Tendencias del sector petrolero y la economía colombiana · global y de oferta por la inicial...

Tendencias del sector petrolero y la economía colombiana

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Dimensión Energética

Tendencias del sector petrolero

y la economía colombiana Escenarios de choque de precios y COVID-19

Dirección de Asuntos Económicos y Administrativos

Abril 21, 2020


2

Estudios Ecónomicos

GERMÁN ESPINOSA Presidente Ejecutivo [email protected]

ANDRÉS SÁNCHEZ Director Económico y Administrativo [email protected]

JUAN SEBASTIÁN GALLEGO Analista Económico [email protected]

LUISA FERNANDA TORRRES Analista Económica [email protected]

FELIPE ROMERO Analista Técnico [email protected]

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SOMOS

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Eduardo Luis Amaris – Analista Comercial

[email protected] | (+571) 6170188-6170204 ext 103 | 3163623619

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CUENTE CON CAMPETROL - MENSAJE DEL PRESIDENTE EJECUTIVO

Hoy nos encontramos frente a una situación mundial única, enfrentando un reto que no habíamos tenido

que vivir en esta generación. Es por esto que en Campetrol nos estamos adaptando para ajustarnos

rápidamente a las nuevas necesidades de nuestros afiliados.

Sabemos que la industria de hidrocarburos se encuentra en un proceso de adaptación a las nuevas

condiciones mundiales, haciendo cambios profundos en su actividad, y el sector de bienes y servicios no

puede ser una excepción en esta dinámica.

En este sentido, encontramos una oportunidad para que los afiliados de Campetrol puedan aprovechar

el know-how que tienen los colaboradores del gremio y así, maximizar el valor del mercado para que las

empresas de bienes y servicios sean sostenibles y sigan creciendo, dentro de la coyuntura.

Oportunidad de apoyo a los afiliados por parte de la

Dirección Económica y Administrativa

Oportunidad de apoyo a los afiliados por parte de la

Dirección de Asuntos Públicos y Corporativos


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TABLA DE CONTENIDO

1. Introducción: ¿Por qué, en medio de la pandemia del COVID-19 y el choque de precios, la industria

petrolera es un sector mucho más estratégico? ................................................................................ 4

2. ¿Qué nos puede enseñar la anterior crisis petrolera? [1] .......................................................... 9

1. El “Boom” de precios pre-2014 ..........................................................................................10

2. La caída de los precios internacionales ...............................................................................13

3. Impacto en Colombia [4], [5] ............................................................................................15

3. La doble coyuntura de 2020: COVID-19 y la caída de los precios ...........................................20

1. El COVID-19 [6] ..............................................................................................................20

2. ¿Qué sucede con los precios? ............................................................................................22

El papel de OPEP+ y G20 ......................................................................................................... 22

3. Panorama de la oferta ........................................................................................................23

Producción ................................................................................................................................. 23

Capacidad de almacenamiento .................................................................................................. 24

4. El Acuerdo ........................................................................................................................26

5. Demanda ...........................................................................................................................27

6. Reacciones del Gobierno Nacional .....................................................................................28

4. ¿Hacia dónde nos lleva la actual coyuntura?: Una perspectiva de la crisis sobre los precios y los

niveles de producción ....................................................................................................................31

1. La Geopolítica y precios del petróleo .................................................................................31

2. Producción y breakeven, ¿Hasta dónde es eficiente la producción? .....................................32

3. Impactos en la Economía Internacional ..............................................................................35

4. La Economía Colombiana y su vulnerabilidad ante la coyuntura .........................................36

5. Escenarios de Precios y Producción 2020-2022 ......................................................................40

1. Escenario de Precios ..........................................................................................................40

2. Escenarios de producción de petróleo en Colombia ...........................................................42

6. Impactos del doble choque de precios y COVID-19 sobre el sector petrolero en Colombia ....43

1. Pozos exploratorios ............................................................................................................43

2. Adquisición Sísmica ...........................................................................................................44

3. Taladros ............................................................................................................................47

4. Empleos ............................................................................................................................50


3

7. Impactos del doble choque de precios y COVID-19 sobre la economía colombiana ...............53

1. Exportaciones petroleras ....................................................................................................53

2. IED petrolera ....................................................................................................................54

3. TRM .................................................................................................................................56

4. PIB petrolero ....................................................................................................................55

5. Renta petrolera ..................................................................................................................57

8. Conclusiones y Recomendaciones de Política .........................................................................61

1. Conclusiones .....................................................................................................................61

Generales ................................................................................................................................... 61

Sobre el sector petrolero colombiano ........................................................................................ 61

Impactos sobre la Economía colombiana .................................................................................. 62

2. Recomendaciones de Política .............................................................................................63

Garantizar la viabilidad operacional ........................................................................................... 63

Estabilidad Jurídica .................................................................................................................... 64

Apertura de líneas de crédito ..................................................................................................... 64

Régimen Fiscal ........................................................................................................................... 64

9. Bibliografía ............................................................................................................................63


4

1. Introducción: ¿Por qué, en medio de la pandemia del

COVID-19 y el choque de precios, la industria petrolera es

un sector mucho más estratégico?

El mundo hoy ve como la pandemia del COVID-19 ha frenado la economía mundial, afectando a todos

y cada uno de los sectores productivos, y llevando a lo que posiblemente sea la peor crisis económica

desde la Gran Depresión, de 1929. Tanto a nivel global, como en Colombia, la industria de petróleo y

gas, y toda su cadena de valor, incluyendo la de bienes y servicios, no es ajena a este impacto. Sumado a

lo anterior, una dramática caída en los precios del barril ha terminado de configurar lo que podría ser una

de las peores crisis de la historia para el sector de O&G. El objetivo de este documento es realizar un

recorrido por la última crisis, iniciada con la caída de precios en 2014, estudiar sus impactos y analizar,

dadas las condiciones actuales del doble choque que hoy nos afecta, cuales serían las tendencias que

podrían seguir estos impactos sobre la economía y el sector petrolero colombiano.

Desde la primera gran crisis del petróleo en 1973, se han observado una multitud de estas coyunturas

enfocadas en los precios a lo largo de la historia. Antes de los 2000, la respuesta de los precios se

presentaba ante eventos estructurales que condicionaban de forma volumétrica el balance del mercado

entre oferta y demanda, sin embargo, con la introducción de los precios internacionales como cotizaciones

en las principales bolsas de valores del mundo, la respuesta de los precios pasó a ser también de carácter

bursátil. En adelante, las crisis pasaron de ser estructurales a tener importantes contenidos especulativos,

tal como se observó con los ataques del 11 de septiembre y la crisis financiera de 2008. Posteriormente,

la crisis de 2014 se gestó en la medida en que la revolución de los shale en Estados Unidos, un evento

estructural que impulsó inesperadamente la oferta al alza, se a la vez profundizado por la especulación de

los mercados bursátiles, por lo que ambos efectos conllevaron a un choque en los mercados, con una

caída en los precios que derivó en una crisis en la industria petrolera, con una duración cercana a los dos

años, ubicando así a la industria en nuevo normal de precios que puso fin a la época de las cotizaciones

del barril de 100 USD [1].

En el nuevo normal de precios bajos que debemos enfrentar hoy en día, el sector es más resiliente ante

los choques externos después de la crisis de 2014, y ha adoptado buenas prácticas operacionales para

continuar desarrollando su actividad, cada vez de manera más eficiente. El 2019 cerró con un precio

promedio Brent de 64,4 USD/BL, 10% por debajo del promedio de los 71 USD/BL de 2018. Esta caída

no representó pérdidas para la industria, por el contrario, en el 2019 el sector consolidó su recuperación

y retomaba una tendencia de crecimiento positiva. Este año, el promedio Brent de enero a abril está en

48,5 USD/BL, 22% por debajo del promedio de mismo periodo de 2019, y la tendencia se mantiene a la

baja a la espera de los recortes anunciados por la OPEP+ y el G20 a partir del 1 de mayo, y de la evolución

del COVID-19. El 2020, por tanto, representa un reto muy grande para el sector, no solo por los precios

bajos, sino por las restricciones que la cuarentena obligatoria impone a nivel nacional e internacional.

A este nivel de precios se añade un efecto bursátil que llevó el WTI a cotizarse por debajo de los 10

USD/BL en lunes 20 de abril, fecha de publicación de este documento. Este hecho se explica por el

contrato de esta referencia de entrega en mayo que está próximo a expirar (21 de abril), por lo que los

agentes están vendiendo estos contratos para adquirir unos a mayor plazo. Los contratos de mayor plazo

se cotizan sobre los 20 dólares, el rango que sigue el WTI desde marzo. Esto nos indica que la caída de

este tipo de crudo no es un reflejo de las condiciones reales del mercado. Sin embargo, el Brent también

ha experimentado una ligera tendencia a la baja, la cual se atribuye al sentimiento de preocupación del

mercado frente a la crisis económica que se avecina, y la gran acumulación de existencias en Estados

Unidos, que añade presiones a la baja sobre la ya débil demanda.


5

Hoy, la propagación del COVID-19 tiene en jaque a la mayoría de los países, con una inevitable recesión

económica a la vuelta de la esquina y como resultado de esta, una demanda de petróleo a la baja. A lo

anterior, se le debe sumar que en marzo se dio una ruptura de los acuerdos de recorte a la producción de

la OPEP+, lo que generó expectativas de oferta al alza, desbalanceando aún mas el mercado y ubicando

los precios del crudo en mínimos de 20 años. Con fuertes presiones de demanda por la crisis sanitaria

global y de oferta por la inicial falta de acuerdo en los recortes, profundizado con la especulación del

mercado bursátil y las perspectivas negativas de la economía mundial, el sector petrolero se enfrenta a un

escenario nunca antes visto.

El sector petrolero en Colombia y perspectivas

Colombia no es ajena a la crisis actual. En efecto, las medidas del Gobierno Nacional para contener la

propagación del COVID-19 plantean un nuevo escenario socioeconómico, bajo el cual, todos los sectores

productivos, algunos más que otros, se ven ante el escenario de una fuerte disminución en la actividad, la

cual amenaza directamente su sostenibilidad financiera, incluyendo los ingresos y empleos de cientos de

miles de colombianos. Toda la cadena de valor del sector petrolero no es la excepción, incluyendo los

bienes y servicios petroleros, pues la caída en la demanda, las restricciones a la movilidad de personal y

los nuevos protocolos de salud representan un nuevo reto para sostenibilidad de la industria colombiana.

El sector venía avanzando en su recuperación, luego de la caída iniciada en 2014. El año 2019 fue positivo

y el 2020 se veía mucho mejor, pues sería el año que iniciaría una nueva fase de reactivación en la industria

petrolera. Gobierno, Industria y Territorio han trabajado mancomunadamente en búsqueda de un sector

mucho más competitivo, generador de encadenamientos productivos, de sostenibilidad macroeconómica

y desarrollo regional. Las perspectivas no podrían ser mejores para 2020, pues la puesta en marcha del

Programa Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), de los avances en los Proyectos Piloto de

Investigación Integral (PPII), del nuevo impulso al offshore y a la exploración continental, generaban un

importante interés inversionista por Colombia. Todo ello con el objetivo de continuar uniendo esfuerzos

en pro de la autosuficiencia petrolera del país.

La actividad del sector durante 2019 se encontraba en una senda ascendente. Por un lado, las estrategias

llevadas a cabo por el Gobierno Nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía y la Agencia

Nacional de Hidrocarburos (ANH) dieron como resultado la firma de 31 nuevos contratos de E&P,

marcando fuertemente el camino de la reactivación del sector. Por su parte, la producción promedio de

petróleo alcanzó los 886 mil barriles por día, su nivel más alto en los últimos tres años, con un promedio

de 138 taladros en operación.

Así mismo, se alcanzó la perforación de 48 pozos exploratorios y la adquisición de más de 5.300

kilómetros de sísmica, de los cuales 2.100 correspondieron a sísmica terrestre, unos niveles superiores a

los obtenidos durante 2018, y que, en el caso de la sísmica, triplicaron las metas propuestas en el Plan

Nacional de Desarrollo. Sin embargo, estos niveles aún se encuentran muy distante de los 123 pozos y

16.300 kilómetros de sísmica terrestre adquiridos en promedio entre 2010 y 2012, un hecho que pone en

peligro nuestra autosuficiencia energética en el mediano plazo.

Con esta caída de la demanda y de los precios del crudo, se compromete una fracción bastante significativa

de las operaciones del sector petrolero en toda su cadena de valor y muchos proyectos que se veían

atractivos para este año, han dejado de serlo con el nivel de precios actual. De esta manera, las empresas

de E&P han empezado a realizar recortes en sus planes y programas de inversión para 2020, lo que

reduciría considerablemente la actividad, producción y contratación del sector, afectando especialmente

al de bienes y servicios petroleros, disminuyendo así el aporte de todo el sector a las regiones, a las cuentas

fiscales gubernamentales y a los agregados macroeconómicos.


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Estos impactos sobre el sector afectan directamente la economía colombiana. Como es sabido, el sector

petrolero y toda su cadena de valor son fuente, por un lado, de ingresos para la nación y las regiones, y,

por otro lado, de divisas, convirtiéndolo en un sector estratégico para el crecimiento y el desarrollo

económico de Colombia.

El sector representa cerca del 3,4% del PIB nacional, los ingresos fiscales que giró al Gobierno Nacional

en 2019 representaron el 1,4% del PIB, un 8,6% del total de los ingresos totales. Tan solo entre 2011-

2018, la industria apotró cerca del 10% de los ingresos del Gobierno Nacional, ingresos fundamentales

para financiar el desarrollo en términos de salud, educación, infraestructura, vivienda, agua y saneamiento

básico, entre otros, lo cual es fundamental para la lucha contra la pobreza en Colombia. Tan solo

Ecopetrol, aportó en 2018 un total de $23 billones de pesos (dividendos, impuestos y regalías), y en la

última década una suma de $220 billones.

Por otra parte, si bien el sector es intensivo en capital y no en mano de obra, genera más de 100 mil

empleos a lo largo del territorio nacional e importantes encadenamientos que permiten impulsar el

desarrollo regional. La renta petrolera (dividendos de Ecopetrol más impuesto de renta de la industria)

desafortunadamente es muy volátil puesto que depende del precio del crudo, lo que llevó a que fueran

del 20% en 2013 y del 1% en 2016. En 2020 se repite la historia y esta es la realidad a la que nos

enfrentamos hoy en día.

Así mismo, la generación de regalías es otro de los principales aportes económicos del sector. Entre 2012

y 2019 el Sistema General de Regalías ha financiado proyectos por cerca de $42 billones de pesos, casi

tres veces el recaudo adicional esperado de la última reforma tributaria (2019). Tan solo en el bienio 2019-

2020, el presupuesto del SGR es de $24 billones de pesos.

Por otro lado, el sector es clave para la generación de divisas. Representa cerca del 40% de las

exportaciones, lo que permite controlar la balanza comercial y la cuenta corriente de la balanza de pagos.

Así mismo, representa cerca del 38% de la Inversión Extranjera Directa (IED), lo que permite el ingreso

de dólares al país. La tasa de cambio en Colombia respecto al dólar estadunidense está directamente

relacionada con la volatilidad en el precio del crudo, de modo que, sin los ingresos de divisas por cuenta

del petróleo, probablemente la relación del peso con el dólar sería muy superior, impactando

directamente el consumo de los hogares y los agregados macroeconómicos como la inflación. Nuestros

cálculos en el libro “Fracking. Una decisión de país” de enero de 2019 son que, en un escenario de

pérdida de la autosuficiencia de petróleo, el primer impacto sería la suspensión de la capacidad de

exportación, que le costaría al país $24 billones anuales en promedio a partir de 2024, y al tiempo, de

darse la necesidad de importar crudo para abastecer la carga de las refinerías nacionales, se tendría un

costo de $30 billones adicionales, impactando así en $54 billones de pesos anuales las cuentas de la nación.

