La OPEP+, el cártel de países productores de petróleo liderado por Arabia Saudita y Rusia, se reúne el jueves para decidir sobre un nuevo aumento de su producción ante la recuperación económica y para frenar el sobrecalentamiento de los precios.

Si la mejora de la demanda había motivado las últimas subidas, ahora el nivel de precios también guiará la decisión del grupo de productores, cuya estrategia iniciada en abril de 2020 en respuesta a la pandemia ha funcionado prácticamente muy bien.

Los trece miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y sus diez aliados, a través del acuerdo OPEP+, decidieron limitar la producción para reconducir unos precios que se habían hundido por la falta de demanda.

Tras retirar millones de barriles del mercado, consiguieron frenar la caída de los precios y ahora están reanudando con cautela la producción de oro negro, con incrementos mensuales.

La estrategia está teniendo cierto éxito, ya que el Brent y el WTI, los dos contratos de referencia a ambos lados del Atlántico, cotizan en torno a los 75 dólares por barril por primera vez desde octubre de 2018.

Presiones

Esta situación empieza a ser un problema y Rusia debería presionar para aumentar la producción y "asegurar su cuota de mercado", apunta el analista de Saxobank Ole Hansen.

Los precios altos son buenos para las arcas de los miembros de la OPEP+, pero también generan más competencia, ya que animan a otros actores, no sujetos a cuotas, a entrar en el mercado gracias a una producción que de repente se ha vuelto rentable.

La presión "para enfriar el mercado viene también de los grandes consumidores", dice Warren Patterson, de ING.

Esto es especialmente cierto en el caso de India. El tercer consumidor mundial de petróleo, muy afectado por el covid-19, está "instando al grupo de productores a recortar para atemperar la incipiente presión inflacionista", señala Stephen Brennock, de PVM.

"Si los precios se mantienen en este nivel, se resentirán los ingresos disponibles de los consumidores y podrían frenar el crecimiento económico", añade Fawad Razaqzada, de Thinkmarkets.

Los miembros de la OPEP+ tienen mucho margen para aumentar la oferta ya que en julio todavía dejarán de producir unos 5,8 millones de barriles diarios.

Los inversores apuestan por un pequeño aumento de producción de 500.000 barriles diarios con respecto a agosto.

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Incertidumbre

Las perspectivas mejoran mes a mes. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) lo confirmó en su último informe de mediados de junio y predijo que la demanda mundial de petróleo superará los niveles anteriores a la pandemia a finales de 2022.

Además, "los estadounidenses se están preparando para un verano de viajes", dijo Jeffrey Halley, de Oanda, elogiando el progreso de las campañas de vacunación en todo el mundo.

Sin embargo, el cártel debe hacer concesiones a uno de sus miembros, Irán, actualmente fuera de juego por el embargo a su industria petrolera pero que podría volver a medio plazo si las negociaciones internacionales sobre su programa nuclear tienen éxito.

En Colombia

De otro lado, en Colombia, el Ministerio de Minas y Energía (MME) informó que la producción de petróleo, en el mes de abril de 2021, fue de 745.488 barriles promedio día (bpd), una disminución del 6,3% frente a los datos reportados en abril de 2020 (796.164 bpd). Con respecto a la producción de marzo de 2021 (745.427 bpd), no hubo variación.

“Este comportamiento estable se debió a la optimización y al restablecimiento de la producción luego de la afectación de diferidas en campos como Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Acordeonero (San Martín, Cesar), Capella (La Macarena, Meta) y Tigana (Tauramena, Casanare)”, explicó el MME.

En lo corrido del año, la producción promedio de petróleo alcanzó 745.522 bpd, lo que muestra una reducción del 12,6% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 853.884 bpd.

Durante abril de 2021 se inició la perforación de 2 pozos exploratorios y 38 pozos de desarrollo en Colombia, para un total, en lo que va del año, de 9 pozos exploratorios y 123 de desarrollo. Además, durante ese mes se adquirieron 302,5 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 592 kilómetros.
Por su parte, la producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.057 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en abril de 2021, lo que significa una recuperación del 27,8% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (827 mpcpd).
En comparación con marzo de 2021 (1.091 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución del 3,1%.

“Este comportamiento en la producción durante el mes de abril se debió a una menor producción en los campos Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Kananaskis (Tauramena, Casanare), Gibraltar (Toledo, Norte de Santander), Cusiana y Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), debido a la demanda de gas”, resaltó la MME.
 

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Promedio

Durante los primeros cuatro meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 5,92%, llegando a 1.097 mpcpd frente a los 1.035 mpcpd reportados en el mismo periodo del año 2020.

De otro lado, y de acuerdo con el reporte más reciente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), Colombia mantuvo la vida útil de las reservas de crudo en 6,3 años, pese a la fuerte caída del precio en 2020 que afectó tanto las reservas probadas como la producción. Las reservas probadas de gas disminuyeron por tercer año consecutivo, pasando de 8,1 años a 7,7 años de vida útil.  

Para el cierre del año 2020, las reservas probadas de crudo, con corte al 31 de diciembre, corresponden a 1.816 Mbl, lo que significa una disminución del 11% (225 Mbl), comparado con el año anterior, cuando se reportaron 2.041 Mbl. De igual manera, en 2020 la producción disminuyó en un 11,5%, pasando de 323 Mbl en 2019 a 286 Mbl en 2020, lo que explica por qué los años de vida útil en crudo no disminuyeron.

La reactivación de hidrocarburos

Dada la situación de las reservas del país, es de vital importancia para Colombia y los ciudadanos que se siga garantizando la independencia energética con recursos naturales propios, aprovechando la riqueza del subsuelo en el territorio nacional. 

Por eso, desde el Gobierno nacional se está trabajando y desarrollando el Plan de Abastecimiento de Gas Natural, que incluye 8 proyectos de infraestructura de transporte de gas, que representarán inversiones por más de USD$800 millones de dólares, incluida la Planta de Regasificación del Pacífico, que se estaría adjudicando por parte de la UPME en la tercera semana de junio de este año.

La planta tendrá una capacidad de almacenamiento de 170.000 metros cúbicos, podrá regasificar 400 millones de pies cúbicos diarios de Gas Natural Licuado en el municipio de Buenaventura y estará conectada a un gasoducto hasta un punto de entrega al Sistema Nacional de Transporte en el municipio de Yumbo, Valle del Cauca.

Además, Colombia cuenta con un potencial enorme en los Yacimientos No Convencionales, por eso se desarrollan los Proyectos Piloto de Investigación Integral, sugeridos por la Comisión de expertos convocada por el Gobierno Nacional y avalados por el Consejo de Estado, los cuales serán claves para recopilar la información operacional, social y ambiental que le permitan al país tomar una decisión responsable sobre el futuro de este tipo de yacimientos y la autosuficiencia energética en Colombia. 

Precisamente de la mano con la Agencia Nacional de Hidrocarburos se adelanta la senda de reactivación el sector, que ya es una realidad. Hasta el momento se han firmado 35 contratos de exploración y producción, luego de 5 años sin concretar uno solo.