La injerencia lenta pero sostenida del petróleo en la actividad económica del país, ha despertado inquietud ante el panorama que ahora se vislumbra ante el incremento de los precios del petróleo a nivel mundial.

 

Sin embargo los analistas consideran que las cotizaciones que ya bordean los 108 dólares por barril y que presentan una tendencia a seguir subiendo, mantendrían bien posicionada a Colombia.

Señalan los estudios, que el sector petrolero en Colombia ha ganado relevancia en los últimos años, representando un 8 por ciento del PIB y un 55 por ciento de las exportaciones en 2012, cifras comparadas con 4 por ciento y 26 por ciento en 2006, respectivamente.

 

Por su parte, y de acuerdo con cifras del Banco de la República, el recaudo del impuesto a la renta, IVA externo y aranceles a la importación de maquinaria proveniente del sector petrolero, así como los dividendos girados a la nación por Ecopetrol, pasaron de representar 1.2 por ciento del PIB en 2003 a 1.5 por ciento en 2010. Asimismo, los ingresos por regalías del sector se incrementaron de 0.8 por ciento del PIB en 2003 a cerca de 1.2 por ciento en 2011.

 

Proyecciones a mediano y largo plazo

Indica un estudio privado que actualmente el cartel de la OPEP (compuesto por 12 países) continúa siendo el principal ofertante de crudo, mientras que el crecimiento de la producción de países independientes, principalmente Rusia (+53 por ciento desde 2000), China (+27 por ciento) y Brasil (+62 por ciento), ha disminuido la participación del petróleo extraído por la OECD, tendencia que ha sido reforzada por la reducción de la producción en las cuencas offshore del Mar del Norte pertenecientes a UK, Países Bajos, Noruega, Alemania y Dinamarca.

Frente al comportamiento del mercado, la OPEP agrupó el 43 por ciento de la producción y el 57 por ciento de las exportaciones de crudo en 2012. Arabia Saudita aportó el 30 por ciento (9.8 MBPD) de la producción de la OPEP (32.8 MBPD), siendo el segundo productor a nivel mundial después de Rusia, país que está a la cabeza desde 2006.

Sin embargo, la caída en la producción agregada de la OECD de 17.8 a 15.6 MBPD durante este período, se ha visto parcialmente contenida por el continuo incremento en la producción de Canadá y el reciente despegue de la extracción de crudos no convencionales (shale oil, oil sands) en Estados Unidos.

Demanda mundial

Por otra parte, la maquinaria económica de Estados Unidos continúa lubricada por su intensivo uso de hidrocarburos, principalmente petróleo y gas, convirtiendo al país en el principal consumidor de crudo a nivel global, usando 18.5 MBPD o 21 barriles de petróleo per cápita por año.   

Aunque EU casi duplica el consumo de petróleo diario de China, la inserción de ésta a la economía global junto a las demás economías asiáticas, se ha traducido en un desplazamiento hemisférico del consumo de petróleo, logrando que Asia y Oceanía concentren el 33 por ciento, un incremento desde 27 por ciento en 2000, implicando una disminución en la participación de Norte América y Europa que pasaron de 31 por ciento y 21 por ciento a 26 por ciento y 16 por ciento respectivamente. 

Explica el análisis que desde comienzos de siglo, China, además de duplicar su consumo de petróleo, pasando de 4.7 a 10.2 MBPD, ha mantenido el consumo energético intensivo en carbón. India y Brasil incrementaron su consumo a una tasa anual promedio de 4.8 por ciento y 3 por ciento desde el 2000, respectivamente.

Asimismo, la baja producción de petróleo en el Mar del Norte se ha reflejado en un detrimento del autoabastecimiento de los países europeos, quienes casi duplicaron su exposición al crudo externo en 2012.

Por su parte, EU ha emprendido el rumbo hacia un consumo autoabastecido desde 2008, pasando de un ratio consumo/producción de 4.07 en 2007 a 2.85 en 2012. De una muestra de 212 países, 38 consumen menos de su producción, entre los cuales se encuentran todos los miembros de la OPEP y, entre otros, Colombia.

