Desde 2013, cuando Colombia logró superar el millón de barriles diario de petróleo, no se presentaba una recuperación sostenida en la producción, como la que se está presentando mes a mes de este año.

Aunque es complicado que el país recobre esos niveles de 2013 y 2015, hoy se está sumando ante la reactivación económica mayores niveles de exploración. Por ejemplo, para agosto se espera que se llegue a una producción de 750 mil barriles diarios, cuando en julio se alcanzó 731 mil barriles.

Sin duda las fallas operacionales, los impactos del paro nacional y los bloqueos se reflejaron en la cifra de producción petrolera de mayo y junio. Sin embargo, para el mes de julio la producción nacional presentó una recuperación importante acorde a las expectativas y se ubicó en 731 mil barriles de petróleo diarios (kbpd). En cifras preliminares la producción de agosto estaría alrededor de los 750kbpd.

De acuerdo con un análisis del Bancolombia, “a futuro, esperamos que la producción del país mejore. Para agosto, un cierre de 750 kbpd aproximadamente, para octubre niveles cercanos a los 760 kbpd y para diciembre alrededor de los 770 kbpd. En 2022 esperamos que la producción del país se ubique alrededor de los 797 kbpd”.

Según el Ministerio de Minas y Energía, la producción de petróleo en julio presentó una expansión en términos mensuales de 5,4% y una contracción anual de 0,5%, respectivamente. Los campos Chichimene, Llanitos, Akacias, Cusiana (Meta), Acordionero (Magdalena), Palagua, (Boyacá), Cupiagua y Pauto sur (Casanare) presentaron disminuciones en la producción debido a fallas mecánicas en los pozos y a fallas eléctricas principalmente.

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El gas

Por su parte, la producción de gas natural de Colombia en julio fue de 1.1 millones de pies cúbicos por día (mpcpd), aumentándose 5,2% mensual y 20,1% anual. Lo anterior, debido al alza en la producción por la entrada en operación del campo Aguas (Córdoba) y un incremento del gas comercializado a causa a la demanda del gas en el país.

De otro lado, en agosto la tasa de cambio presentó una tendencia bajista, evidenciando variaciones de 1,4% mensual y 1,3% anual. Así, la tasa de cambio promedio fue de $3.884 por dólar lo que coaccionó los precios del petróleo medidos en pesos colombianos a niveles máximos.

En el octavo mes del año, el precio promedio del Brent fue cercano a los $273mil/barril (-4,0% mensual).

Taladros

De otro lado, para julio el número de taladros contratados aumentó en seis unidades, alcanzando los 133 equipos, de los cuales 118 se reportaron como activos (frente a 107 en junio). Acorde a las proyecciones de Campetrol a pesar de los altos niveles de precios, para los próximos tres meses el sector parece estabilizarse alrededor de los 118 taladros contratados.

De los 266 equipos en existencia consolidados para julio, 110 se destinaron a labores de drilling, de los cuales 38 se reportaron como contratados y 31 en operación. Es relevante destacar que, de los 31 equipos activos, tres estuvieron en movilización y 28 en operación.

Por otro lado, se reportaron 156 taladros destinados a funciones de workover, de los cuales 95 están registrados como contratados y 87 en operación.

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Exportaciones

Según las cifras publicadas por el DANE, en junio las exportaciones de petróleo se ubicaron en US$1.003 millones, exponiendo un decrecimiento de 17,1% mensual y 79,2% anual. Por otro lado, según datos de la DIAN las importaciones de petróleo de junio, totalizaron US$291 millones, creciendo 18,8% mensual y 429,1% anual.

De acuerdo con los analistas, en el sector de petróleo y gas se presentaron resultados mixtos en el segundo trimestre del año, con Ecopetrol liderando en el lado positivo debido a que el efecto precio denominado en pesos y las eficiencias en costos compensaron la afectación en la producción.

