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Petróleo en Latinoamerica -
Colombia
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Martes, 16 de Febrero de 2010 22:00 |
Perspectivas de la industria
PETROLEO INTERNACIONAL
Colombia recupera su importancia energética
Cambios del marco regulatorio y una mejor situación de seguridad
contribuyen a aumentar la inversión en el país
Energy Information Administration, U.S. Department of Energy.,
Diciembre 2009
Tras un período de declinación continua, en años recientes Colombia ha
visto un aumento de su producción petrolera. El gobierno colombiano ha
llevado la privatización parcial de la estatal Ecopetrol en un intento
por revivir su industria petrolera upstream. Además, ha efectuado una
serie de reformas regulatorias para hacer al sector más atractivo para
la inversión privada. Vea aquí los principales indicadores de esta
recuperación.
Históricamente, el sector petrolero ha sido blanco de los ataques de
grupos insurgentes, pero la situación ha mejorado en años recientes con
una reducción sustancial del número de ataques contra la
infraestructura de energía colombiana. Aunque la situación de seguridad
ha mejorado, el antiguo conflicto civil de Colombia ha afectado
negativamente al sector energético del país, y los oleoductos y líneas
eléctricas todavía sufren sabotajes ocasionales de los grupos
insurgentes.
En 2006, Colombia consumió un total de energía de 1,3 trillones de BTU.
El petróleo constituyó la mayor parte de ese consumo, seguido por la
hidroelectricidad. Colombia es también un importante productor de
carbón de alta calidad. Debido a que el país depende de la generación
hidroeléctrica para el grueso de sus necesidades de electricidad, puede
exportar casi toda su producción de carbón y se ha tornado en uno de
los mayores exportadores de carbón del mundo.
Petróleo
Según una acreditada publicación de la industria, Colombia tenía en
2009 reservas probadas equivalentes a 1360 millones de barriles, las
quintas más grandes de Sudamérica. El país produjo 600.000 barriles
diarios (b/d) en 2008, más de los 540.00 b/d producidos en 2007. Antes
de ese aumento de producción en 2008, el volumen de crudo producido por
Colombia había permanecido casi constante, después de un período de
decrementos continuos: en 1999, Colombia alcanzó su producción máxima
de 830.000 b/d. La principal causa de la caída de producción fue la
declinación natural de sus campos y la falta de nuevos descubrimientos
de consideración. Sin embargo, una combinación de cambios del marco
regulatorio y una mejor situación de seguridad contribuyeron a aumentar
la inversión en el país. Con un consumo calculado en 267.000 b/d en
2007, Colombia exporta algo más de la mitad de su producción. El grueso
de las exportaciones (155.000 b/d) fue a Estados Unidos en 2007. Mucho
del crudo colombiano es más liviano y más dulce que el de los otros
grandes productores de América Latina, con sus tres principales crudos
de exportación (Cusiana, Cupiagua y Orito) con densidades entre 28° y
36° API.
Desde 1999, el gobierno colombiano ha tomado medidas con el fin de
hacer que el clima de inversiones sea más atractivo para las compañías
petroleras internacionales. Las iniciativas en el sector básico de la
industria (upstream) incluyen permitir que las petroleras extranjeras
posean 100% de las acciones en los emprendimientos petroleros;
establecimiento de una escala menor y decreciente de regalías
petroleras; licencias de exploración más largas, y obligar a Ecopetrol,
la empresa nacional petrolera, a competir con las empresas operadoras
privadas. El gobierno ha emitido acciones de Ecopetrol en la Bolsa de
Nueva York, aunque retiene una participación mayoritaria en la compañía.
Estas reformas han despertado un interés renovado en el sector de
exploración y producción, con niveles récord de perforación
exploratoria y de desarrollo. La mejora de la situación de seguridad en
Colombia también ha contribuido significativamente a ese renovado
interés por parte de las empresas petroleras internacionales.
Como resultado de estas mejoras, Colombia comenzó a detener la caída de
su producción petrolera e incluso a experimentar cierto crecimiento. No
obstante, el país todavía se enfrenta a muchos retos en su sector
petrolero, que incluyen la falta de reservas probadas y tasas altas de
declinación de sus campos más grandes. Además, es posible que el
aumento de producción visto en 2008 haya sido influenciado en gran
parte por los precios más altos del crudo en el mercado mundial, que
proporcionaron incentivos adicionales para invertir en campos
marginales. Finalmente, no está claro si los recientes flujos de
inversión pueden mantenerse a corto plazo, debido a la debilidad de la
economía mundial. Como resultado, la Energy Information Administration
pronostica que la producción petrolera de Colombia decaerá a un
promedio de 4% anual en el corto plazo, llegando a 590.000 b/d en 2009
y a 550.000 b/d en 2010.