En síntesis, la consecuencia de dejar de percibir los ingresos petroleros para Colombia es tremendamente

negativa. Habría un gran desbalance macroeconómico, pérdida de recursos para las regiones y de divisas

para mantener la capacidad de importar los productos que la economía no produce. Todo ello, con una

afectación directa sobre la capacidad del Gobierno Nacional, así como de los locales, de poder financiar

las necesidades de la población en salud, educación, vivienda, agua potable y acceso a la energía, entre

otros. Todo lo anterior se hace mucho más relevante al pensar hoy en las necesidades de recursos del

Gobierno Nacional y regionales para atender a los millones de colombianos que se ven afectados por la

pandemia, por lo que los recursos de las regalías se vuelven hoy más vitales que nunca. Mantener el sector

petrolero e impulsarlo debe ser una tarea de primera importancia para el Gobierno Nacional.

https://campetrol.org/wp-content/uploads/2019/08/Libro-Campetrol.-El-Fracking-Una-Decisi%C3%B3n-de-Pa%C3%ADs.pdf


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¿Para dónde vamos con este doble choque? Un análisis de tendencias

Ante la coyuntura y la importancia de entender el comportamiento de las principales variables de interés

para el sector, en Campetrol decidimos plantear un ejercicio de análisis de tendencias de la industria y la

economía colombiana, con unos escenarios de cotización Brent y de producción nacional de petróleo. Es

importante mencionar que, los escenarios fueron calculados a partir de las diferentes perspectivas tanto

del balance global de crudo, como del potencial y costo de producción de los campos petroleros del país,

con los datos disponibles correspondientes al corte del 17 de abril de 2020. De esta manera, las

estimaciones de este documento no representan proyecciones o predicciones de futuro, sino un análisis

de tendencias, de cómo se comportarían algunas variables bajo los escenarios hipotéticos propuestos.

Dentro de nuestros escenarios, decidimos adoptar unos precios bajos, teniendo en cuenta la debilidad en

la demanda mundial por causa del COVID-19 y la oferta al alza por la ruptura del acuerdo de recortes de

la OPEP+ y la posición expectante del mercado frente al nuevo acuerdo ampliado con el G20, que podría

no ser suficiente para compensar la caída en la demanda. De manera similar, asumimos una producción

a la baja, por debajo del promedio de 2019, como consecuencia de los bajos precios y de las medidas de

contención del COVID-19.

El documento inicia con un análisis de contexto, en primer lugar, del comportamiento de las diferentes

crisis petroleras de la historia, para luego ahondar en la de 2014 y finalmente explicar en detalle la crisis

actual. A continuación, se hace un repaso de las proyecciones y perspectivas de los principales agentes del

mercado, a nivel de precios del crudo, de los breakeven de los países petroleros, de la economía

internacional y la colombiana. Luego de esto, se da inicio al ejercicio de análisis de tendencias de

Campetrol, con una descripción metodológica y de los escenarios de precios y producción, para pasar a

los resultados de los modelos econométricos de las variables de la industria (Pozos exploratorios,

Adquisición sísmica, actividad de taladros, empleo) y de la economía (Exportaciones, IED, TRM, PIB y

renta petrolera). El documento concluye con la postura de Campetrol frente a la doble coyuntura y con

unas recomendaciones de política del gremio.

El Sector de Bienes y Servicios Petroleros en Colombia

En medio de la pandemia del COVID-19 y el choque de precios, la industria petrolera es un sector mucho

más estratégico. El sector petrolero colombiano es tremendamente resiliente y ha sabido salir avante de

las grandes crisis que han afectado a la industria y al país, en sus más de 100 años de existencia.

El doble choque de precios y la pandemia es inédito y es sin duda la crisis más profunda que ha visto el

mundo desde la gran depresión de 1929. Crisis que por la conectividad global tiene dimensiones nunca

vistas y gracias a la tecnología se vive y se sufre en tiempo real. De ahí que las medidas que deben tomar

los gobiernos son más exigentes y deben comprometer los mejores valores y atributos de la sociedad como

un todo. Colombia y su industria petrolera no son la excepción.

La doble coyuntura es una gran oportunidad para reinventarnos y hacer lo que en circunstancias normales

no hemos podido hacer. Lo primero cambiar de una vez por todas el modelo de relacionamiento del

sector con el territorio, abandonando los aspectos transaccionales que lo han caracterizado; y adoptando

un modelo basado en la generación de confianza, en el diálogo, en los acuerdos, en los compromisos y

en el cumplimiento, con el propósito superior de generar bienestar y mejorar las condiciones de vida para

toda la sociedad colombiana.

Ese es el punto de partida para contribuir a garantizar entre todos la seguridad energética, la estabilidad

macroeconómica y el desarrollo regional sostenible que demanda el país. Pero esto sólo será posible,


8

como será posible salir de esta crisis, si trabajamos juntos Gobierno, industria y territorio. Nos necesitamos

todos unos a otros. No hay otra fórmula.

Y en esta perspectiva, el petróleo no es el problema; por el contrario, es parte muy importante de la

solución. Sin duda, en estas difíciles circunstancias la industria petrolera es un sector mucho más

estratégico para el país.

La doble coyuntura ha obligado a reducir las operaciones a mínimos vitales y en esto el compromiso del

sector es total. La industria de bienes y servicios petroleros es tal vez de las más afectadas, pero también

de las más resilientes. Sin embargo, es importante acceder a los beneficios de crédito y liquidez del

Gobierno Nacional. Pero igualmente hay que ser muy claros al declarar que, solo si se cuenta con una

oferta de bienes y servicios petroleros sostenible, la industria petrolera en Colombia también será

sostenible y competitiva. Esto es determinante. Así como también es muy pertinente decir que la industria

de bienes y servicios está preparada para retomar la senda de la reactivación en el momento en que el

Gobierno Nacional si lo decida.

Unidos, a través de sinergias y esfuerzos conjuntos, el sector seguirá siendo por muchos años uno de los

principales jalonadores de desarrollo económico y social del país. El sector petrolero es ahora más

estratégico y necesario que nunca.

Germán Espinosa

Presidente Ejecutivo

CAMPETROL


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2. ¿Qué nos puede enseñar la anterior crisis petrolera?

Sin duda los precios del petróleo se han visto influenciados por eventos geopolíticos y económicos a lo

largo de la historia, pero incluso, la forma en la que este mercado responde ha ido variando con el tiempo.

En este sentido, se pueden diferenciar dos grandes periodos en el precio del barril, de acuerdo con las

variables que impactan su comportamiento y la manera en la que estos responden.

Desde la década de los 70 hasta inicios de los 2000, el precio del barril respondía a eventos estructurales

que afectaban la demanda o la oferta volumétrica real, tal como conflictos bélicos y recesiones financieras,

por lo que, eran variaciones más lentas, pero a su vez, de mayor duración. Las caídas de precios

evidenciadas durante la Guerra Irán-Iraq, la crisis financiera de Asia y los ataques del 9-11 son ejemplos

de este tipo de comportamientos, en los cuales el precio disminuía en la medida que la oferta y demanda

real lo hacían [2]..

Sin embargo, en las últimas dos décadas, el petróleo obtuvo un papel mucho mayor en la estrategia global,

siendo también susceptible a volatilidades por incertidumbres en la oferta y la demanda futura, dando

cada vez más relevancia al papel de la especulación en el mercado. Por lo anterior, durante la esta segunda

etapa, respondió a los choques financieros y a las proyecciones de los analistas, dando como resultado,

caídas más elevadas, pero de menor duración.

Una muestra de este tipo de comportamiento fueron las crisis de 2008 como respuesta al colapso

financiero en las bolsas estadounidenses, y en 2014 durante la llamada crisis de los shales, en las cuales

no se llegó a materializar mayores variaciones en la oferta y demanda, pero el mercado respondió a los

pronósticos de esta.

Fuente: EIA


10

En este sentido, la situación actual llevada de la mano por dos grandes eventos coyunturales: la

propagación del COVID-19 afectando directamente la demanda, y el exceso de oferta en el mercado,

posee tantos elementos especulativos como reales. Por lo anterior, es posible que la crisis se supere en el

corto a mediano plazo, dependiendo de las decisiones que se tomen en los próximos días por parte de

los grandes actores del mercado.

1. El “Boom” de precios pre-2014

De acuerdo con la EIA, a principios de los 2000, hasta el 2003 el promedio de la cotización Brent fue de

26 USD/BL, sin embargo, a partir del 2004 se observó un incremento inusitado en los precios hasta llegar

a los 140 USD/BL en 2008. Este aumento se explicó principalmente por la creciente demanda de crudo

por parte de China e India, lo que generó un exceso de demanda en el mercado, la cual fue profundizada

por la OPEP, quienes decidieron fijar un techo en la oferta del cartel.

Este rally del petróleo finalizó drásticamente en 2008 con la recesión económica mundial, bajo la cual los

mercados globales cayeron y las mayores economías a nivel mundial redujeron su demanda de crudo. De

esta manera, la cotización Brent pasó de 140 USD/BL en julio de 2008 a 35 USD/BL en diciembre del

mismo año.

Luego de que los precios internacionales cayeran a causa de la crisis mundial, la reactivación económica

y el auge de los países emergentes, quienes aumentaron exponencialmente su demanda de crudo,

impulsaron nuevamente al alza a los precios. Esta condición fue ahondada por el control de la oferta por

parte de la OPEP, con lo cual el mercado experimentó fuertes excesos de demanda nuevamente [3].

Bajo este contexto del mercado, los precios pasaron de 35 USD/BL en 2018 a 125 USD/BL en 2011.

Esta nueva condición se mantuvo constante durante tres años, en los cuales de 2011 a 2014 el promedio

Brent se ubicó en los 107 USD/BL.

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Fuente: EIA

Exceso de oferta Exceso de demanda Brent

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US

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Cotización Brent y Balance del mercado de crudo


11

La coyuntura de precios altos generó un aumento exponencial en los ingresos de los países exportadores

de petróleo, así como de las empresas hidrocarburíferas. Con esto, el sector petrolero ganó mayor

atractivo para los inversionistas, ubicándose como uno de los principales negocios receptores de

inversiones a nivel mundial.

En este sentido, de acuerdo con los datos de la IEA, del 2005 al 2014 se evidenció un incremento del casi

180% en la inversión nominal global en petróleo y gas destinada al segmento del upstream, al pasar de

258 mil millones de dólares a 713 mil millones.

Con el aumento en los flujos de capital destinados al sector petrolero a nivel mundial, se incentivaron los

proyectos de investigación en búsqueda de innovaciones tecnológicas. De esta manera, la industria

empezó a experimentar un proceso acelerado de mejoramiento en eficiencia y eficacia metodológica.

Como resultado, al poder acceder a recursos que con tecnologías y eficiencias anteriores no era posible,

se generaron nuevos y mayores descubrimientos de reservas a nivel mundial, como se puede observar en

los datos de la EIA. En efecto, las reservas probadas mundiales experimentaron un incremento del 23%,

al pasar de 1,4 billones de barriles en 2005 a 1,7 billones de barriles en 2014 [1].

De igual manera, los grandes márgenes de ganancia y los altos flujos de inversión permitieron el desarrollo

y la viabilidad comercial del Offshore y el Fracking, los cuales también permitieron incorporar nuevas

reservas mundiales de crudo.

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Fuente: IEA

Inversión nominal global en petróleo y gas (upstream)


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iles

Fuente: EIA

Reservas probadas a nivel mundial


13

2. La caída de los precios internacionales

Luego de que los precios gozaran de cierta estabilidad por encima de los 100 USD/BL entre el 2011 y el

2014, para finales de 2014 una demanda débil a nivel mundial, acompañada de un crecimiento constante

en la oferta internacional de crudo, inundó el mercado y generó grandes excesos de oferta, los cuales

presionaron fuertemente a la baja a los precios internacionales del crudo. En efecto, de acuerdo con la

EIA, el mercado pasó de un exceso de demanda de 400 KBOPD promedio entre el 2011 y mediados de

2014, a un exceso de oferta cercano a los 850 KBOPD promedio entre 2015 y 2016. Lo anterior hizo

que los precios pasaran de 112 USD/BL a mediados de 2014, a 30 USD/BL a principios de 2016, una

caída del 73% en menos de dos años.

El exceso de oferta del mercado se explicó por dos frentes. En primer lugar, dado que los precios del

crudo estaban ubicados en niveles muy altos, los países consumidores empezaron a racionar su consumo

y a fijar sus esfuerzos en desarrollar nuevas fuentes energéticas, lo anterior generó que la demanda de

crudo a nivel mundial se debilitara. Además, con las constantes innovaciones tecnológicas se logró mejorar

la eficiencia al generar mayor energía con menor cantidad de petróleo. Bajo este nuevo contexto, la

demanda de crudo se estancó y fue altamente sobrepasada por la oferta, lo que impulsó a los precios a la

baja.

El segundo frente se explica a partir de la oferta, la cual continuó expandiéndose constantemente a raíz

del desarrollo masivo del Fracking en EE. UU., gracias al cual la producción del país norteamericano pasó

de 5 millones BOPD en 2008 a 9,5 millones BOPD en 2015, de acuerdo con los datos de la EIA. Por su

parte, como respuesta ante el mayor interés en nuevas fuentes energéticas y a una demanda débil a causa

de los precios altos, la OPEP liderada por Arabia Saudita, incrementó drásticamente la producción en

búsqueda de unos menores precios que incentivaran nuevamente el consumo masivo del petróleo.

-4-3-2-101234

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

MM

BL

Fuente: EIAExceso de oferta Exceso de demanda Brent

20

70

120

US

D/B

L

Cotización Brent y Balance del mercado de crudo


14

70.000

75.000

80.000

85.000

90.000

95.000

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

KB

OP

D

Fuente: BP Stats Review

Producción de crudo a nivel mundial


15

El nuevo contexto del mercado daría el inicio a la última crisis del petróleo, con la cual se llegaría a un

precio mínimo Brent de US$ 26 el 20 de enero de 2016. La crisis generó fuertes impactos negativos sobre

las finanzas públicas de todos los países exportadores de petróleo y de las compañías grandes, medianas

y pequeñas del sector petrolero, puesto que bajo el efecto precio y sin alterar las cantidades vendidas, los

ingresos percibidos experimentaron drásticas reducciones. De esta manera, la crisis de precios se trasladó

directamente a las finanzas de los países productores, causando crisis económicas en países con baja

resiliencia ante los cambios en las cotizaciones del crudo.

La crisis se mantuvo hasta finales de 2017, periodo en el cual, gracias al acuerdo de recortes a la

producción fijada por la OPEP y sus aliados, sumado a condiciones geopolíticas que condicionarían tanto

la oferta como la demanda, se retomaría una senda creciente en los precios, hasta llegar a los niveles que

se observan a la fecha.

3. Impacto en Colombia [4], [5]

Con el ciclo de precios altos evidenciado antes de 2014, el país experimentó un aumento exponencial en

sus ingresos a partir del sector, tanto por entrada de divisas a partir de exportaciones e IED, como por

ingresos fiscales mediante renta petrolera y regalías. De esta manera, los recursos captados se destinaron

al financiamiento de la economía colombiana en general. Al llegar la crisis, la estructura económica del

país no se encontraba preparada para afrontar unos precios tan bajos, es así como los ingresos se redujeron

drásticamente, mientras que los demás sectores no lograban reaccionar para jalonar la economía.

Fuente: (López, Montes, & Collazos, 2013), elaboración Campetrol


16

Al disminuir drásticamente los ingresos del negocio, el sector y su actividad se vio fuertemente impactado.

Debido al poco atractivo del sector dada una baja rentabilidad de los proyectos, sumado a unas

condiciones internas desfavorables, la actividad exploratoria se suspendió y llegó a sus mínimos históricos,

de igual manera, se redujo drásticamente el descubrimiento de nuevos yacimientos, lo que resultaría en

una disminución en las reservas y del horizonte de autosuficiencia del país.

Lo anterior también se vería reflejado en la actividad de taladros, indicador que lleva una alta correlación

con los precios internacionales del petróleo, de tal manera que los equipos en operación se desplomaron

un 60% de 2013 a 2016. Todo lo anterior impactó la producción nacional de petróleo que cayó hasta los

854 KBOPD en 2017, pues se hizo insostenible mantener los niveles experimentados antes de la crisis

(un millón de barriles diarios promedio en 2013).

13.000

2.110

2012

2016

Fuente: ANH

Adquisición sísmica terrestre

(KM 2D equivalentes)

131

26

2012

2016

Fuente: ANH

Perforación de pozos

exploratorios

6,9

5,1

2012

2016

Fuente: ANH - Cálculos Campetrol

Años de autosuficiencia

petrolera

108

43

2013

2016

Fuente: Campetrol

Número de taladros en

operación

1.006

854

2013

2017

Fuente: ANH

Producción de crudo

(KBOPD)


17

Así mismo, la menor actividad petrolera generó disminuciones en las regalías, lo que impidió la ejecución

de proyectos de inversión pública, afectando negativamente las finanzas regionales. De igual manera, la

renta petrolera percibida por el Gobierno Nacional se contrajo drásticamente, lo cual desfinanció al

Gobierno e incrementó el déficit fiscal.

