OBG.
“Strong crude prices, a devaluating peso and improved political stability are expected to drive further investment into the industry in the second half of the year.”
In order to incentivise further foreign investment in the energy sector, the government has sought to amend the existing licensing framework.
The National Hydrocarbons Agency (NHA) is preparing to replace bidding rounds with an open contracting system, whereby private companies will be allowed to initiate exploration proposals on land that has not yet been offered by the government.
The reform comes on the back of repeated delays to oil auctions and limited exploration opportunities, both of which have stymied the signing of new contracts.
“While the private sector does not see the new proposed model as ideal, the industry’s healthy prospects means that the upcoming licencing round will nevertheless arouse interest from local and international investors,” Vaca told OBG.
The new system, which is pending approval from the NHA’s board of directors, could see 20 on- and offshore blocks offered in the near term. The new licensing law would also offer investors the potential to move to other blocks if community relations prevent work in their original holding. Currently, local groups can veto new hydrocarbons projects by way of local referenda, a system that the Colombian Petroleum Association has cited as a main obstacle to growth.
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