Exploración y producción
El grueso de la producción de crudo de Colombia tiene lugar en las
estribaciones de los Andes (piedemonte) y en la selva amazónica del
oriente. El campo más grande del país es el complejo de
Cusiana/Cupiagua operado por BP. Este complejo representa la mayor
parte de la caída nacional de producción de Colombia, habiendo
declinado más de 50% desde 1999. El segundo campo más grande de
Colombia es Caño Limón, operado por Occidental, que también ha
registrado caídas significativas de producción. Otros proyectos
petroleros importantes de Colombia incluyen el campo Suroriente,
operado por un consorcio liderado por Petrotesting Colombia; el campo
Guando, a cargo de Petrobras; el campo Rubiales manejado por Meta
Petroleum, y el bloque Orito, operado por Petrobank Energy and
Resources de Canadá.
Colombia tiene numerosos campos pequeños distribuidos por las regiones
petroleras del país. También existen vastas áreas inexploradas
potencialmente ricas en hidrocarburos. Colombia comparte muchas de las
mismas características geológicas de su vecino Venezuela, rico en
petróleo. En septiembre de 2008, Colombia otorgó licencias a nueve
compañías para explorar la Cuenca de los Llanos, cerca de la frontera
con Venezuela, un área que ha recibido poca atención y que podría
contener grandes cantidades de crudo pesado.
Oleoductos
Colombia tiene cinco oleoductos principales, cuatro de los cuales
conectan campos productivos con el terminal de exportación de Coveñas,
sobre el mar Caribe. Estos incluyen el oleoducto Ocensa, de 800
kilómetros, que transporta 615.000 b/d de los campos de Cusiana y
Cupiagua; el oleoducto Caño Limón, de 740 kilómetros, y los oleoductos
más pequeños de Alto Magdalena y Colombia Oil. El quinto oleoducto, el
TransAndino, lleva crudo del campo Orito en la Cuenca del Putumayo al
puerto colombiano de Tumaco sobre el Pacífico. El oleoducto TransAndino
también lleva crudo producido en Ecuador. En 2008, Ecopetrol otorgó una
licitación para la construcción de un nuevo oleoducto de 24 pulgadas
que conectará el campo de Rubiales. El oleoducto de los Llanos
Orientales también ayudaría a mantener la inversión en nueva producción
en la región.
‘Downstream’
En 2008, Colombia tenía una capacidad de refinación de 285.850 b/d de
crudo. El país tiene cinco refinerías principales, todas propiedades de
Ecopetrol. La más grande es la de Barrancabermeja-Santander, con
capacidad de 205.000 b/d. En 2006, la firma suiza Glencore
International y Ecopetrol lanzaron un programa de ampliación de US$800
millones en la refinería de Cartagena. El proyecto, programado para
completarse en 2010, aumentará la producción de la planta de 75.000 a
140.000 b/d y la modernizará para entregar productos refinados que
cumplen especificaciones más altas. Aunque Colombia es un exportador
neto de petróleo, debe importar algunos productos refinados a medida
que la demanda interna supera la capacidad de producción. En 2008,
Ecopetrol otorgó a Foster Wheeler el contrato para modernizar la
refinería de Barrancabermeja, mejorar su aptitud para procesar crudos
pesados, aumentar su producción de combustibles limpios y ampliar su
capacidad de destilación a 300.000 b/d
Biocombustibles. Según un grupo colombiano de la industria, Colombia
produjo 5800 b/d de etanol durante la primera mitad de 2008. Además, un
grupo comercial colombiano calcula que ese año el país produjo 17.000
b/d de biodiésel. En Colombia se han anunciado varios nuevos proyectos
de biodiésel en los últimos años. En 2006, un consorcio de empresas
colombianas anunció que construiría tres plantas de etanol en el país,
con una capacidad total de producción de 5600 b/d. Las plantas servirán
principalmente al mercado de exportación, pero también venderán algo de
su producción localmente.
En 2007, Ecopetrol formó un emprendimiento conjunto con productores
locales de aceite de palmera para construir una planta de biodiésel en
Barrancabermeja, con capacidad de 2000 b/d. Ecopetrol tiene como
objetivo mezclar la mayor parte de la producción de la planta con
combustible diésel convencional producido en su refinería de esa
localidad. La ley colombiana requiere que la gasolina contenga una
mezcla de etanol de 10%, en tanto que el diésel debe contener una
mezcla de biodiésel de 5%.
Gas natural
Informes de expertos indican que en 2009 Colombia tiene reservas de gas
natural de 3,7 billones (millones de millones) de pies cúbicos. En
2006, el país produjo y consumió 255 mil millones de pies3, ambas
cifras significativamente mayores que en 2005. Las reservas de gas
natural de Colombia están distribuidas en 18 cuencas, siete de las
cuales tienen producción activa. El mayor volumen de reservas de gas
natural de Colombia está ubicado en la cuenca de los Llanos, aunque de
la cuenca de La Guajira sale la mayor parte de la actual producción.
Según un grupo colombiano ligado al gas natural, el país tiene
suficiente producción y reservas de gas natural para suplir su demanda
interna hasta por lo menos 2018.