La inversión extranjera destinada al sector hidrocarburos se detuvo y empezó a presentarse una salida de

capital, dado que el sector resultó menos atractivo para los inversionistas extranjeros. Lo anterior afectó

aún más las cuentas nacionales y la ejecución presupuestal. Los ingresos en divisas por exportaciones se

redujeron, dado que los exportadores recibirán menos dólares por barril exportado, este nuevo contexto

resultó en un mayor déficit comercial. Ante las reducciones en los ingresos en divisas por exportaciones

e IED, se contrajo la cantidad de dólares en la economía, por lo que se generó una depreciación del peso

colombiano, con un incremento exponencial de la tasa de cambio y una pérdida del poder adquisitivo.

23,8

3,3

2013

2016

Fuente: MFMP 2018

Renta petrolera

(billones de pesos)

1,05%

0,36%

2013

2016

Fuente: MFMP 2018

Ingresos por regalías

petroleras (%PIB)

-2,4%

-4%

2013

2016

Fuente: MFMP 2018

Déficit Fiscal (%PIB)


18

El sector petrolero incide indirectamente sobre otras variables macro fundamentales, pues tiene

encadenamientos productivos con otros sectores, de tal forma que les provee insumos y demanda bienes

y servicios de ellos. Así mismo demanda mano de obra para su funcionamiento. De esta forma, caídas en

la cotización del crudo generaron grandes pérdidas a las empresas petroleras, que redujeron tanto sus

niveles de demanda y oferta a otros sectores, así como la demanda de mano de obra, contribuyendo

negativamente a su crecimiento y a la generación de empleo.

Además, la depreciación de la moneda generada por una caída en los precios del petróleo incide en la

inflación por efecto de pass through, esto es, que se transmite a los precios de bienes y servicios dentro

de la canasta familiar y a los precios de insumos para la producción de bienes, o la prestación de servicios

que están incluidos en la canasta familiar.

32.486

10.796

2013

2016

Fuente: DANE

Exportaciones

petroleras (millones

USD)

58.826

31.768

2013

2016

Fuente: DANE

Exportaciones

Totales (millones

USD) 0,6%

-4,0%

2013

2016

Fuente: DANE

Balanza Comercial

(%PIB)

5.112

2.386

2013

2016

Fuente: BanRep

IED petrolera

(millones USD)

16.209

13.850

2013

2016

Fuente: BanRep

IED total (millones

USD)

1.869

3.051

2013

2016

Fuente: BanRep

TRM (USD/COP)


19

Dado que impactos en el sector petrolero afectan los ingresos fiscales, en divisas y en otros sectores, el

nivel de crecimiento de la economía en el agregado también se ve afectado. Una caída en el precio del

petróleo reduce los ingresos de divisas por exportaciones, aumentan gastos por cuenta de importaciones

dado que se deprecia la moneda (entre ellos, la deuda que se paga en dólares o en otra moneda extranjera),

reduce el gasto del Gobierno por la disminución de sus ingresos fiscales, disminuye el consumo de los

hogares por el efecto sobre inflación y se reduce la inversión pública. Todo lo anterior generó que la

contracción en el PIB petrolero jalonara a la baja el PIB total de la economía colombiana, con lo cual se

redujo considerablemente el crecimiento económico del país.

Los precios han demostrado ser coyunturales e impredecibles, pues su comportamiento depende tanto

de factores internos de la industria, como de fuerzas ajenas al sector. La coyuntura geopolítica y las

condiciones económicas globales pueden llegar a ser los principales drivers tanto de la oferta de crudo

como de la demanda. Lo anterior resulta alarmante al tener en cuenta que los precios resultan

determinantes para el desempeño del sector petrolero a nivel mundial, pero en mayor medida para

aquellos países productores y económicamente petróleo-dependientes, que no poseen poder de mercado

y que resultan poco resilientes ante los movimientos de las cotizaciones. Lo anterior se pudo evidenciar

con la más reciente crisis del petróleo, en la cual, los precios internacionales se desplomaron hasta sus

niveles mínimos en menos de dos años y que generó desbalances fiscales en numerosos países

productores de crudo.

Al analizar la composición de la economía colombiana y los impactos que generó la crisis en los

indicadores externos, las finanzas públicas y la economía regional, se evidencia la urgencia que tiene el

país por diversificar su economía, sus exportaciones y sus fuentes de ingresos fiscales. Lo anterior, sin

dejar a un lado los altos beneficios que el sector petrolero puede generar, en materia de empleo, desarrollo

regional sostenible y estabilidad macroeconómica, sin embargo, es necesario que el país cuente con una

mayor resiliencia antes la volatilidad e inestabilidad de los precios internacionales del crudo.

4,55%

3,62%

2013

2016

Fuente: DANE

Participación PIB petrolero

en el PIB total

8,50%

-9,60%

2013

2016

Fuente: DANE

Crecimiento real PIB

petrolero

4,60%

2,10%

2013

2016

Fuente: DANE

Crecimiento real PIB total


20

3. La doble coyuntura de 2020: COVID-19 y la caída de los

precios

1. El COVID-19 [6]

El llamado coronavirus que mantiene al mundo en jaque con gran parte de la población confinada en sus

casas y una recesión económica que apenas comienza, surgió en diciembre de 2019 en China, cuando

cuatro personas llegaron a un hospital en la ciudad de Wuhan con un extraño cuadro de neumonía que

no respondía al tratamiento común a este tipo de afecciones respiratorias. El 31 de diciembre, las

autoridades sanitarias de la misma ciudad en la provincia de Hubei, informaron sobre la aparición de 27

personas con los mismos síntomas respiratorios, que se catalogaron como síndrome respiratorio agudo

grave con origen desconocido. Las primeras investigaciones arrojaron que todos los casos estaban

relacionados con un determinado mercado de mariscos y otros animales, algunos salvajes, ubicado en la

ciudad, con lo cual se decidió cerrar este tipo de mercados en toda la provincia.

El siete de enero las autoridades chinas anunciaron que el origen del síndrome era un nuevo virus de la

familia de los coronavirus, cuyo origen es animal, posiblemente proveniente de murciélagos, serpientes o

pangolines. Una semana después, se detectó un caso en Tailandia y otro en Japón, de personas que habían

viajado a Wuhan días antes de presentar síntomas. Ante este hecho, el mundo empezó a voltear la mirada

hacia China y hacia el virus, pues se determinó que el contagio humano a humano podía darse a través

de secreciones respiratorias como la tos, de tal manera que poseía una capacidad de propagación muy

alta.

El 21 de enero se conoció que existían casos en Estados Unidos de personas que también habían viajado

a Wuhan. El 29 de enero ya había casos en casi toda China, en Corea del Sur, Hong Kong, Reino Unido,

Vietnam, Singapur, Francia y Alemania, sumados a los casos en Tailandia, Japón y Estados Unidos. Hasta

ese día el virus había provocado 169 muertes en la provincia de Hubei.

En tan solo un mes el virus conquistó China y varios países alrededor del mundo, por lo que la

Organización Mundial de la Salud (OMS) decidió declarar la situación como emergencia de salud

internacional. En ese momento había más de 7.000 casos, 83 de los cuales estaban en otros países

diferentes a China y casi todos tenían antecedentes de viaje a este país excepto por siete. Cabe resaltar que

el virus tiene un periodo de incubación de entre 7 y 14 días, por lo que los casos conocidos hasta ese

momento estaban muy por debajo de los casos reales.

Dos semanas después de declarada la situación de emergencia internacional, los casos se multiplicaron, y

ya eran más de 46.000, la mayoría en China. Ante la grave emergencia las autoridades chinas decidieron

cerrar varias ciudades y las fronteras del país, limitando todo el comercio y el flujo de personas desde y

hacia este país. Sin embargo, la epidemia se propagaba rápidamente en el resto del mundo, y se cree que

dos hechos propiciaron un incremento exponencial en el número de casos en Europa y Asia. En primer

lugar, según el alcalde Bérgamo, Italia, el partido de la UEFA Champions League entre Atalanta (equipo

italiano) y Valencia (equipo español) habría sido el escenario perfecto para un importante contagio, con

más de 45.000 asistentes y casos ya confirmados en ambos países.


21

En segundo lugar, según BBC News, una mujer en Corea del Sur, contagiada con coronavirus, habría

tenido contacto con más de 1.000 personas en un culto religioso, de tal manera que este país pasó de

tener 31 contagiados a más de 1.000 en un par de días. España tuvo como agravante las protestas del 8 de

marzo por el día de la mujer que reunieron a miles de personas en las calles de las principales ciudades,

en especial en Madrid.

Italia y España, en efecto, han sido los países más golpeados por la infección en Europa, superando a

China en número de casos y en muertes asociadas. Al inicio de la epidemia, las autoridades chinas

hablaban de una tasa de mortalidad de entre 0,4 y 4%, sin embargo, el impacto en los dos países

mencionados generó alerta en el mundo, y demostró que las condiciones de los sistemas de salud y el

número de pruebas realizadas eran indicadores fundamentales para lograr una tasa de mortalidad baja.

Europa tuvo poco tiempo para prepararse cuando se dispararon los contagios, pues lo hicieron de forma

exponencial y los sistemas de salud en especial de Italia y España colapsaron rápidamente. El virus con el

pasar de los días se propagó en el Reino Unido, Francia y Alemania con miles de casos confirmados en

solo dos semanas.

El 11 de marzo, la OMS decidió caracterizar la situación como pandemia, mientras los casos superaban

los 100.000, con presencia en 114 países y más de 4.000 muertes asociadas. Con este anunció, se inició

una campaña mundial para preparar a los países donde no había llegado el virus con estrategias que

garantizaran la adecuada contención del virus, en especial en aquellos países con sistemas de salud

precarios. Posteriormente, el 26 de marzo Estados Unidos superó a China en número de casos, y se

convirtió en el foco de mayor infección a nivel mundial, con la tasa de contagio más alta del mundo que

crece exponencialmente todos los días. En este momento el panorama es muy preocupante, pues el

mundo ya tiene más de 2,5 millones de casos, con más de 150.000 muertes asociadas y 600.000 personas

recuperadas.

Es importante destacar que, así como han crecido los casos de COVID-19 en el mundo, el número de

recuperados también crece rápidamente, la curva de crecimiento de China y Corea del Sur se aplanó, y

las de Italia y España empiezan a aplanarse. El mundo se enfrenta a una fase de mitigación, y en un par

de semanas se conocerá el resultado del confinamiento obligatorio de un gran número de países.

Ahora bien, además de la crisis sanitaria y el impacto a los sistemas de salud de más de 180 países, el

COVID-19 ha impactado la economía global generando una de las peores recesiones en la historia

reciente. El confinamiento ha detenido cientos de industrias, dejando en funcionamiento solo a las

esenciales que producen alimentos, bebidas, medicamentos y servicios básicos, entre otras cuya activa

función depende de las políticas adoptadas por cada país. El turismo y la aviación se detuvieron por

completo, dejando a miles de empresas al borde de la quiebra, y a millones de personas sin trabajo y sin

ingresos. El comercio de bienes y servicios entre países se limitó, de tal manera que el intercambio se

redujo a bienes esenciales y algunos pocos de capital y materias primas. La industria petrolera ha sido una

de las más afectadas de esta situación, pues ha impactado la demanda de los principales compradores de

crudo en todo el globo: Estados Unidos, China y la Unión Europea, generando una importante reducción

en el consumo y un exceso de crudo en el mercado que empujó los precios a la baja.


22

2. ¿Qué sucede con los precios?

Hasta el viernes seis de marzo, el mercado del petróleo se movía en un equilibrio inestable, que venía

experimentándose desde hace por lo menos 10 meses. El lunes nueve, con el shock generado por la falta

de acuerdos para el control de la oferta, en la reunión de la OPEP+, y las radicales decisiones individuales

anunciadas por algunos de sus miembros de incrementar su producción, el mercado entró en una

turbulencia de magnitudes no vistas desde 1991, en la Guerra del Golfo, que llevaron a los precios a

niveles de 30 dólares por barril, una caída de más del 24% en una sola jornada, que se sumó a la caída en

las bolsas, que tuvieron ese mismo lunes su peor día desde la crisis financiera de 2008.

Por si fuera poco, desde mediados de enero, con la aparición del COVID-19 en China y su dispersión en

todo el mundo, gran parte de la población mundial se queda en casa para evitar contagios y el colapso

masivo de los sistemas de salud. De esta manera, se ha contraído el consumo de crudo y combustibles, y

se prendieron todas las alarmas sobre la gran brecha que habría entre oferta y demanda, y que arrastra los

precios a la baja.

La situación actual es inusual para la historia del mercado petrolero, puesto que al tiempo se juntan, un

choque por una sobreoferta de crudo, por una parte y por la otra, una contracción de la demanda, que

afecta a todo el mercado, pero principalmente a los países que no puedan continuar produciendo a los

niveles de hoy día, por razones de eficiencia y sostenibilidad operacional y financiera, especialmente en

plays que conllevan altos costos y que tiene alta sensibilidad a los precios.

En este sentido, en lo corrido del año, al 15 de abril, el precio Brent se ubica en promedio en 48,4

USD/BL, 24,5% por debajo del promedio anual de 64,4 USD/BL de 2019 y 23,1% por debajo del

promedio del primer trimestre de 2019. Desde 2016 no se observaba un nivel de precios con una

tendencia tan marcada a la baja, ni una coyuntura internacional tan volátil, tanto del lado de la demanda

como de la oferta.

El papel de OPEP+ y G20

Tras la crisis de 2014 explicada por la caída en los precios del crudo, los grandes países productores se

unieron para incentivar el mercado y compensar el exceso de petróleo, generado principalmente por la

implementación del Fracking en Estados Unidos, y así buscar que los precios incrementaran, con el

objetivo de recuperar los ingresos en el sector y balancear sus presupuestos nacionales. De esta manera,

en 2016 surgió el acuerdo de la OPEP+, que reunió a los 13 miembros de la OPEP y otros países

productores de crudo, encabezados por Rusia, el mayor exportador de este commodity en el mundo en

ese momento. Este pacto, en efecto, logró que los precios llegaran a cotizarse sobre los 86 USD/BL en

octubre de 2018, 60 USD/BL por encima del piso de 26 USD/BL de enero de 2016, dándole incentivos

al sector para seguir creciendo.

A finales de 2019, debido a la debilidad de la demanda, principalmente por la guerra comercial entre

Estados Unidos y China, los dos principales consumidores de crudo en el mundo, el cartel pactó recortar

su producción en 1,2 millones de barriles al día hasta marzo de 2020, acción que permitió mantener los

precios sobre los 60 USD/BL, en el referencial Brent.

Hoy, el sector se enfrenta a una nueva tendencia de precios a la baja, donde la OPEP+ tiene un papel

fundamental para compensar la falta de demanda en el mundo, dada la crisis del COVID-19. A inicios

de marzo, la organización se reunió en Viena para analizar la situación del mercado y la tendencia a la

baja en precios.


23

En dicha reunión, los 13 países miembros del cartel propusieron ampliar el recorte en la producción de

petróleo en 1,5 millones de barriles al día, la reducción más alta desde la crisis financiera de 2008,

alcanzando así un recorte total de 2,7 millones de barriles.

Sin embargo, Rusia no aceptó tal recorte, argumentando que no perdería su poder de mercado, pues ello

permitiría que Estados Unidos se convirtiera en el mayor exportador de crudo, y sostuvo así mismo que

su economía tiene la capacidad de sostenerse con un barril sobre los 42 USD/BL. Por su parte, Arabia

Saudita maneja un presupuesto fiscal con crudo a 83 USD/BL, nivel que le da mayor margen de maniobra

geopolítica a Rusia.

Estos valores corresponden al precio con el cual se mantienen estables los ingresos fiscales de estas

economías, pero cabe destacar que el precio breakeven bajo el cual las estatales petroleras de estos países

pueden producir sin pérdidas, es de 17 USD/BL para Arabia, y de 32 USD/BL para Rusia, lo que implica

una muy alta dependencia de la economía saudí al petróleo [8].

