En los últimos 10 años el país dejó de extraer más de 300.000 barriles día. Y desde 2018 a la fecha, nivel de bombeo no crece.
Los seis años (2012-2018) en los que el país no entregó un solo bloque para desarrollo petrolero, hoy le están pasando la cuenta de cobro a la operación hidrocarburífera que se realiza en el territorio colombiano.
Mientras la Nación sigue en su tarea de asignar más áreas para producir crudo y gas natural en los próximos años gracias al Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), mecanismo que comenzó a funcionar desde el 2019 en un proceso que está reactivando esta industria, la otra cara de la moneda corre por cuenta del comportamiento a la baja en la extracción de hidrocarburos desde finales del 2018 a la fecha.
Los resultados saltan a la vista. Datos del Ministerio de Minas y Energía (MME) indican que en cuestión de 10 años la nación pasó de producir más de un millón de barriles promedio día (bpd) en el 2010 a poco más de 740.00 bpd en el 2020, lo que significa que los campos petrolíferos del país han dejado de bombear 300.000 bpd.
De igual manera, en promedio año (enero-diciembre) queda demostrado el decrecimiento en el volumen de extracción. En el 2019, la nación bombeó 885.863 bpd, y en el 2020 fue de 780.224 bpd, lo que refleja una diferencia de 105.639 bpd.
Cabe resaltar que la pandemia por la covid-19 que restringió la demanda de combustibles y la caída en el precio internacional del crudo en el 2020, llevó a una contracción en la operación petrolera internacional, de la cual el país no escapó.
TAREA EN POCOS CAMPOS
Prácticamente la operación hidrocarburífera de Colombia recae en lo que se pueda extraer en crudo de diez campos la mayoría en declinación, los cuales representan más del 80% de la actividad petrolera.
Registros de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) señalan que el grueso de la extracción de crudo para el 2020 en el territorio nacional recayó en los campos Rubiales, Castilla, Chichimene, Castilla Norte, Quifa Suroriente, Tigana, La Cira, Jacana, Pauto Sur y Caño Limón.
De igual manera, en los mismos registros de la citada entidad del Estado, señalan que el año pasado el país superó los 130 millones de barriles en producción de crudo en 20 bloques, de los cuales 107 millones de barriles fueron reportados por los mencionados 10 campos.Para el sector petrolero del país, la extracción de crudo no debería seguir dependiendo de un número reducido de campos, por esto solicitan a la Nación que se le de celeridad a la exploración y producción (E&P) de los bloques que han sido entregados para desarrollo de los tres ciclos del PPAA.
En diversos escenarios, Francisco José Lloreda, presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), viene señalando que para realizar las inversiones necesarias en el sector hidrocarburífero, es importante que el país mantenga la estabilidad política, siga avanzando en aspectos contractuales y fiscales, trabaje en mejorar las condiciones de entorno y en la reducción de tiempos de trámites y costos de transporte.
Sin embargo, para el mismo sector petrolero, la caída que se ha registrado en la producción de crudo en los últimos 10 años, en lo que ha incidido de gran manera el comportamiento a la baja en la cotización del barril, a lo que se suma que no han entrado campos nuevos a la operación nacional, tienen prendidas las alarmas de la industria, ya que sigue decreciendo el nivel de extracción.
Para el presidente de la ACP, las empresas están enfocando sus esfuerzos de inversión en sostener la producción en los niveles que registraron en el 2019, evitando la declinación natural de los campos.
“Si no se realizan inversiones en E&P a corto o mediano plazo, la producción de crudo caería a valores cercanos a los 730.000 bpd, de ahí la importancia de continuar impulsando el dinamismo del sector” advierte el líder gremial.
En el mismo sentido, Inés Elvira Vesga, senior counsel de Holland & Knight, señaló que “es hora que el Gobierno defina su política futura en materia de exploración y producción de hidrocarburos de manera mucho más proactiva y sin dilaciones. Otros países han avanzado mucho más”.
La experta también comenta que “la potencial crisis energética sólo se verá profundizada si, además de limitaciones por sequía, el país sigue posponiendo innecesariamente sus decisiones en materia de desarrollo de gas”.
DECRECIMIENTO EN ECOPETROL
Cabe destacar que, en el caso de Ecopetrol, la petrolera que tiene más del 70% de la operación nacional, sus 10 principales campos: Castilla, Rubiales. Chichimene, Caño Limón, Qufa, La Cira, Cupíagua, Cusiana, Guajira y Pauto Sur, producen en la actualidad más de 500.000 bpd.
La joya de la corona, el campo Rubiales, cuya operación asumió la petrolera nacional en julio de 2016, fue en su momento uno de los grandes referentes que ayudaron a la suma de volúmenes de crudo del país para que se superara el millón de barriles.
Sin embargo, hoy se encuentra en plena declinación, decrecimiento que viene desde el 2013, y ya no registra el pico de bombeo, el cual llegó a superar los 210.000 bpd.
“En el último año se presentó una disminución por las medidas adoptadas para enfrentar la pandemia (covid-19) por la emergencia sanitaria y la crisis de precios por el enfrentamiento entre Rusia y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep). Cerramos temporalmente algunos pozos (no campos) durante algunos meses. De todas formas, la producción del grupo cerró el año cerca de los 700.000 bpd”, explicó uno de los voceros de Ecopetrol.
Fuente: Portafolio.co