Las estimaciones de costos y gastos operacionales y no operacionales estuvieron en línea con lo presentado por la compañía y las diferencias en Ebitda y utilidad neta obedecen principalmente a los ingresos significativos del período.

Por su parte Canacol no superó las cifras del segundo trimestre del 2020 y del segundo del 2019, debido a que las ventas de gas no alcanzaron a recuperar el nivel de largo plazo de 200 mmpcd, en parte por un menor consumo de las termoeléctricas.

Terpel, por otro lado, presentó resultados positivos en vista de que se superó el Ebitda y la utilidad neta prepandemia. El Ebitda, por su parte, alcanzó $270 mil millones, lo que representa un margen de rentabilidad destacable frente a la historia reciente de 5,3% pero por debajo de la expectativa de 6,1%. Es relevante resaltar que frente a los resultados prepandemia (segundo trimestre del 2019) el Ebitda creció un 23%, dada la reactivación económica, la mayor movilidad, el control de los gastos y los mejores resultados de filiales en otros países.

En agosto, el incremento de contagios de covid-19 obligó a las dos principales potencias consumidoras de petróleo en el mundo a moderar el ritmo de reapertura. En este sentido, se presionaron fuertemente los precios de petróleo a la baja para mitad de mes; posteriormente, a partir del 23 de agosto, los precios se recuperaron debido al debilitamiento del dólar y mejores expectativas frente a menores casos de la variante Delta, lo que situó nuevamente el Brent alrededor de US$72,7/barril y el WTI en US$68/barril. Para 2022, se espera un precio Brent promedio de US$70/barril.

Contexto internacional

En agosto, el promedio del WTI se ubicó en US$67,6/barril y el Brent en US$70,3/barril, presentando contracciones mensuales de -6,6% y - 5,3%, respectivamente. El incremento de contagios de covid-19 obligó a las dos principales potencias consumidoras de petróleo en el mundo a moderar el ritmo de reapertura. Por esto, se presionaron los precios del petróleo a la baja para mitad de mes; posteriormente, a partir del 23 de agosto, los precios se recuperaron debido al debilitamiento del dólar y expectativas positivas frente a menores casos de la variante Delta, situando nuevamente el Brent alrededor de US$72,7/barril y el WTI en US$68/barril.

Según la EIA, la producción global de crudo en julio totalizó 97,42 mbpd (+1,4% mensual), mientras que la demanda alcanzó 98,78 mbpd (+0,3% mensual). De esta manera, el mercado petrolero continúa registrando un balance de escasez, lo que expone una tendencia bajista en los escenarios de sobredemanda que se han registrado desde febrero de 2021. Por su parte, la producción de EE. UU. en julio se incrementó, alcanzando 11,4 mbpd (frente a 11,1 mbpd producidos en junio), presentando niveles de producción con tendencia alcista dada la mejora en la demanda.

Así mismo, la producción de la OPEP+ presentó una variación de +1,7% mes, totalizando en 37,3 mbpd durante julio, en línea con lo establecido en el cronograma de recortes productivos acordados por la organización. Según las proyecciones de la EIA, para los meses restantes de 2021 se espera, en términos generales, que la demanda continúe superando la oferta alcanzando casi un balance de mercado cercano a cero. Lo anterior, dejaría una percepción de lateralidad con presiones levemente alcistas para lo que queda de 2021.

Las expectativas aún se mantienen en que la recuperación de la demanda continúe aumentando al ritmo de la producción para mantener precios laterales o levemente alcistas. Por esto se deberá vigilar:

(i) La decisión que tomará la OPEP+ en la reunión de inicios de septiembre, especialmente sobre los niveles de recorte productivo y el horizonte del balance para lo que queda del año.

(ii) Los efectos que pueda traer la expansión de la variante Delta.

(iii) Los informes de desempeño de los indicadores de crecimiento económico alrededor del mundo.

(iv) El comportamiento semanal de los inventarios de Estados Unidos, como indicador de corto plazo del balance entre oferta y demanda.