Es así como, a partir de dicha reunión, se inició una guerra de precios que terminó de inundar el mercado

de crudo y de lapidar los precios, que cayeron 25% en una sola jornada, pasando de 45,8 USD/BL a 34,3

USD/BL, y siguió una tendencia a la baja, hasta un nivel donde se hacía indispensable una intervención

conjunta. Todos los productores en el mundo actualmente se enfrentan a grandes pérdidas (incluso

superiores a las de la crisis iniciada en 2014) y al riesgo de tener que cerrar pozos y reducir gastos para no

incurrir en sobrecostos de almacenamiento.

De esta manera, el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, decidió mediar diplomáticamente

entre Arabia Saudita y Rusia, con el objetivo de acercar las partes y explorar un posible acuerdo que

reactive el sector, y señaló, a través de su cuenta de Twitter, que habló con los mandatarios de estos dos

países, asegurando que sostuvieron conversaciones en pro del mercado e indicó que reducirían su oferta

en 10 millones de barriles diarios. Tras el anuncio, el régimen de Riad hizo un llamado a la OPEP+ para

reunirse lo más pronto posible y alcanzar un acuerdo justo, que restableciera el equilibrio del mercado e

hiciera frente a la disminución de la demanda causada por el COVID-19.

Así mismo, en el marco de estas discusiones, los países miembros del G20 decidieron reunirse el 10 de

abril, para evaluar la crítica situación de la industria y determinar así acciones que, complementarias a la

decisión de la OPEP+, permitieran incentivar el mercado. El grupo, que reúne a más del 60% de la

población mundial y un 85% del PIB mundial, buscaba adicionar a los recortes de la OPEP+ otros

provenientes de países como Canadá y Estados Unidos, países no pertenecientes al cartel [9].

3. Panorama de la oferta

Producción

En 2019, según la EIA, la oferta total de crudo cerró en promedio en 100,7 millones de barriles al día,

0,2% por debajo del promedio registrado en 2018 de 100,9 millones de barriles. Esta reducción se debe

a diversos factores. En primer lugar, a partir de enero de 2019, la OPEP comenzó a reducir su oferta de

crudo en 1,2 millones de barriles al día, siguiendo el pacto firmado el 7 de diciembre de 2018 por los

miembros de la OPEP y sus aliados, encabezados por Rusia. Parte de la reducción total de la oferta del

cartel se explicó por conflictos internos de algunos países pertenecientes al cartel. Este es el caso de

Venezuela, cuya producción durante 2019 cayó a mínimos históricos por debajo de 700 KBOPD, cuando

este país ha llegado a producir hasta 3,5 millones de barriles. En este mismo año, solo la OPEP produjo

29,4 millones de barriles al día, 0,4 millones menos que el suministro de 2018. El resto del mundo

incrementó su producción en 2 millones de barriles al día, jalonados en especial por Estados Unidos, que

alcanzó una producción récord de 12,3 millones.


24

El panorama del mundo cambió radicalmente este 2020, los drivers que mueven el mercado son

diferentes y la producción ha estado determinada por decisiones políticas y por respuestas del mercado

ante los bajos precios. Según el último informe de la OPEP, el cartel incrementó su producción en 821

KBOPD en marzo de 2020, alcanzando un promedio de 28,61 millones de barriles al día. Este

incremento se explica por la guerra de precios entre Arabia Saudita y Rusia, de tal manera que la

producción saudí es responsable de un 50% del incremento del cartel. Otros miembros como Argelia,

Angola, Gabón, Kuwait, y Emiratos Árabes Unidos contribuyeron con el incremento del 50% restante. A

estos aumentos se contraponen Libia y Venezuela, que por sus conflictos políticos internos continúan

disminuyendo su producción [10].

Según las estimaciones de la organización y fuentes secundarias al cartel, la producción de Rusia

incrementó 100 KBOPD en marzo. El suministro estadounidense se ubicó en 12,7 millones de barriles

al día, manteniendo la tendencia de crecimiento que lleva desde enero [10].

Fuente: Informe mensual OPEP, EIA, Rystad Energy

Sin embargo, a partir del segundo trimestre del año y con el acuerdo alcanzado por la OPEP+ y el G20,

más los recortes voluntarios de algunos países del Golfo Pérsico, se espera que la producción caiga, en

especial en mayo y junio, cuando se estipula el inicio de los recortes. Además, los bajos precios no son

económicamente viables para continuar con algunas operaciones, de tal manera que habrá recortes para

muchos países tanto de la OPEP como del resto del mundo, que se sumarán a los acuerdos.

Capacidad de almacenamiento

Con la guerra de precios iniciada el seis de marzo, la estatal petrolera de Arabia Saudita, SAUDI

ARAMCO, señaló que aumentaría su producción hasta los 12 millones de barriles al día, para incrementar

las presiones a la baja en precios y obligar así al gobierno ruso a retomar la alianza, con el objetivo de

incrementar los precios. Así mismo, Rosneft, la estatal petrolera rusa, señaló que incrementaría

producción en 500 KBOPD en las siguientes dos semanas, como respuesta a la amenaza saudí. Todo

ello, en el marco de que el anterior acuerdo de reducir 1,2 millones de barriles al día culminaba el primero

de abril, adicionando también esta oferta al mercado.


25

Por tanto, esta coyuntura llevó a una situación en la que el mundo se encuentra inundado de petróleo por

el incremento en la producción, junto con una pronunciada caída en la demanda, dado el confinamiento

de gran parte de la población global. Este excedente crece rápidamente y, con él, una grave problemática

sobre la capacidad de almacenamiento de crudo, pues ésta es limitada y podría toparse durante el segundo

trimestre del año. Analistas de Citigroup han estudiado la capacidad de almacenamiento de la industria,

y señalan que aún habría espacio para almacenar unos 1.300 a 1.600 millones de barriles, pero el ritmo

de producción es tan acelerado que este podría agotarse pronto. Los países productores deben tomar

acciones inmediatas, pues una vez se alcance la capacidad instalada de almacenamiento, no será viable

seguir produciendo, independientemente del precio del crudo.

Bloomberg informó el pasado 8 de abril que, debido al exceso de crudo en el mercado, comerciantes de

la OPEP están recurriendo a utilizar la flota mundial de grandes buques petroleros para almacenar

millones de barriles que aún no pueden ser despachados, dada la falta de demanda de los grandes

consumidores. A pesar de que se presenta esto como una alternativa para ampliar la capacidad de

almacenamiento del cartel, el precio del transporte de crudo en estas estructuras se ha multiplicado, de

tal manera que pasaron de pagar una tarifa de flete de 18.000 dólares al día a casi 400.000 diarios.

En este sentido, Marco Dunand, el cofundador de Mercuria Energy Group, la principal empresa

comercializadora de petróleo, estima que 250 millones de barriles de crudo y productos refinados ya se

encuentran abordo de buques petroleros, ya sea como almacenamiento flotante o esperando ser

descargados, teniendo en cuenta que las refinerías no pueden aceptar más crudo en este momento. Esto

nos indica que la capacidad normal de varias empresas ya está en su límite y se han tenido que buscar

alternativas de almacenamiento. Este hecho generó tal incertidumbre en el mundo que obligó a acelerar

las conversaciones de la OPEP+, para evitar un escenario aún más dramático para el sector.

Fuente: Rystad Energy


26

4. El Acuerdo

A la luz de una profunda crisis para la industria petrolera en todo el mundo, se confirmó el pasado

domingo que la OPEP+ resurge con un nuevo acuerdo de reducción de oferta, el más alto en la historia

de la organización. Las negociaciones empezaron el jueves pasado con buenas perspectivas, pues tanto

Arabia Saudita como Rusia se mostraron abiertos al acuerdo anunciado por D. Trump. Debido a la

coyuntura, la OPEP+ reunió a un círculo de países más amplio para extender el poder sobre el mercado,

incluyendo a las 13 naciones que pertenecen al cartel de la OPEP y a aliados como Rusia, Noruega,

Kazajistán, Omán, Egipto, México, entre otros. El objetivo inicial era llegar al acuerdo de reducir la oferta

en los 10 millones de barriles al día que anunció D. Trump la semana anterior, estableciendo cuotas para

cada integrante y evaluando la viabilidad de recortes más amplios.

La OPEP+ decidió, el domingo 12 de abril, recortar su producción en 9,7 millones de barriles al día por

dos meses, a partir del primero de mayo hasta el 30 de junio. Esta cifra representa un 10% de la

producción de petróleo global antes de la crisis. Cuando finalice el acuerdo el 30 de junio, no se

reestablecerá la producción total, sino que el recorte bajará a ocho millones de barriles de julio a

diciembre, y a seis millones a partir de enero de 2021. Este es el recorte más amplio en la historia de la

OPEP+ y la apuesta más grande de los países petroleros en una alianza que incentive el mercado y

compense la caída de la demanda por el COVID-19 [12].

El reto más significativo que enfrentaron las negociaciones fue la negativa de México de recortar su

producción. A la delegación mexicana se le propuso un recorte de 400 KBOPD al día, equivalente a un

23% de su producción, el cual rechazaron, presentando una contraoferta de 100 KBOPD.

Ante la negativa del gobierno mexicano de recortar la cifra propuesta, las negociaciones tambalearon y

hubo temor de no llegar a un acuerdo, provocando que los precios abrieran el lunes a la baja. Sin embargo,

Estados Unidos se comprometió a retirar del mercado los 300 KBOPD que México no aceptó, para evitar

más disputas al interior de la OPEP+ y alcanzar el anhelado acuerdo. El presidente Donald Trump

aseguró que México reembolsará más tarde la intervención estadounidense que logró finalmente el

acuerdo.

Posteriormente, en la reunión del G20, grupo de las principales economías del planeta, se acordaron

recortes adicionales de 3,7 millones de barriles al día a partir de mayo, para apoyar la decisión de la

OPEP+ y contribuir a la recuperación del sector. El grupo señaló que estarán dispuestos a tomar las

medidas necesarias para garantizar la estabilidad del mercado energético, pues una energía asequible y

segura son claves para garantizar el bienestar de la población, en especial en tiempo de crisis. Al respecto,

el ministro de energía de Rusia, Alexander Novak, señaló que confía en que los países al margen de la

OPEP+ lleguen a recortar hasta 5 millones de barriles al día, para contribuir a la estabilidad del mercado

[9].

Además de los 13,2 millones de la suma de OPEP+ y el G20, Arabia Saudita, Emiratos Árabes y Kuwait

anunciaron recortes voluntarios adicionales de dos millones de barriles al día, pues estas economías son

dependientes de los ingresos petroleros, por lo que los precios bajos son negativos para equilibrar sus

presupuestos fiscales. En total, los anuncios oficiales suman un recorte en oferta de 15,2 millones de

barriles al día, 6 millones por encima del anuncio del presidente Donald Trump.

El mandatario estadounidense, junto con varios medios, han señalado esta semana que el recorte será de

20 millones de barriles, aunque no se conoce aún el origen de los 4,8 millones adicionales que han

anunciado. Esta cifra proviene de especulaciones por efecto del mercado, pues varias empresas se verían

obligadas a hacer recortes por los bajos precios, pero, por el momento, las autoridades no han anunciado

más reducciones además de las pactadas.


27

A pesar de este histórico acuerdo, el mercado no respondió como se esperaba y el Brent se mantuvo

sobre los 30 USD/BL, y bajó a los 27 USD/BL en las jornadas siguientes. Este hecho puede tener varias

explicaciones. En primer lugar, el mercado ya descontaba un recorte de al menos 10 millones de barriles

al día, como anunció el presidente Trump vía Twitter, y ya había reaccionado pasando de 22,8 USD/BL

a 34 USD/BL para el Brent en la semana del 30 de marzo al 3 de abril. En segundo lugar, las

preocupaciones sobre la demanda impiden que el precio suba, pues no se sabe si los recortes sean

suficientes para cerrar la brecha de oferta y demanda. Por último, se anunció que los recortes empezarían

a partir de mayo, de tal manera que en lo que resta de abril seguirá existiendo un alto excedente de crudo,

junto con la problemática que representa su almacenamiento.

5. Demanda

Desde 2019 la demanda de crudo se ha venido debilitando por cuenta de la guerra comercial entre

Estados Unidos y China, pues este choque impactó económicamente a ambas naciones, las mayores

consumidoras de crudo en el mundo. Finalizando el año, el preacuerdo comercial entre estos dos países

le dio un respiro a la demanda de crudo, y cerró por encima de la oferta en unos 0,6 millones de barriles

al día.

Sin embargo, la demanda se enfrenta a un nuevo desafío, donde el COVID-19 es el centro de atención

de la economía mundial y las organizaciones internacionales. El mundo se encuentra en una situación de

salud pública cuyo impacto pasó de ser únicamente sobre el mercado bursátil a tener efectos sobre la

economía real. El sector petrolero fue uno de los primeros en sufrir afectaciones sobre su actividad, pues

los precios marcaban una tendencia a la baja desde febrero, la cual terminó por sellarse comenzando

marzo.

Esta tendencia se explica en buena parte por las preocupaciones sobre el crecimiento de la demanda en

2020, pues China, epicentro del virus, cerró sus fronteras y frenó el comercio desde y hacia este país, en

un esfuerzo por controlar la epidemia.

Debido a la globalización y el creciente movimiento de bienes, servicios y capital humano en todo el

mundo, la propagación del COVID-19 se hizo inevitable, obligando a otras grandes economías a sumarse

a China con los cierres fronterizos y la suspensión de gran parte de la actividad comercial y económica.

Europa se convirtió en el nuevo epicentro de la epidemia, de tal manera que la demanda de crudo ya no

solo se limitaría para China, sino también para los países europeos que tuvieron que tomar medidas

extremas para mitigar el colapso de sus sistemas de salud. Solo considerando estas dos zonas del mundo,

el 30% de la demanda agregada de crudo se verá severamente afectada durante el tiempo que se extienda

la pandemia.

En Estados Unidos, la propagación ha sido exponencial, obligando a varios estados a cerrar sus fronteras

e imponer una cuarentena obligatoria. Este hecho pone en riesgo otro 20% del consumo de petróleo

global, de tal manera que un 50% de la demanda está en juego [13].

A esto se suma la caída en el consumo de combustibles, pues en un escenario donde gran parte de la

población mundial está confinada en sus casas y donde se han cancelado miles de vuelos en todo el mundo

como parte de las restricciones, es de esperar que la demanda siga cayendo, hasta que se recupere un

ritmo de vida normal en la mayor parte del mundo.

Aunque aún no se conocen las cifras reales de consumo de crudo mundial, algunos analistas estiman que

la reducción estaría entre 20 y 30 millones de barriles al día, de los 100 millones demandados en promedio

durante 2019. La AIE, por ejemplo, estima que se han dejado de demandar unos 20 millones de barriles

al día, mientras analistas como Saad Rahim, economista jefe de Trafigura, la principal comercializadora

de productos transables, es más pesimista y asegura que la demanda puede caer en 30 millones de barriles

al día.


28

Por el momento se conoce que China redujo en marzo su consumo de crudo un 5%, equivalente a una

reducción de 4 millones de barriles al día. La mayor parte del petróleo comprado por el gigante asiático

fue destinado a sus inventarios, mas no a consumo, pues dada la cuarentena obligatoria y el estancamiento

de la economía, no se consume todo el crudo que se importa [14]. Por otro lado, la EIA señaló que

Estados Unidos redujo su consumo en 1,3 millones de barriles al día, también por el efecto del virus y el

confinamiento de algunos estados. Hasta el momento solo se conoce el recorte de 5,3 millones de barriles

al día en consumo, pero se estima que sumado al golpe en demanda de Europa y el resto del mundo, se

llegue a la reducción total señalada de entre 20 y 30 millones de barriles al día [15].

En este momento predomina la incertidumbre, el mercado carece de la información suficiente para

reaccionar al nuevo recorte y prevalece el efecto de la demanda sobre los precios. Hasta no conocerse el

impacto real del COVID-19 sobre el consumo de los actores ya mencionados, será difícil evaluar qué

tanto se cierra la brecha con el acuerdo y qué tan rápidamente podría recuperarse la demanda una vez

pasada la pandemia.

6. Reacciones del Gobierno Nacional1

La coyuntura actual representa un reto sin precedentes para los gobiernos de todo el mundo. A lo largo

de la pandemia se han tomado decisiones radicales para contener la propagación del virus y evitar el

colapso masivo de los sistemas de salud. Estas decisiones traen costos económicos altos, y visibilizan

problemáticas sociales profundas de muchos países. Esta crisis involucra todos los sectores, representa un

reto sanitario, social, político, demográfico, y económico.