Gasoductos
En Colombia hay unos 3200 kilómetros de gasoductos troncales. Los tres
principales incluyen el de Ballena-Barrancabermeja, que une el campo
Ballena, de Chevron, en la costa noreste, con Barrancabermeja, en el
centro de Colombia; la línea Barrancabermeja-Neiva-Bogotá, que integra
la capital colombiana a la red de transmisión, y la línea
Mariquita-Cali a través de las estribaciones occidentales de los Andes.
Hay otros tramos menores de gasoductos operados por empresas privadas.
En 2008, la distribuidora de gas natural Transoriente anunció que
construiría un nuevo gasoducto para conectar el campo Gibraltar y la
red nacional, con capacidad para transportar 30 millones de pies
cúbicos diarios (MMpcd)
Líneas de exportación. A comienzos de 2008 entró en marcha el gasoducto
Antonio Ricaurte, que enlaza Colombia y Venezuela. Inicialmente la
línea llevará gas natural colombiano de exportación del área de Punta
Ballenas al occidente de Venezuela, con volúmenes contratados de 80 a
150 MMpcd. Sin embargo, los planes son revertir el flujo de la línea en
2012 para que Venezuela exporte 140 MMpcd de gas natural a Colombia.
Carbón
En 2006, Colombia tenía 7670 millones de toneladas cortas de reservas
de carbón recuperable, que consisten principalmente de carbón
bituminoso y una porción menor de carbón metalúrgico. El país tiene las
segundas reservas más grandes de carbón de Sudamérica, ligeramente
detrás de Brasil, la mayor parte concentrada en la península de La
Guajira, en el norte, y en las estribaciones de los Andes. El carbón
colombiano es de quema relativamente limpia, con un contenido de azufre
inferior a 1%.
Durante la década pasada, la producción se ha más que duplicado,
llegando a 70,2 millones de toneladas cortas en 2006. Es muy probable
que la producción de carbón de Colombia siga en aumento en los próximos
años, a medida que continúan los desarrollos rentables a través del
norte y el interior del país. El consumo de carbón de Colombia fue de
4,4 millones de toneladas cortas en 2006, quedando la mayor parte de la
producción disponible para la exportación.
Organización del sector. Colombia completó la privatización de su
sector del carbón en 2004 con el cierre de Minercol, la antigua empresa
estatal del carbón. El mayor productor de carbón del país es el
consorcio Carbones del Cerrejón, compuesto por Anglo-American, BHP
Billiton y Glencore. El consorcio opera el proyecto Cerrejón Zona Norte
(CZN), la mina de carbón más grande de Latinoamérica y la mayor mina de
carbón a cielo abierto del mundo. El proyecto, que consta de un
complejo integrado de mina, ferrocarril y terminal de exportación
costero, produce unos 30 millones de toneladas anuales.
Drummond opera la segunda mina de carbón más grande de Colombia, La
Loma, un proyecto igualmente integrado de mina, ferrocarril y puerto,
que produce 25 millones de toneladas al año. En 2008, Drummond recibió
permiso para comenzar operaciones en la mina El Descanso, cerca de La
Loma, que se espera comience a producir en 2010. Glencore opera las
minas de carbón de Jagua y Prodeco, con una capacidad total de
producción de 8 millones de toneladas por año.
Exportaciones
Actualmente, la mayor parte de las exportaciones colombianas de carbón
se dirigen a Europa, Norteamérica y América Latina, pues la vasta
mayoría de la infraestructura de producción y exportación de carbón
está ubicada en la costa del Caribe. En 2006, Estados Unidos importó
25,3 millones de toneladas de carbón de Colombia, cerca de la mitad de
la capacidad total de exportación del país y 70% del carbón importado
por Estados Unidos. Se cree que la planeada ampliación del canal de
Panamá permitirá a Colombia exportar carbón a nuevos mercados en Asia.
Algunas minas de carbón no integradas de Colombia exportan su
producción por los puertos venezolanos de La Ceiba y Maracaibo.
A fin de sostener el aumento de las exportaciones de carbón, Colombia
necesitará invertir en infraestructura de transporte a fin de eliminar
embotellamientos potenciales de producción. En mayo de 2006, el
presidente Álvaro Uribe anunció planes para construir un terminal de
exportación cerca de Santa Marta. La instalación tendrá características
especiales para reducir la propagación del polvo de carbón en el área
circundante, un popular destino turístico. Informes de la industria
indican que el gobierno colombiano aprobó en 2008 el inicio de la
construcción el puerto, que tendrá una capacidad de exportación de 35
millones de toneladas por año.
Gas metano de carbón
El gas metano de carbón (GMC) es un hidrocarburo gaseoso que aparece
junto a las reservas de carbón. Es similar al gas natural y puede
inyectarse a los gasoductos sin un tratamiento especial. En 2008 se
informó que Drummond realizó el descubrimiento de 2,3 billones de pies3
de GMC en sus minas de Colombia. El GMC tiene el potencial de
incrementar las reservas probadas de gas natural de Colombia, facilitar
una mayor producción y permitir exportaciones adicionales a países
vecinos.
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