La mejor posición de EU

Teniendo en cuenta la actual coyuntura, en EU avanza el desarrollo de tecnologías de perforación horizontal y fracturación hidráulica que han extendido el punto de inflexión en las reservas mundiales, adicionando crudos pesados (p.e. Cuenca del Orinoco) junto a recursos no convencionales como petróleo de esquisto (Shale Oil) y Oil Sands, acumulando 1.6 billones de barriles en reservas, un incremento de 74.7 por ciento respecto a comienzos de siglo.

Según la última actualización de la Administración de Información de Energía, EIA (2013), Venezuela sobrepasó a Arabia Saudita como el país con mayores reservas probadas, acumulando en su territorio 297.5 mil millones de barriles (18 por ciento) y recursos probables de shale oil por 13.4 mil millones de barriles.

La producción proyectada según la EIA, lograría contabilizar 99.8 MBPD en 2040, un crecimiento de 12 por ciento con respecto a 2012 (contabilizando crudo y otros combustibles líquidos). Bajo este escenario, la OPEP incrementaría su cuota de producto de 40.8 a 48 por ciento durante este período.

De acuerdo con la EIA, un escenario en el cual EU se convierta en exportador neto de crudo y combustibles líquidos (escenario de alta producción y no crecimiento del consumo) requeriría de un incremento del 77 por ciento frente a su producción actual, a su vez que el consumo se mantenga constante alrededor de los 18 MBPD.

Bajo este escenario EU seria autosuficiente en 2030 y exportaría el 8 por ciento de su producción en 2040. Este caso contempla un éxito extractivo de los recursos de shale oil, una adecuada infraestructura de transporte y un cambio en los hábitos de consumo, consecuencia de una legislación ambiental más estricta. 

Así, un escenario en el cual EU se convierte en exportador neto de crudo luce todavía lejano. Por su parte, si bien existe la posibilidad de que este país se convierta en exportador neto de gas en los próximos diez años, una reducción de las importaciones de crudo requeriría una reconversión de todo su aparato productivo, lo cual resulta complejo.

La revolución extractiva

De acuerdo con un análisis de ANIF, Estados Unidos completó casi dos décadas de pruebas-error y ahora de interesantes aciertos en materia extractiva, dando origen a lo que se conoce como la revolución del shale-gas-oil. Se trata de la exitosa aplicación de nuevas tecnologías de fraccionamiento hidráulico (fracking) a través de las cuales se recuperan depósitos de crudo y gas atrapados en las rocas de esquisto, usando ingeniosas técnicas de presión con agua y químicos

Estas nuevas técnicas extractivas han significado crecimientos del 7 por ciento al 15 por ciento en la producción petrolera de los Estados Unidos en los últimos años, alcanzando producciones de 6.5mbd al cierre de 2012 (frente a los 2.5mbd que se estiman para Venezuela o al millón de Colombia). Algunos analistas ya hablan de posibilidades de su autosuficiencia energética para finales de esta década, lo cual implicaría llegar a desbancar a Arabia Saudita como principal potencia petrolera.

De ser así, Estados Unidos podría superar su histórica dependencia geopolítica respecto del Medio Oriente, situación que hoy le representa un sobrecosto de hasta US$20/barril a la hora de “construir” sus reservas estratégicas.

Estos desarrollos del shale gas-oil han permitido generar nuevos clusters petroleros, como el de Dakota del Norte con producciones de unos 680kbd frente a los 120kbd de hace 5 años. También han renacido bastiones tradicionales, como el de Texas, al duplicar su producción y elevarla de 1.1mbd a 2mbd.

Ahora uno de los grandes desafíos tiene que ver con la adecuación de su infraestructura para movilizar dicho crudo adicional. Cabe señalar que, dada su dependencia importadora, la infraestructura estaba pensada para movilizaciones de sus costas hacia el interior del país y la actual ubicación de sus refinerías representa un desafío frente a sus nuevas fuentes de provisión (lejos de sus costas).

Lo que actualmente se observa es un atascamiento de crudo en Cushing (Oklahoma), su principal hub de almacenamiento petrolero, el cual determina las cotizaciones de contratos referidos al WTI. Ello está produciendo sobrecostos de almacenamiento en el golfo de México y retrasos en entregas, todo lo cual se refleja en una ampliación del spread de la cotización del Brent (con mayor disponibilidad global en el Mar del Norte) sobre el WTI.