En Colombia esta crisis ha mostrado varios problemas que persisten desde hace varios años, y que no han

sido debidamente tratados. Entre estos está el sistema de salud colombiano, que, a pesar de tener varias

ventajas por encima de otros países de la región, no cuenta por sí solo con la capacidad suficiente para

atender la gran cantidad de enfermos que trae el contagio del COVID-19. Además de falta de insumos,

no hay suficientes camas en unidades de cuidados intensivos (UCI) para hacer frente a la enfermedad.

Este es el primer reto que el Gobierno Nacional tuvo que enfrentar, pues es el primer frente de batalla al

que ataca el virus. De esta forma, se destinaron nuevos espacios en todo el país para atender enfermos en

Bogotá, epicentro de la enfermedad en nuestro país, y en otras grandes ciudades donde el virus puede

dispersarse rápidamente por su densidad poblacional.

La alcaldesa de Bogotá, Claudia López, gestionó la adaptación del centro de convenciones Corferias como

hospital para la atención de personas contagiadas con COVID-19 de mediana y baja complejidad, para

liberar a los hospitales de un gran volumen de enfermos y destinar los recursos de los centros

especializados en el tratamiento de casos de alta complejidad. El Gobierno Nacional habilitó el Hotel

Tequendama para el mismo efecto, y el parqueadero del Hospital Militar para expandir su capacidad,

teniendo en cuenta que es uno de los hospitales más grandes de la capital. El resto de los hospitales en el

país empezaron una campaña para adecuar sus espacios y atender de manera eficaz a los futuros enfermos,

ampliando en especial las UCI y capacitando a todo su personal en cuanto a desinfección y tratamiento.

Además de la capacidad hospitalaria, el Ministerio de Salud, encabezado por el ministro Francisco Ruíz,

desplegó una campaña de información para todos los colombianos, donde se puso a disposición toda la

1 Toda la información y los decretos expedidos por el Gobierno Nacional se encuentra en

https://coronaviruscolombia.gov.co/Covid19/acciones-del-gobierno.html

https://coronaviruscolombia.gov.co/Covid19/acciones-del-gobierno.html


29

investigación conocida sobre el nuevo coronavirus, junto con protocolos de desinfección y autocuidado.

A partir del 11 de marzo, se decidió restringir los eventos de más de 500 personas en todo el país,

suspendiendo así todos los eventos deportivos, culturales, conciertos, convenciones etc. Esto con el objeto

de evitar contagios masivos, como sucedió en España e Italia, y otorgar a los centros médicos más tiempo

de preparación y adecuamiento.

Con la declaración de pandemia de la OMS, el Gobierno Nacional decidió imponer medidas de

restricción más fuertes, prohibiendo los eventos de más de 50 personas, e invitando a las empresas a

implementar el teletrabajo para sus empleados en la medida de lo posible. Además, se suspendieron las

visitas a centros carcelarios, el desembarco de cruceros en los puertos colombianos, y protocolos de

tratamiento en los hoteles de todo el país. Debido al impacto de esta medida en el turismo, Bancoldex

habilitó una línea de crédito por 250 mil millones de USD para las empresas asociadas a este sector y a la

aviación, y determinó que se aplazaría su declaración de IVA hasta fin de año.

El Banco de la República, por su parte, anunció medidas de liquidez en pesos, como el aumento de cupo

en REPOS y la ampliación de la participación de entidades financieras, y subastas forward de

cumplimiento financiero por mil millones de dólares, para inyectar liquidez en la moneda extranjera.

A partir del 13 de marzo, ante el aumento de casos importados, el Gobierno Nacional decidió cerrar las

fronteras con Venezuela y restringir la entrada de personas no residentes ni ciudadanos colombianos, que

hayan estado en Europa y Asia. Posteriormente, el 16 de marzo, la restricción se amplió para todos los

viajeros que llegaban de cualquier parte del mundo, imponiendo, además, una cuarentena obligatoria de

14 días para los colombianos que llegaban de viaje. El aumento de los casos obligó, finalmente, a cerrar

todas las fronteras durante 75 días.

Con la expansión del virus se evaluaron otros espacios de alta aglomeración de personas, como colegios

y universidades, y se tomó la decisión de suspender las clases presenciales en ambos recintos tanto

públicos como privados, promoviendo su continuación virtual. Sin embargo, todas las medidas no fueron

suficientes, por lo que el presidente, Iván Duque, tomó la decisión de declarar estado de emergencia,

convocando el artículo 215 de la Constitución y otorgándole al mandatario facultades para tomar

decisiones y expedir decretos sin la previa aprobación del congreso, por un término de 30 días

prorrogables a 60.

Tras la declaración presidencial, se tomó la decisión de decretar cuarentena obligatoria para todos los

colombianos, con 39 excepciones para las operaciones que no pueden detenerse, como algunos pozos de

perforación petrolera, y para todas las actividades de primera necesidad, como alimentación, farmacia y

transporte de personal.

La situación de emergencia evidenció un grave problema social en el país: la informalidad laboral. Gran

parte de la población fue obligada a mantenerse en sus casas con opción de salir solo para comprar

alimentos y/o medicamentos, para consultas bancarias o para citas médicas. Sin embargo, un 48% de la

población ocupada es informal, y depende de sus ingresos diarios para sobrevivir. Muchos colombianos

de repente se quedaron sin ingresos, a lo cual el Gobierno Nacional respondió otorgando subsidios,

devolviendo el IVA a las familias más vulnerables, y dando un ingreso solidario a hogares no cubiertos

por programas sociales y que se encuentren en informalidad.

Así mismo, la superintendencia financiera estableció varios alivios para empresas y personas naturales que

tengan créditos de consumo, hipotecarios, de vivienda, etc, con periodos de gracia, aumento de plazos,

entre otros, según la entidad financiera asociada. A esta iniciativa se suman las líneas de crédito para micro,


30

pequeñas y medianas empresas que necesiten cubrir gastos, en especial de nómina, esto con el fin de

proteger el empleo. Se creó el Fondo de Mitigación de Emergencias (FOME) para atender necesidades

del sector salud y la afectación en el sector económico a causa del COVID-19. Mediante este fondo se

atienden gastos que no cubre el Presupuesto General de la Nación (PGN), y se provee financiamiento

directo a empresas públicas o privadas. A través de Findeter se abrió una línea de crédito por 713 mil

millones de pesos para empresas de cualquier sector que requieran un crédito para enfrentar la coyuntura.

Además, se suspendió el pago de parafiscales durante la cuarentena, aliviando cargas a las empresas más

afectadas. Para más información sobre las medidas de alivio del Gobierno Nacional consulte nuestros

documentos Orientación a las Compañías de Bienes y Servicios Petroleros y Monitoreo de Entorno,

donde se analizan cada uno de los apoyos a las empresas y los decretos hasta ahora expedidos desde el

inicio de la crisis

Ahora bien, en cuanto al sector petrolero, la ANH anunció un proyecto con medidas transitorias para

mitigar los efectos de los precios internacionales bajos y de la pandemia. La Agencia aseguró que el sector

deberá enfrentar un nuevo normal de precios bajo a lo largo del año, por lo que se hace indispensable

fortalecer el sector y mantener a flote su reactivación. De esta manera en el Acuerdo 2 del siete de abril

de 2020, se aplican medidas transitorias a los contratos de evaluación técnica, exploración y producción

de hidrocarburos, así como para los convenios de exploración y explotación. Además, podrán pactarse

extensiones de los plazos correspondientes a las siguientes etapas de la ejecución contractual, conforme a

las condiciones y requisitos del contrato y teniendo en cuenta que este no debe estar suspendido.

La extensión en los términos y plazos se aplicará en distintas etapas del periodo de exploración a las

actividades del programa de evaluación, en las declaraciones de comercialidad y en la presentación de los

planes de explotación o desarrollo de un campo comercial. Bajo nueve reglas se podrá llevar a cabo este

proceso, según precisó la entidad [16].

Se modificaron, además, las vigencias y porcentajes en las garantías de cumplimiento, donde la ANH

podrá otorgar autorización para la reducción y constitución de nuevas cartas de crédito y/o garantías

bancarias, siempre y cuando el valor resultante de la actividad se mantenga soportado con respaldo

financiero. Si se desea trasladar la actividad o la inversión en exploración entre contratos, la solicitud se

hará a la entidad sin tener que hacer una inversión adicional, según lo establecido en el Acuerdo 1 del 30

de marzo del presente año [17].

El gran paquete de ayudas para todos los sectores, presentado hasta el momento por el Gobierno

Nacional, involucra una gran inversión, que se traduce también en más endeudamiento. Desde el

Ministerio de Hacienda y Crédito Público, se anunció que se dispondrán de todos los instrumentos

necesarios para enfrentar la crisis sanitaria y la recesión económica que viviremos a lo largo del año. Cabe

destacar que el pasado 15 de abril finalizaron los 30 días que dura el estado de emergencia, y que le

otorgan al presidente, Iván Duque, a tomar decisiones y establecer decretos sin consultar con el Congreso.

Así mismo, el Congreso de la República reinició sesiones a partir de esta semana, con el fin de evaluar las

medidas que se necesitarán a partir de ahora y que necesitarán aprobación previa.

https://campetrol.org/wp-content/uploads/2020/04/Documento-Solicitudes-Afiliados.pdf

https://campetrol.org/wp-content/uploads/2020/04/NORMATIVIDAD-17-DE-ABRIL-2020-.pdf

http://www.anh.gov.co/la-anh/sobre-la-anh/normatividad/Normatividad/ACUERDO%20002%20DE%202020.pdf





31

4. ¿Hacia dónde nos lleva la actual coyuntura?: Una

perspectiva de la crisis sobre los precios y los niveles de

producción

1. La Geopolítica y precios del petróleo

Además del análisis sobre los hechos estilizados del mercado, es importante identificar los pronósticos de

los analistas más importantes sobre el futuro en el corto plazo del balance del mercado y de los precios,

pues los commodities se liquidan a futuro, bien sea en las jornadas siguientes al cierre, o en forwards a

plazos hasta de 5 años. Por lo tanto, las expectativas del mercado también impactan las negociaciones

jornada tras jornada.

Estos pronósticos se realizan tomado en cuenta múltiples variables, desde los valores observados de oferta

y demanda agregada, y las cotizaciones en las jornadas anteriores del crudo, hasta variables

macroeconómicas y políticas relevantes, como el crecimiento del PIB real global y de las potencias

productoras y consumidoras, los índices de manufactura de estos, entre otros, sumados a variable como

el clima.

Comenzando el año, la EIA estimaba que el Brent estuviera entre 65 y 67 USD/BL en el primer trimestre

de 2020, en el segundo trimestre bajara hasta 63 USD/BL y a lo largo del segundo semestre se mantuviera

en 65 USD/BL. Así mismo, otros analistas como Goldman Sachs, ANIF, Reuters y la IEA, pronosticaban

este año un precio promedio Brent entre 62 y 65 USD/BL. Sin embargo, el gran impacto del COVID-19

sobre la economía mundial alteró todos los planes de inversión de la industria, e impactó de tal manera

el mercado que los nuevos escenarios de precios están por la mitad de los planteados iniciando 2020.

El panorama actual del mercado de crudo es complejo, y tiene muchas aristas alrededor que dificultan

establecer un pronóstico. Las posiciones en el mundo son diversas, pero coinciden en que, en lo que resta

de 2020, no será posible retomar la tendencia de precios observada al iniciar el año. La EIA anticipa que

hasta finales de 2021 habrá exceso de crudo en el mercado, y que el precio terminará el año en promedio

en 33,3 USD/BL. Según la agencia, este exceso se mantendría a lo largo del 2021, año en el cual el precio

se ubicaría en promedio en 45,5 USD/BL. Esta proyección no tiene en cuenta los recientes acuerdos de

la OPEP+ y el G20, por lo que los escenarios podrían modificarse en su próxima publicación iniciando

mayo [15].

Otros analistas como Standard & Poors estiman un precio Brent promedio de 30 USD/BL, similar a

Barclays, que prevé 31 USD/BL, y a Standard Chartered Bank, que pronostica 29 USD/BL. Goldman Sachs aseguró que el recorte pactado por la OPEP+ y el G20 es insuficiente, que los precios seguirán

desplomándose y cerrarían este trimestre en 30 USD/BL, pues el impacto sobre la demanda es muy alto

y no se recuperará en el tercer trimestre del año.

Por su parte, la IEA estima que la demanda de crudo en 2020 caería un valor récord de 9,3 millones de

barriles al día, rompiendo la tendencia de crecimiento que sostiene desde hace 20 años. La agencia de

energía sostiene que este pronóstico se debe a las medidas de confinamiento en 187 países, que ha

limitado la movilidad en el mundo en un 50%. Solamente en abril la caída en demanda sería de 29

millones de barriles al día menos que 2019, es decir, que durante este mes solo se consumirían 69 millones

de barriles al día, una cifra no observada desde 1995. Además, sostienen que la recuperación será

progresiva, de tal manera que en diciembre de 2020 la caída será de 2,7 millones de barriles al día. A este

hecho se contrapone la oferta, que la agencia anticipa se reduzca en 2,3 millones de barriles al día durante


32

2020, teniendo en cuenta el acuerdo firmado, con lo cual se observará un exceso de oferta de 7 millones

de barriles al día al finalizar el año, la brecha más alta que se haya visto en el mercado [18].

La OPEP actualizó sus pronósticos en su último informe mensual, y revisó a la baja la producción de para

este año de los países no miembros del cartel, que caería 4,26 millones de barriles al día, de los cuales

1,05 serían recortes de Estados Unidos. Mientras, la producción del cartel caerá a partir de mayo en siete

millones de barriles al día, producto del pacto OPEP+ y de recortes voluntarios de algunos miembros. La

organización destaca el acuerdo logrado el pasado domingo 12 de abril, y señala que los impactos del

COVID-19 también generarán interrupciones en el suministro. Por el lado de la demanda, el cartel estima

que en 2020 caerá 6,9 millones de barriles al día, debido a la limitación en el transporte de crudo y a la

reducción en el consumo de combustibles. De estos 6,9 millones de barriles, sostiene que 3,7 serán

producto de una contracción en el consumo de crudo de los países de la OCDE, mientras los 3,2 millones

restantes corresponden al resto del mundo.

De esta forma, existen un consenso entre las agencias de energía y los diferentes centros de investigación

económica sobre el nivel de precios y el balance entre oferta y demanda para este año. Inevitablemente

la demanda caerá, de la mano de los precios, pero habrá que seguir monitoreando el mercado para

verificar el efecto de los acuerdos de reducción en el cierre de la brecha entre producción y consumo.

2. Producción y breakeven, ¿Hasta dónde es eficiente la producción?

El comportamiento cíclico propio de los precios del petróleo ha conducido a la mayoría de los países a

disminuir los costos operativos envueltos en el desarrollo de sus recursos, como una estrategia de choque

contra futuras crisis. Un proceso que solo ha sido posible llevar a cabo de la mano de las tecnologías y

metodologías proveídas por las compañías de Bienes y Servicios.

Gracias en gran medida a la implementación de nuevos conceptos y optimización de las operaciones, los

costos de desarrollo para la mayoría de las compañías se han visto reducidos entre un 30% y un 77%, en

comparación a los valores que tenían en 2014. Una muestra de resiliencia por parte del sector petrolero,

que se ha preparado para superar de la mejor manera las situaciones que se puedan presentar como

consecuencia de la disminución en el precio del petróleo.

13,87

10,43

6,4

14,2

19,15

10

12,25 11,85

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

USD

/Boe

Costos de producción antes de impuestos en diferentes países

Brasil (Petrobras) México (Pemex) Argentina (YPF) Colombia (Ecopetrol)


33

Fuente: Instituto Brasilero del Petróleo, Gas y Biocombustibles [19], Diario El Economista [20], Información

Financiera YPF [21]. Resultados Trimestrales Ecopetrol [22]

Sin embargo, bajo la coyuntura actual, los precios han disminuido a niveles no vistos en las últimas

décadas, llevándolos incluso por debajo del punto de equilibro de muchos recursos, principalmente a los

que tienen altos costos de producción. Dentro de este grupo se encontrarían los yacimientos en shale oil, arenas bituminosas, offshore ultra profundo y los recursos en países con altos government take, que eleven

el precio de equilibrio a pesar de tener bajos costos de producción [23].

Para el caso de Colombia, los precios de equilibrio se encuentran entre 9,9 y 56,7 USD/Bl, con un

promedio ponderado en 27,4 USD/Bl [24]. Como resultado, se deberán reevaluar algunos activos, pero

los campos con mayor producción de petróleo en el país aún mantienen sus costos de desarrollo por

debajo de los precios actuales, siendo económicamente rentables durante la coyuntura. Un escenario

diferente al del resto de la mayoría de los países productores, debido a que más del 63% tienen costos de

producción por encima de los 35 USD/Bl, lo que ciertamente impactará en la producción global.

Fuente: IHS Markit, Saudi Aramco: Programa Global a Mediano Plazo [24]

Cabe destacar que, muchas de las compañías con recursos como los mencionados anteriormente, poseen

coberturas financieras que cobijan gran parte de la producción en caso de darse una baja en el precio del

barril [25]. Sin embargo, estas coberturas no serían suficiente para compensar las operaciones en muchos

casos, lo que se reflejaría en una declinación natural en la producción de muchos campos alrededor del

mundo.

Por otra parte, debido a la tendencia que llevó el precio del barril durante los últimos dos años, muchos

países esperaban un crecimiento de este, que se reflejó en el precio del petróleo utilizado para planificar

sus cuentas fiscales. Para 2020, la mayoría de los países realizaron su presupuesto con un precio entre 42

y 195 USD/Bl, para alcanzar sus metas fiscales, muy lejos de los niveles actuales.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

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90,0

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India

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Chin

a O

nsh

ore

USD

/Bl

Precio de equilibrio (breakeven) por países

Rango Promedio Ponderado


34

Fuente: S&P Platts [8]

En consecuencia, la IEA proyecta que los ingresos netos para las principales economías productoras de

petróleo disminuirán 76% frente al valor obtenido en 2019, destacando que los descensos estimados

podrían ser aún mayores dependiendo del alcance final de la caída de la demanda y la desaceleración

económica [18].. Este valor representa un alto impacto para aquellos países cuyas cuentas fiscales

dependan fuertemente de las rentas petroleras, y debilita la capacidad de estos países para proporcionar

servicios esenciales a sus poblaciones, como atención médica o la educación.

Así mismo, incluso entre los países del Consejo de Cooperación del Golfo, algunos de los cuales todavía

tienen un cierto grado de amortiguación financiera contra el empeoramiento de las condiciones del

mercado, la Agencia estima que los déficits fiscales alcancen entre el 10% y el 12% del PIB este año, lo

que implicaría necesidades financieras adicionales de alrededor de entre 150 y 170 millones de USD.

Fuente: IEA [18]

46

51

55

60

70

83

88

92

100

109

195

Catar

Rusia

Kuwait

Irak

UAE

Arabia Saudita

Omán

Barein

Libia

Algeria

Irán

Precio del barril para el equilibrio fiscal de distintos países

449417

397

183145

198

280 287

70

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2018 U

SD B

n

Ingresos netos de la producción petróleo en las principales economías con

los precios actuales


35

La actual coyuntura es una gran prueba para todo el sector. Es la primera vez en la historia de la industria

petrolera que se experimenta un choque conjunto entre oferta y demanda. La base para superar esta

situación de la mejor manera serán la austeridad en el gasto y la eficiencia de capital, que permitirán tener

operaciones costo efectivas, teniendo como base la innovación en tecnología y procesos.

3. Impactos en la Economía Internacional

Otra de las variables a tener en cuenta para la realización de este análisis, son las perspectivas

internacionales sobre el crecimiento de la economía mundial y las consecuencias del COVID-19 en el

desarrollo de la actividad comercial y productiva en todo el globo.

Los analistas coinciden en que el mundo enfrenta una de las peores recesiones en la historia reciente,

puesto que, aunque la crisis para la mayoría de las economías comenzó como un efecto bursátil por la

incertidumbre que generó la aparición del virus en China, terminó por materializarse en una crisis sin

precedentes que aún no es posible saber cuánto durará. La pandemia ha afectado a todos los sectores

productivos, en especial aquellos cuya operación quedó completamente frenada por las medidas de

cuarentena que predominan en gran parte del mundo.

En Estados Unidos, por ejemplo, el número de solicitudes de subsidios por desempleo pasó de 380.000

en promedio histórico, a 6,8 millones en solo un mes, reflejando así la gran cantidad de empleos perdidos

por las actividades económicas frenadas y las innumerables empresas que están en quiebra o al borde de

cerrar. Mientras, China, la segunda economía más grande del mundo, decreció 6,8% en el primer

trimestre del año, según informó el centro de estadística del país. Este es el peor desempeño que haya

tenido desde 1992, y el reflejo del efecto del confinamiento sobre el crecimiento del país.

Europa apenas en 2018 logró completar un largo proceso de recuperación tras la crisis financiera de 2008,

y comenzaba a dinamizar su economía, con algunas limitaciones por el alto nivel de deuda de algunos

países de la Unión Europea. Sin embargo, el Brexit puso en tela de juicio la eficacia de este tipo de bloques

económicos, y generó incertidumbre sobre su impacto en la economía de toda la UE, y sobre el futuro

de las relaciones entre los países miembro. Con la llegada del COVID-19, la incertidumbre se exacerbó,

y se limitó el desarrollo de algunas de las actividades más importantes de toda la zona.

Por su parte, Latinoamérica es una zona caracterizada por tener problemas sociales, pues la mayoría de

los países latinos son economías en desarrollo, que, además, dependen de los ingresos por la venta al

exterior de commodities como petróleo y carbón. A pesar de que es la zona del mundo que más tiempo

de preparación tuvo ante la inminente llegada del virus, no ha tenido un menor impacto sobre sus

economías, por el contrario, ha obligado a varios países, entre ellos Colombia, a solicitar créditos externos

del FMI para financiar la crisis. Buena parte de las economías latinas tienen problemas de informalidad,

desempleo y pobreza persistentes, que se agudizan con la cuarentena obligatoria que se vieron obligados

a implementar. Gran cantidad de personas calificadas como pobres sobrepasarán la línea de pobreza

multidimensional y entrarán en pobreza extrema cuando pase la pandemia, se tendrán tasas de desempleo

de dos dígitos y miles de micro y pequeñas empresas entrarán en quiebra.

El FMI ha dispuesto líneas de crédito para varios países en todo el mundo, que les permitan financiar

tanto la crisis sanitaria como la económica. Sin embargo, la directora del fondo, Kristalina Gerogieva,

señaló el pasado 15 de abril que la crisis económica que enfrenta el mundo es la peor que se haya

observado en más de 100 años, y es solo comparable con la Gran Depresión de 1929. Destacó que la

institución está a la altura de la situación, y dispuesta a ayudar a los países que más lo requieran. Así como

las personas con condiciones médicas preexistentes son más vulnerables al COVID-19, las economías

con problemas previos serán las más golpeadas por la crisis, indicó la funcionaria.


36

El organismo internacional prevé que más de 170 países decrezcan este año, y que aquellos que no

presenten crecimientos negativos, apenas tendrán variaciones entre 0 y 1%. De esta manera, se espera que

la economía global crezca -3% este año, pero con un ritmo de recuperación positivo apenas se retome la

vida normal y pase la pandemia. Alejandro Werner, funcionario del FMI, advirtió que la situación sería

más crítica en Latinoamérica, cuya economía regional crecerá -5.2%, y se enfrentaría a una posible nueva

década perdida por la crisis. Los países más afectados serían México y Ecuador, con variaciones en su

PIB de -6%, seguidos de Brasil (-5.3%), Argentina (-5,7%), Chile (-4,5%) y Venezuela (-15%). Este último

con problemas económicos, políticos y sociales muy fuertes y persistentes desde hacer varios años [26].

El Banco Mundial, por su parte, sostuvo que tiene a disposición 160.000 millones de dólares para

distribuir en los próximos 15 meses, y publicó el informe La Economía en los Tiempos del COVID-19,

donde prevé que Latinoamérica retroceda 4.6% en 2020, y que las economías más afectadas sean la de

México, decreciendo 6%, Argentina, con -5,2% y Brasil, con -5%. Sin embargo, estima que para 2021 el

panorama mejore y la región crezca 2,6% [27].

Cabe destacar que ambos organismos establecen la protección a la vida como prioridad, y hacen

recomendaciones para que los gobiernos tengan el mejor manejo de la situación, poniendo a disposición,

además, amplias líneas de crédito que le den solvencia a las economías más vulnerables, y teniendo en

cuenta que las medidas de confinamiento son necesarias por un tiempo determinado, y el único

mecanismo efectivo conocido hasta el momento para contener la propagación del virus.

4. La Economía Colombiana y su vulnerabilidad ante la coyuntura

Al igual que el resto del mundo, la economía colombiana ha tenido que enfrentar los efectos del COVID-

19, y ha tenido que disponer de una gran cantidad de recursos para hacer frente al reto sanitario y

económico, en un esfuerzo por mitigar los efectos del virus sobre el sistema de salud, y los de la cuarentena

y el cierre de fronteras, sobre la economía. Sin embargo, como lo señaló el FMI, las economías con

problemas preexistentes son las más vulnerables a una recesión de grandes proporciones, y Colombia es

una economía que, a pesar de tener condiciones sociales complicadas como la informalidad y la pobreza,

es un país fortalecido frente a otros pares de la región, y que venía con un desempeñó económico muy

positivo que denotaba la recuperación después de la crisis de 2014.

Según el director del DANE, Juan Daniel Oviedo, la economía colombiana creció 4,1% entre enero y

febrero de 2020, 0,7 puntos porcentuales por encima del crecimiento de 2019. El funcionario destacó en

especial las actividades de agricultura y ganadería, explotación de minas y canteras, transporte, industrias

manufactureras y servicios públicos y turismo, que crecieron por encima de 2,5%. Los efectos de la

cuarentena obligatoria impuesta en el país a partir del 24 de marzo no se reflejarían en el primer trimestre

del año, sino entre abril y junio, meses donde más se verá el estancamiento de varios sectores productivos

[28].

El Banco Mundial y el FMI, prevén que Colombia decrezca 2 y 2,4%, respectivamente, teniendo en cuenta

los fundamentales macroeconómicos estables con los que venía la economía desde 2018. Estos

decrecimientos están por debajo de las caídas pronosticadas por los organizamos para el resto de la región,

con lo cual tendríamos una reactivación económica más satisfactoria. Según el FMI a 2021 la economía

colombiana crecerá 3,5%, mientras el Banco Mundial prevé que la recuperación sea de 2,6%. Sin

embargo, otros analistas no son tan optimistas y ven esta como la peor crisis económica que haya

enfrentado nuestro país, puesto que seguimos siendo una economía altamente dependiente del petróleo

y con los precios actuales se reducirían los ingresos de la nación considerablemente.

Fedesarrollo, por ejemplo, realizó un estudio sobre los impactos económicos del COVID-19, donde

establece tres escenarios para cinco variables: la tasa de cambio, precio Brent, producción de petróleo,

crecimiento económico de los socios comerciales y crecimiento económico mundia


37

Variables Escenario Prospectiva,

diciembre 2019 Escenarios 2020

Optimista Medio Pesimista

TRM (Pesos por dólar) 3.400 3.640 3.750 4.020

Precio del petróleo - Brent (USD

por barril) 60 46 36 25

Producción de petróleo (KBOPD) 900 807 766 725

Crecimiento económicco socios

comerciales 2,6 1,5 -0,3 -2,1

Crecimiento económico mundial 3,3 1,9 -0,4 -2,7

Fuente: Fedesarrollo con cálculos del International Institute of Finance, Bloomberg, Banco de la República.

A partir de estos cálculos, establecieron un modelo de pronóstico donde se obtuvo que el país crecerá en

el escenario pesimista -0,4%, en el escenario medio 1,2% y en el escenario optimista 2,3%. Esta perspectiva

es más optimista que la de organismos internacionales, pero no tiene en cuenta el tiempo de reactivación

que la propagación del COVID-19 le permitirá a la economía [29].

Corficolombiana, por su parte estima un escenario base donde la economía no crecerá, y uno pesimista

donde decrecerá 2,6%. La entidad financiera señala que uno de los grandes riesgos para la economía es

el déficit fiscal, que inevitablemente crecerá por la cantidad de deuda que el Gobierno ha tenido que

tomar para enfrentar la crisis. En el escenario base, el déficit se ubicaría en 6,3% del PIB, y en el pesimista

será de 8,7%. Este es una de las variables que más se tiene en cuenta por las calificadoras de riesgo, de tal

manera que S&P y Fitch Rating bajaron la calificación soberana para el país, de BBB a BBB- en ambos

casos. Aunque se mantiene en grado de inversión, existe un riesgo sobre la pérdida de este, pues implicaría

la pérdida de grandes inversiones al país, y con ello más presiones sobre el crecimiento y la tasa de cambio

[30].

Mientras, ANIF presentó un desalentador informe sobre los impactos económicos de la coyuntura,

señalando que las pérdidas económicas ascienden a $5,8 billones de pesos, 0,5% del PIB, pero podrían

incrementar hasta un rango entre $12,5 y $26,9 billones de pesos. Debido a la pérdida de empleos y a la

reducción en los ingresos de una parte importante de la población, el impacto se verá reflejado en el

consumo, afectando directamente una buena proporción del crecimiento. El centro de pensamiento

estima que el país crecerá apenas 0,5% este año, siempre y cuando la recuperación sea rápida en el

segundo trimestre. Si la crisis y las medidas restrictivas se prolongan por más tiempo, la economía caería

0,7% [31].

Por el momento, el Gobierno Nacional seguirá trabajando para contener el virus en nuestro país,

mitigando los efectos adversos que las medidas restrictivas contraen. Algunos sectores y agremiaciones

han presentado planes de reactivación económica por etapas, donde la población regrese progresivamente

a las calles y se permita empezar a dinamizar la economía sin poner en riesgo a la población y al sistema

de salud.


38

5. Escenarios de Precios y Producción 2020-2022

1. Escenario de Precios

Teniendo en cuenta los análisis de entidades internacionales, desde Campetrol analizamos tres posibles

escenarios de precios, tomando en cuenta diferentes variables económicas y políticas. Cabe resaltar que

los escenarios no tienen en cuenta el reciente acuerdo de la OPEP+ y el G20, pero dado el

comportamiento de los precios, se ajustan a la tendencia que siguió la cotización del crudo tras las

negociaciones.

Los factores que determinaron los escenarios se establecieron teniendo en cuenta el informe de la EIA

sobre las variables que afectan el precio del crudo, es decir, la oferta y la demanda. Este informe extrae

los movimientos que impactan cada una de estas variables. De esta manera, por el lado de la demanda, el

crecimiento de la economía mundial es un determinante del consumo agregado de crudo, así como los

cambios en las expectativas de este mismo, en especial cuando se trata de cambios sobre la expectativa de

crecimiento de los grandes consumidores de crudo, como China y Estados Unidos [32].

Por el lado de la oferta, cambios en el nivel de producción de países no pertenecientes a la OPEP afectan

los precios, así como las variaciones en las expectativas de suministro de estos. La producción de algunos

países, como Arabia Saudita, Rusia y Estados Unidos, es tan representativa en el mercado que por sí sola

puede impactar los precios ante variaciones inesperadas. Coaliciones como la unión OPEP+, impactan el

nivel de oferta, pues la mayoría de las veces se trata de pactos para reducir el nivel de producción, esto

depende de la coyuntura que enfrente el mercado. Otros hechos aislados, como el conflicto en el Golfo

Pérsico, la guerra civil el Libia y la situación venezolana, impactan el suministro de crudo agregado dado

que generan interrupciones inesperadas bien sea en la producción o en el transporte.

Los inventarios de petróleo, en especial en Estados Unidos, impactan tanto la demanda como la oferta,

pues determinan qué tanta disponibilidad de crudo tiene un país y, por tanto, cuánto necesitará demandar.

Si los inventarios crecen, se tiene más disponibilidad de petróleo para producción y se necesitará comprar

menos para abastecer determinado país. Desde 2014, cuando Estados Unidos duplicó su suministro, los

inventarios de este país se convirtieron en un driver importante de los precios.

Por último, el balance entre oferta y demanda muestra el apetito del mercado por comprar o vender

crudo, y determina si hay excesos de oferta o de demanda. Desde 2014, por el crecimiento de la

producción estadounidense, predominan los excesos de oferta, por lo que fue necesario un acuerdo de

reducción en el suministro de la OPEP+ para incrementar los precios. A partir de 2017, la cotización del

crudo se mueve en un equilibrio inestable, donde los principales actores se esfuerzan por reducir la brecha

entre oferta y demanda.