En efecto, históricamente el precio del Brent no se alejaba demasiado del WTI (diferencias de US$1-2/barril), dada su disponibilidad equivalente. Sin embargo, a partir del 2011, el diferencial Brent-WTI se ha ampliado, registrando valores hasta de US$10-15/ barril, ver gráfico adjunto. Esto ha propiciado una migración de las cotizaciones del mercado del WTI hacia el Brent, en busca de “señales” más transparentes sobre disponibilidad del crudo en el mercado spot.

Colombia no ha sido la excepción. Ecopetrol también ha ido virando su referencia de ventas del WTI hacia el Brent y, desde el 2011, ha logrado atar todas sus ventas al Brent. Ello le ha reportado mayores precios del crudo para la llamada “Cesta Colombia”.

Dice ANIF que “nuestros cálculos (implícitos) en las exportaciones de crudo indican que se han logrado spreads de la Cesta Colombia frente al WTI de US$8/barril a US$10/barril, cuando históricamente se tenían spreads negativos de unos US$8/barril a US$11/barril frente al WTI”. Todo esto explica por qué en la fijación de parámetros de la Regla Fiscal se ha escogido como referente el precio Brent y no el acostumbrado WTI.

La Comisión de expertos que trabaja en dichos parámetros recientemente escogió como referente un precio de largo plazo de US$107/barril para el Brent, equivalente a unos US$98/barril para la Cesta Colombia.

¿Qué cabe esperar sobre el comportamiento futuro de estos referentes de precios del petróleo? ANIF considera que durante 2013-2014, el Brent promediará US$103/barril y el WTI unos US$94/barril. Ello implica una ligera corrección a la baja respecto de los actuales niveles de US$107/barril y US$105/barril, respectivamente.

Este sería el efecto de alguna distensión frente a la difícil geopolítica que se observa en Turquía y Egipto, aunque continuarían los tradicionales problemas en todo el Oriente Medio. También suponemos que ocurrirá un estrechamiento en el diferencial Brent-WTI gracias a: i) mejor movilización de los inventarios en Oklahoma por vía férrea; ii) aumento en demandas para refinamiento en los Estados Unidos; y iii) una reversión en el flujo del oleoducto Seaway (ahora de Oklahoma hacia Texas), evacuando unos 400kbd de Cushing hacia el Golfo de México.

Hacia el mediano plazo, ese spread Brent-WTI seguirá en valores bajos (unos US$5/barril), al entrar en funcionamiento nuevos oleoductos (incluyendo el Keystone pipeline con capacidad para 830kbd).

Los beneficios en el país

Por todo lo anterior, los precios del petróleo se podrían mantener en niveles relativamente altos en el mediano y largo plazos a pesar de los riesgos presentes desde el lado de la oferta (EU), lo que permitiría que Colombia pueda seguir aprovechando su tendencia reciente en materia de exploración y producción de crudo para lograr los objetivos de mayores tasas de crecimiento económico, una mejora continua de su perfil fiscal y una mejor distribución del ingreso.

Entre los riesgos están los incrementos internos en los precios de los combustibles que van a presionar la inflación y el costo de vida de los consumidores.

Evidentemente, la situación futura del país no sólo depende de los precios internacionales sino de la continuidad del desarrollo del sector a nivel local. Bajo un escenario base propuesto por la UPME, los descubrimientos no desarrollados junto a mejores tasas de recobro (a través de nuevas tecnologías), extenderían el pico de producción hasta los 1.23 MBDP en 2018 para luego depender de posibles desarrollos en campos aun no explorados y la adición de recursos no convencionales.

De acuerdo con diferentes fuentes del sector, el país se encuentra ampliamente inexplorado, existen zonas con alta prospectividad (p.e. Putumayo), aumentos potenciales en el recobro podrían incrementar las reservas del país en forma significativa, mientras que, de acuerdo con la EIA, el potencial de crudos no convencionales en las cuencas del Valle Medio del Magdalena (VMM), los Llanos y El Catatumbo podrían adicionar 6,800 MM de barriles a las reservas técnicamente recuperables (tres veces las actuales).

Sin duda alguna, el potencial de adicionar reservas dependerá de una correcta legislación de los recursos no convencionales, el desarrollo eficiente de la agenda ambiental del gobierno, la continuidad en los avances de seguridad y el desarrollo de infraestructura. Si bien los retos son altos a nivel local y lo sucedido en EU genera un nuevo escenario global en el largo plazo, las oportunidades para Colombia persisten.