39

Fuente: EIA

Dada la coyuntura actual, se tomaron en cuenta las variables descritas por la EIA, sumadas al crecimiento

de la curva de contagios por COVID-19 en el mundo, y la movilidad de factores que se ha limitado por

la cuarentena y el cierre en las fronteras de la mayoría de los países.

El primer escenario es uno muy crítico, donde el Brent cierre el año en promedio en 25 USD/BL, debido

a que el mundo enfrentaría la peor recesión en décadas, el tráfico de factores de producción sería casi

nulo, la curva de crecimiento del COVID-19 seguiría creciendo exponencialmente y sobrarían más de 10

millones de barriles de crudo en el mercado. El segundo escenario es uno crítico donde el Brent termine

en promedio en 35 USD/BL por la recesión mundial (menos grave que en el escenario muy crítico), un

tránsito de factores de producción permitido pero limitado, crecimiento polinomial de la curva de

COVID-19 y menos de 10 millones de barriles al día que sobran en el mercado. El tercer y último

escenario es uno moderado donde el Brent cierre en promedio en 43 USD/BL, debido a que el

crecimiento global sea bajo o de 0%, haya apertura progresiva del tránsito de factores, se aplane la curva

de contagios y el exceso de oferta sea de apenas dos millones de barriles al día.

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Balance global del mercado de crudo (MBPD) vs Precio Brent

Balance Brent


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USD/BL (Promedio anual)

MFMP 2019 Muy crítico Crítico Moderado

2019 65,5 64 64 64

2020 67,5 25 35 43

2021 70 35 45 58

2022 70 50 60 68

Fuente: EIA, Ministerio de Hacienda, Proyecciones Campetrol

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22

US

D/B

LBrent (promedio trimestral)

MFMP 19 obs. Muy crítico Crítico Moderado


41

2. Escenarios de producción de petróleo en Colombia

Históricamente el precio del petróleo ha tenido un efecto importante en la producción de petróleo del

país. Este efecto se refleja no solo en la cantidad de campos produciendo, o en la actividad operacional

que permitirá aumentar o mantener tal producción, sino, además, en las inversiones diferidas que hacen

las compañías con el fin de tener una base sólida de producción en el mediano plazo, por lo que, los

efectos de estas inversiones se evidencian alrededor de los 12 meses posteriores.

Fuente: ANH [33] y EIA [34]

Tomando en consideración la fuerte relación mostrada entre el precio del barril y la producción de

petróleo, se estimaron bajo un modelo econométrico los impactos de la actual coyuntura en los volúmenes

que se producirán anualmente en el país. Los datos de entrada para este modelo fueron los precios del

barril definidos anteriormente, junto a otras variables como la TRM y el precio del barril rezagado un

año.

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USD

/Bl

KB

OPD

Producción de Petróleo en Colombia vs Brent

Producción (KBOPD) Brent (USD/Bl)


42

Fuente: ANH [35], Cálculos Campetrol

KBOPD MFMP 2019 Meta PND Muy crítico Crítico Moderado

2019 865 892 886 886 886

2020 880 905 763 786 810

2021 862 891 718 755 794

2022 855 854 725 770 818

Como resultado del modelo, se puede observar que bajo un escenario muy crítico la producción se ubique

en promedio en 763 KBOPD, una reducción de 16% frente a los 886 KBOPD producidos durante 2019.

Así como en un escenario crítico la producción se podría ubicar en 786 KBOPD, un valor 11% menor al

de 2019, y en un escenario podríamos llegar a producir 810 KBOPD, lo que representaría una

disminución de 9% con respecto al año pasado.

Se estima que el mayor impacto en la producción se de en 2021, debido principalmente al efecto causado

por los recortes en las inversiones diferidas por parte de las compañías de E&P. En este año la producción

se encontraría entre 718 y 794 KBOPD, lo que significaría una disminución de 10,3 y 19% frente a los

niveles de producción de 2019.

Finalmente, para el año 2022 esperamos que la producción de petróleo en Colombia experimente un

aumento de 1% al 2,9% con respecto a 2021, ubicando su producción entre 725 y 818 KBOPD. Iniciando

de esta manera el ciclo de recuperación e incremento en la actividad del sector, de manera similar a lo

ocurrido en las crisis de 2014 y 2008.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

KB

OP

D

Producción de crudo - KBOPD

Obs Moderado Critico Muy Critico


43

6. Impactos del doble choque de precios y COVID-19 sobre el sector

petrolero en Colombia

En esta sección se establecieron las relaciones presentes entre los indicadores asociados a la operación

petrolera con el precio de barril y otras variables claves en el desarrollo de estas actividades, como la

TRM. Este proceso se da con el fin de cuantificar los efectos de las actuales condiciones del mercado en

la industria petrolera y de esta manera, aproximar la tendencia que podría tomar la industria bajo los

diferentes escenarios de precios planteados anteriormente.

La metodología seguida consistió en la utilización de modelos econométricos como vectores

autoregresivos (VAR) y estacional autoregresivo de media móvil exógena (SARIMAX), estableciendo

como variable exógena el precio del barril. Las series históricas incluidas en estos modelos corresponden

a una ventana de observación de 32 años, tomando a 1987 como el año inicial.

1. Pozos exploratorios

El número de pozos exploratorios perforados en el año es un importante indicador de la actividad

exploratoria en el país. A pesar de los esfuerzos realizados por el Gobierno Nacional, en cabeza del

Ministerio de Minas y la ANH por poner en marcha la reactivación del sector, aún nos encontramos en

niveles mucho menores a los experimentados entre 2012 y 2014, cuando se perforaron en promedio 120

pozos anualmente.

En este sentido, la cantidad de pozos exploratorios perforados es muy sensible a los cambios en el precio

del barril. En consecuencia, se deben aunar esfuerzos entre Gobierno, Industria y Territorio para mitigar

estos efectos, debido al papel que tienen estos pozos en el descubrimiento e incorporación de nuevas

reservas.

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2019

2021

Pozos exploratorios perforados

Obs. Moderado Critico Muy Crítico


44


Acumulado de pozos exploratorios perforados Brent MFMP 19 Meta PND Muy crítico Crítico Moderado

2019 65 55 48 48 48

2020 65 42 9 13 18

2021 67 50 13 23 33

2022 68 60 28 36 44

De acuerdo con nuestros estimados, la perforación de pozos exploratorios se podría ver fuertemente

impactada por la actual coyuntura. De continuar con esta situación de precios bajos, podría haber una

disminución de 39 pozos en el escenario muy crítico con respecto a los perforados en 2019, así como una

caída de 35 pozos en el escenario crítico y 30 pozos bajo un escenario moderado.

Así mismo, se espera para 2021 un aumento de cuatro pozos en el escenario muy crítico, frente a los

pozos perforados en 2020, de 10 pozos en el escenario crítico y 15 pozos en el escenario moderado. Este

comportamiento se explica debido principalmente a un posible aumento en el precio del barril para ese

año.

Posteriormente, para 2022 se estima un aumento en el número de pozos perforados en todos los

escenarios, e inclusive se espera que bajo el escenario moderado regresemos a los niveles de pozos

perforados en 2019. Los niveles de aumento para cada escenario serían: 15 en el muy crítico, 13 en el

crítico y 11 en el moderado, lo que concuerda con los niveles de aumento en el precio del barril acordados

para cada escenario.

En definitiva, la actividad petrolera, y en especial la exploración podría verse fuertemente impactada por

la actual coyuntura. La clave para las compañías estará en mantener una austeridad en el gasto,

favoreciendo el flujo de caja, así como disciplina de capital y eficiencia de capital, estrategias que permitan

conducir a operaciones costo efectivas. Estar preparados para cuando el mercado inicie su ciclo de

recuperación y seguir trabajando fuertemente de la mano: Gobierno, Industria y Territorio para iniciar

las operaciones lo antes posible cuando ese momento llegue.

2. Adquisición Sísmica

Al igual que el número de pozos exploratorios perforados, la adquisición sísmica es un indicador

importante de la actividad exploratoria realizada en el país. Si bien en el comportamiento histórico de la

adquisición sísmica es evidente el esfuerzo por reactivar la exploración en el país, y llevábamos una curva

de ascenso, aún nos encontramos muy distantes a los niveles obtenidos entre 2010 y 2012, cuando se

alcanzó el máximo de actividad exploratoria, llegando a un promedio de 16.300 km adquiridos.

Cabe destacar la importancia que tiene esta variable en el sostenimiento de la autosuficiencia energética,

permitiendo encontrar nuevos posibles yacimientos, que permitirán a su vez la incorporación de nuevas

reservas de petróleo y gas. Debido a lo anterior, la adquisición sísmica será una pieza clave para que el

sector se mantenga a flote en el mediano plazo.

Debido a la naturaleza propia de los proyectos de exploración, es evidente el rezago existente entre la

planeación y la ejecución de las campañas sísmicas, que para el caso del país es de alrededor de dos años.

Como consecuencia, la coyuntura actual se verá reflejada en el 2022, permitiendo de esta manera que la

adquisición sísmica tienda a mantenerse estable, o incluso a crecer entre 2020 y 2021.


45

En términos de sísmica onshore, estimamos que para 2020 bajo un escenario crítico, se reduzca la

actividad alrededor de 7,6% frente a los niveles obtenidos en 2019. De igual forma esperamos para el

escenario crítico un aumento de 5,6% y en el escenario moderado un incremento de 16,3%. Los estimados

van en concordancia con el rezago entre planeación y ejecución de la actividad exploratoria.

De manera similar, para 2021 se espera que se ejecuten los proyectos planeados en 2019, cuando el precio

del barril rondaba los 64 USD/Bl en promedio. Estimamos para 2021 un incremento del 14,7% con

respecto a los niveles de 2020 en el escenario muy crítico, 15,9% en el escenario crítico y 16,8% para el

escenario moderado.

Esperamos que los impactos de la coyuntura actual se visualicen en 2022, año en el que la tendencia indica

que podría haber una disminución en todos los escenarios frente a los valores de 2021. Los escenarios

consideran una disminución de alrededor de 17,6%, mientras que se volverían a los niveles

experimentados entre 2019 y 2020.


Km Eq. De sísmica 2D - Onshore Muy crítico Crítico Moderado

2019 2.154 2.154 2.154

2020 1.990 2.282 2.575

2021 2.333 2.713 3.094

2022 1.983 2.306 2.630

Para el caso de la sísmica total, que incluye tanto la actividad continental como marina, los escenarios

varían levemente debido al gran volumen que aportan las campañas sísmicas offshore. Pero el análisis

actual muestra que las tendencias son iguales debido a que, de igual forma, se presenta el fenómeno de

rezago entre la planificación y la ejecución de los proyectos de exploración.

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KM

Sísmica onshore adquirida – KM Eq de sísmica 2D

Obs Moderado Crítico Muy Crítico


46

En 2019 la adquisición sísmica total fue de 5.354 km, de los cuales 3.200 km correspondieron netamente

a sísmica offshore, lo que representa alrededor del 60% de la actividad. En este sentido, estimamos que

la actividad sísmica en podría aumentar entre 37% y 66%, debido principalmente a la ejecución de

campañas costa afuera planeadas hace por lo menos dos años, cuando los precios del petróleo eran muy

superiores a los actuales.

De igual forma, en 2021 esperamos que, debido al rezago de dos años existente entre la planeación y

ejecución de las campañas sísmicas, se puede dar una disminución de entre 16% y 30% en el total de

sísmica adquirida con respecto a 2020. Bajo esta tendencia, aún nos encontraríamos por encima de la

meta planteada por el Gobierno Nacional, de 3.100 km para ese año.

Por último, y de igual forma que para la sísmica terrestre, estimamos que para 2022 los niveles de

adquisición se encuentren cercanos a los experimentados durante 2019, además de que muestren los

efectos de la coyuntura experimentada hoy en día. En el escenario muy crítico consideramos una

disminución del 66% con respecto a los niveles obtenidos en 2021, mientras que, en los escenarios críticos

y moderados esperamos una disminución de 75% y 60%, respectivamente.


KM Eq. De sísmica 2D - Total Brent MFMP 19 Meta PND Muy crítico Crítico Moderado

2019 65 1.200 5.354 5.354 5.354

2020 65 1.400 8.481 12.251 16.021

2021 67 3.100 5.868 9.638 13.408

2022 68 1.200 1.983 2.343 5.359

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10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

KM

Adquisición de sísmica (onshore + offshore) – KM Eq de sísmica 2D

Obs Moderado Crítico Muy Crítico


47

Ciertamente la coyuntura actual pone en riesgo nuestra autosuficiencia energética, pero debemos trabajar

todos unidos, Gobierno, Industria y Territorio para reactivar la actividad lo más rápido posible en cuanto

las condiciones de mercado lo permitan. Definitivamente, sin la actividad exploratoria el sector petrolero

se marchita.

3. Taladros

A partir del análisis de precios, construimos una senda para lo que resta de 2020 en cada uno de los

escenarios, suponiendo una recuperación de los precios en el segundo semestre del año, el cual se

trasladaría a la actividad de taladros en el último trimestre de 2020. La tendencia se formuló con base en

las perspectivas de los principales agentes del mercado de taladros en Colombia y suponiendo un

comportamiento similar al evidenciado en la crisis de precios de 2014.

Muy crítico Crítico Moderado

Fecha Drilling Workover Total Drilling Workover Total Drilling Workover Total

ene-20 52 84 136 52 84 136 52 84 136

feb-20 45 84 129 45 84 129 45 84 129

mar-20 35 56 91 35 56 91 35 56 91

abr-20 17 34 51 17 47 64 17 53 70

may-20 10 29 39 14 43 57 15 50 65

jun-20 3 11 14 10 38 48 27 55 82

jul-20 2 10 12 6 33 39 28 65 93

ago-20 2 9 11 7 34 41 29 71 100

sep-20 2 11 13 12 41 53 30 71 101

oct-20 6 29 35 16 46 62 32 73 105

nov-20 8 40 48 20 51 71 34 75 109

dic-20 12 49 61 25 58 83 35 76 111

Promedio

2020 16 37 53 22 51 73 32 68 99

Fuente: Campetrol

0

20

40

60

80

100

120

140

160

jun-1

3

oct

-13

feb-1

4

jun-1

4

oct

-14

feb-1

5

jun-1

5

oct

-15

feb-1

6

jun-1

6

oct

-16

feb-1

7

jun-1

7

oct

-17

feb-1

8

jun-1

8

oct

-18

feb-1

9

jun-1

9

oct

-19

feb-2

0

jun-2

0

oct

-20

Nú

mero

de e

qu

ipo

s

Actividad de taladros en Colombia

Total activos Muy crítico Crítico Moderado


48

Para el escenario moderado, asumimos una recuperación de los precios poco antes de mitad de año, con

lo cual, en mayo se llegaría a un mínimo de 65 taladros activos (15 de drilling) y a partir de ahí se observaría

una recuperación de la actividad, hasta los 111 taladros (76 de drilling). Bajo este escenario, se obtendría

un promedio de actividad de 99 taladros en 2020, lo que representaría una caída del 28% en la actividad,

frente al promedio de 2019.

En el escenario crítico, se supone que los precios se mantienen en los niveles actuales y en el cuarto

trimestre de 2020 se observa una recuperación, la cual se trasladaría a la actividad de taladros. En efecto,

el número de taladros activos tendría una tendencia a la baja hasta julio, al llegar a un mínimo de 39

equipos. En los siguientes meses se experimentaría una recuperación y en diciembre de 2020 se tendría

un cierre de 83 taladros activos. Bajo este escenario, se obtendría un promedio de actividad de 73 taladros

en 2020, lo que representaría una caída del 47% en la actividad, frente al promedio de 2019.

Finalmente, en el escenario muy crítico, se supone una caída de precios hasta el tercer trimestre de 2020.

En el último cuarto del año, la cotización Brent tendría una senda de recuperación. De esta manera, los

taladros activos continuarían bajando hasta agosto, mes en el cual se tendrían 11 equipos activos (2 de

drilling). Para los siguientes meses se experimentaría una tendencia al alza para cerrar el año con 61

taladros activos. Bajo este escenario, se obtendría un promedio de actividad de 53 taladros en 2020, lo

que representaría una caída del 62% en la actividad, frente al promedio de 2019.

4. Empleos

El número de empleos generados por el sector petrolero es un importante indicador de la su contribución

al desarrollo y el crecimiento de la economía colombiana. La industria petrolera genera miles de empleos

directos e indirectos, e importantes encadenamientos productivos que involucran otros sectores. Debido

a la coyuntura de precios del crudo bajos y la interrupción en el desarrollo normal de la actividad por el

COVID-19, las empresas enfrentan caídas importantes en sus ingresos y, por tanto, deben verse obligadas

a tomar decisiones sobre los gastos que afectan los empleos.

Nuestro modelo muestra una correlación directa entre el promedio anual del Brent y el número de

empleos que genera el sector al año. Esta correlación se explica por las variaciones en ingresos de las

empresas del sector ante cambios en el precio internacional. En periodos de bajos precios como el que

se observa en las últimas jornadas, las empresas reciben menos ingresos y, por tanto, se reduce su

capacidad de contratación de personal. Cabe destacar que, para la industria existen operaciones que no

pueden detenerse y que tienen costos asociados que no pueden reducirse, por lo que la flexibilidad para

reducir el gasto de la industria petrolera es limitada en algunas operaciones.


49

Fuente: ACP, ANH, Cálculos Campetrol

Número de empleados hidrocarburos


2019 105.133 105.133 105.133

2020 78.743 85,855 91.262

2021 89.277 95,684 104.471

2022 95.540 107.333 111.533

Los datos observados de empleos están hasta 2018, el valor de 2019 es estimado del modelo que se corrió

para esta variable, no corresponde a la cifra oficial en tal año. De esta forma, se tiene que en 2019 se

generaron 105.133 empleos, 20% más que en 2018, equivalente a 17.503 más empleos.

En el escenario muy crítico, con un Brent de 25 USD/BL, en 2020 se perderían 26.390 empleos, 25%

menos totales que los generados en 2019, pues este año y bajo este escenario, el precio sería el más bajo

y el impacto sobre el número de empleos el más pronunciado. En 2021, con un precio promedio Brent

de 35 USD/BL, se recuperarían 10.534 empleos, un aumento del 13% frente al total de 2020, debido al

incremento en el promedio anual del precio del crudo. Finalmente, en 2022 con un precio promedio de

43 USD/BL, se incorporarían 6.263 empleos a la actividad, una recuperación de 7% frente al total de

2021 y de 21% frente al de 2020. Cabe resaltar que en los próximos dos años no se vuelve a tener el

mismo nivel de empleos de 2019 bajo este escenario.

Bajo el escenario crítico, con un Brent de 35 USD/BL promedio anual, en 2020 se perderían 19.278

empleos, 18% por debajo de los totales generados en 2019. En 2021, con un precio promedio Brent de

45 USD/BL, se recuperarían 9.829 empleos, un aumento del 11% frente al total 2020. Por último, en

2022 con un precio promedio de 43 USD/BL, se incorporarían 11.649 empleos a la actividad, una

recuperación de 12% frente al total 2021 y de 25% frente al de 2020. En este escenario sí se recupera el

nivel de empleos a 2022, incluso por encima de 2019.

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

130.000

140.000

150.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Nú

mero

de e

mp

leo

s

Empleos generados por el sector

Observado Muy crítico Crítico Moderado


50

Para finalizar, en el escenario moderado con un Brent de 43 USD/BL, en 2020 se perderían 13.871

empleos, 13% menos que el número total de 2019. En 2021, con un precio promedio Brent de 58

USD/BL, se recuperarían 113.209 empleos, un aumento del 13% frente al total de 2020, debido al

incremento en el promedio anual del precio del crudo. Finalmente, en 2022 con un precio promedio de

68 USD/BL, se incorporarían 7.061 empleos a la actividad, una recuperación de 14% frente a 2021 y de

22% frente a 2020. Bajo este escenario en 2021 se alcanzaría un nivel de empleos similar al de 2019, y en

2022 llegaría a ser incluso considerablemente más alto.

La coyuntura actual representa un reto para todo el país, y el empleo es una de las variables más afectadas

por el detenimiento de múltiples actividades productivas. El sector petrolero no será ajeno a esta situación,

y el importante nivel de empleos que genera decaerá en 2020, pero con perspectivas positivas de

recuperación en 2021 y 2022.


51

7. Impactos del doble choque de precios y COVID-19 sobre

la economía colombiana

A partir de la serie histórica trimestral desde 2001 de las variables de interés (exportaciones petroleras,

IED petrolera, TRM, crecimiento anual del PIB petrolero) y mediante un modelo estadístico de vectores

autorregresivos (VAR), con los escenarios de precios y producción descritos anteriormente, como

variables exógenas del modelo, se calcularon las tendencias para cada uno de los escenarios establecidos.

Para el caso de la renta petrolera, dado que su periodicidad es anual y que la serie histórica es corta, se

utilizó la metodología de regresión lineal múltiple. Utilizando como variables exógenas la cotización Brent,

la producción de crudo en Colombia y la TRM, los tres como promedio anual.

1. Exportaciones petroleras

Las exportaciones de petróleo iniciaron positivamente el 2020 gracias al buen nivel de precios, que entre

enero y febrero tuvo un promedio cercano a los 60 USD/BL para el Brent. Sin embargo, la nueva

coyuntura mundial cambió el panorama y las perspectivas para lo que resta de 2020. Bajo nuestros

escenarios de precios y producción establecidos, vemos una fuerte tendencia a la baja en las exportaciones

petroleras, a pesar de que con los niveles actuales de TRM los exportadores se verían beneficiados.

La caída en las exportaciones petroleras se daría por causa de dos choques, por un lado, la caída en los

precios del crudo, por puro efecto contable, generaría un menor valor de las ventas externas de petróleo.

El segundo choque, que refuerza el efecto a la baja, es la menor capacidad exportadora del país por cuenta

de una menor producción de crudo en los tres escenarios.

Miles USD (Total anual)


2019 15.969.011 15.969.011 15.969.011

2020 7.431.085 9.376.802 11.713.381

2021 5.411.804 8.496.084 13.316.003

2022 10.302.503 12.606.326 15.675.898

Fuente: DANE, cálculos Campetrol

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

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-01

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2

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02

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3

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may

-05

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7

nov-

07

sep-0

8

jul-09

may

-10

mar

-11

ene-1

2

nov-

12

sep-1

3

jul-14

may

-15

mar

-16

ene-1

7

nov-

17

sep-1

8

jul-19

may

-20

mar

-21

ene-2

2

nov-

22

Miles

US

D

Exportaciones petroleras

obs. Muy crítico Crítico Moderado


52

En este sentido, en 2020 se evidenciaría un primer impacto de la coyuntura negativa. Dado que la

producción aún no se vería afectada en su mayoría, el impacto en 2020 sería liderado por el bajo nivel de

precios. Frente al total de 2019, nuestras estimaciones indican que las exportaciones petroleras en 2020

caerían en un 27% para el escenario moderado, 41% para el crítico y 53% en el muy crítico.

En 2021 se tocaría fondo y sería el año con menores registros para los escenarios crítico y muy crítico. Si

bien, los precios en este año empezarían una senda de recuperación, la producción llegaría sus niveles

mínimos, dado que los planes de inversión y actividad estarían basados en los precios bajos de 2020. La

fuerte caída en la producción generaría una menor capacidad de exportación, con lo que el volumen de

las ventas caería drásticamente. En cuanto al escenario moderado, los niveles de precios cercanos a los 60

USD/BL elevarían considerablemente el valor de las exportaciones, lo que permitiría que en 2021 se

iniciara la recuperación de las exportaciones. En este sentido, frente a 2020, se observaría un incremento

anual de 14% para el escenario moderado y una caída anual de 9% para el crítico y de 27% en el muy

crítico. Ahora bien, frente al total observado de 2019, nuestras estimaciones indican que las exportaciones

petroleras en 2021 caerían en un 17% para el escenario moderado, 47% para el crítico y 66% en el muy

crítico.

El 2022 sería el año de la recuperación y reactivación de la actividad petrolera. Con un Brent ya

recuperado y la producción al alza, las exportaciones petroleras tendrían la oportunidad de consolidar

una tendencia positiva. Lo anterior sumado a que la demanda mundial se normalizaría, luego de superar

la crisis sanitaria del COVID-19. En este sentido, frente a 2021, se observaría un incremento anual de

18% para el escenario moderado, de 48% para el crítico y de 90% en el muy crítico. Ahora bien, frente al

total observado de 2019, nuestras estimaciones indican que las exportaciones petroleras en 2022 caerían

en un 2% para el escenario moderado, 21% para el crítico y 35% en el muy crítico.

Con este análisis podemos observar que únicamente en el escenario moderado, en 2022, las exportaciones

petroleras se acercarían a los niveles registrados en 2019. En los escenarios crítico y muy crítico, la

recuperación de 2022 no sería suficiente y se requeriría un mayor tiempo para volver a los niveles

observados en 2019.

Finalmente, si bien, no estamos incluyendo en el análisis el total de exportaciones que realiza el país, dado

que las exportaciones petroleras representan un 40% del total, la tendencia para cada uno de los escenarios

se vería reflejada directamente en el comportamiento de las exportaciones totales. Incluso, la caída podría

ahondarse con la coyuntura económica global que esperamos se mantenga durante el año, que

condicionaría la demanda mundial a la baja, afectando al 60% de las exportaciones restantes,

especialmente durante 2020 y 2021.

2. IED petrolera

Las condiciones externas desfavorables que se evidencian con la coyuntura actual y que generan una gran

aversión al riesgo podrían resultar en una especie de sudden stop de los capitales dirigidos al país, lo que

incluye a la Inversión Extranjera Directa (IED). Es importante recordar que, ante crisis globales e

incertidumbre, los mercados de los países en desarrollo son los que se ven afectados en primer lugar.

La IED destinada al sector petrolero colombiano enfrentaría dos grandes riesgos a la baja. En primera

instancia, los menores precios del crudo harían que muchos proyectos dejen de ser atractivos para los

inversionistas al no contar con ganancias suficientes o al no ser sostenibles económicamente, lo que

reduciría de primera mano los flujos de capital destinados al sector. Por otra parte, la incertidumbre de

los mercados y la fuerte crisis económica que pronostican los principales agentes, condicionarían las

inversiones hacia activos refugio, en búsqueda de menor riesgo.


53

Millones USD (total anual)


2019 2.818 2.818 2.818

2020 1.576 2.058 2.613

2021 286 1.137 2.398

2022 1.716 2.549 3.642

Fuente: Banco de la República, cálculos Campetrol

En 2020 se evidenciaría un primer impacto de la coyuntura negativa. Dado que la producción aún no se

vería afectada en su mayoría, el impacto en 2020 se explicaría por la reacción adversa de los mercados

ante la inminente crisis económica global. Frente al total de 2019, nuestras estimaciones indican que la

IED destinada al sector petrolero en 2020 caería en un 7% para el escenario moderado, 27% para el

crítico y 44% en el muy crítico.

En 2021 se llegaría al mínimo valor de los estimados por el modelo para los tres escenarios. Si bien, los

precios en este año empezarían una senda de recuperación, se espera que la IED destinada al sector sea

determinada principalmente por los programas de inversión de las compañías E&P, los cuales se basarían

los precios de 2020 y demostrarían un recorte importante de las inversiones y de la actividad en general.

En este sentido, frente a 2020, se observaría una reducción anual de 8% para el escenario moderado, de

45% para el crítico y de 82% en el muy crítico. Ahora bien, frente al total observado de 2019, nuestras

estimaciones indican que la IED petrolera en 2022 caería en un 15% para el escenario moderado, 60%

para el crítico y 90% en el muy crítico.

Como hemos mencionado anteriormente, el 2022 sería el año de la recuperación y reactivación de la

actividad petrolera. Con un Brent ya recuperado, la producción al alza y las condiciones económicas y de

mercados mundiales normalizados, la IED petrolera registraría nuevamente un buen comportamiento.

En este sentido, frente a 2021, se observaría un incremento anual de 52% para el escenario moderado, de

124% para el crítico y de 500% en el muy crítico. De esta manera, en el escenario moderado se superarían

los niveles observados en 2019 y en el escenario crítico se registrarían niveles ligeramente inferiores a los

2019. Efectivamente, frente al total observado de 2019, nuestras estimaciones indican que la IED petrolera

en 2022 crecería en un 29% para el escenario moderado, por su parte, caerían un 10% para el crítico y

39% en el muy crítico, con respecto a 2019.

-500

0

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1.000

1.500

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dic

-19

sep-2

0

jun-2

1

mar

-22

dic

-22

Millo

nes

US

DIED petrolera



54

De estos resultados podemos concluir que la Inversión Extranjera Directa destinada al sector petrolero

colombiano posee una mayor dependencia de las condiciones económicas globales y de los planes y

programas de inversión de las compañías E&P, es decir, del precio Brent del año anterior.

Ahora bien, la IED total ha mostrado una menor dependencia del sector petrolero, sin embargo, la

participación del 20% generaría presiones a la baja. Lo anterior, sumado a que las condiciones sanitarias

y económicas globales son muy desfavorables para todo tipo de inversiones, la IED total también se vería

afectada negativamente en 2020 y 2021.

3. TRM

El tipo de cambio inició 2020 en 3.260, la propagación del COVID-19 lo llevó hasta 3.500 en febrero y

esto sumado al choque de precios del crudo en marzo, llevó a la TRM a superar los 4.100, la máxima

histórica. En adelante, los menores ingresos de divisas por exportaciones e IED continuarían presionando

al tipo de cambio al alza. Sin embargo, el mayor driver del dólar será el precio del barril, debido a la fuerte

correlación que poseen estas dos variables. En este sentido, para la tasa de cambio, la producción de

petróleo en Colombia no representa un determinante principal dentro del modelo econométrico.

Dado que los altos niveles de la TRM no son de largo plazo, puesto que reflejan la inestabilidad e

incertidumbre de los mercados mundiales, se espera, en todos los escenarios de Campetrol, que la TRM

vuelva a sus niveles de equilibrio en 2021 y 2022.

Pesos por dólar (Promedio anual)


2019 3.280 3.280 3.280

2020 4.061 3.908 3.795

2021 3.871 3.668 3.475

2022 3.786 3.605 3.474


1.500

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4.500

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nov-

15

oct

-16

sep-1

7

ago-1

8

jul-19

jun-2

0

may

-21

abr-

22

Peso

s p

or

dó

lar

TRM (Promedio trimestral)



55

En 2020 se evidenciaría el mayor impacto de la coyuntura negativa del COVID-19 y de precios del

petróleo sobre la TRM. La inestabilidad, incertidumbre y la crisis económica global y nacional, que

esperamos se materialice en el segundo trimestre del año, generarían una fuerte depreciación del peso

colombiano frente al dólar. Con respecto al promedio de 2019, nuestras estimaciones indican que la TRM

en 2020 se depreciaría en un 16% para el escenario moderado, 19% para el crítico y 24% en el muy crítico.

En 2021, la recuperación en el precio del petróleo por cuenta de un equilibrio de mercado (oferta y

demanda) y en las condiciones mundiales, una vez superadas las cuarentenas y las restricciones de

movilidad, generarían que el peso ganara valor frente al dólar y empezaría la senda de la TRM hacia sus

niveles de largo plazo. En efecto, consideramos que, en el escenario moderado la TRM volvería a su

nuevo normal de largo plazo en 2021, ligeramente inferior a los 3.500 pesos por dólar. En este sentido,

frente a 2020, se observaría una apreciación anual promedio de 8% para el escenario moderado, de 6%

para el crítico y de 5% en el muy crítico. Ahora bien, frente al promedio observado de 2019, nuestras

estimaciones indican que la TRM en 2022 se depreciaría en promedio un 6% para el escenario moderado,

12% para el crítico y 18% en el muy crítico.

Dado que, en 2022, bajo nuestros escenarios, se normalizarían las condiciones internas y externas en

términos de mercados, de flujos de divisas y de precios del crudo, esperamos que el peso colombiano

continúe ganando terreno frente al dólar, para el caso del escenario moderado, dado que en 2021

alcanzaría su nuevo normal, no presentaría variaciones considerables en 2022. En este sentido, frente al

promedio de 2021, se observaría una apreciación anual de 0,04% para el escenario moderado, de 1,7%

para el crítico y de 2,2% en el muy crítico. Ahora bien, frente al promedio observado de 2019, nuestras

estimaciones indican que la TRM en 2022 se depreciaría un 6% para el escenario moderado, 10% para

el crítico y 15% en el muy crítico.

Como se puede observar, de acuerdo con nuestros escenarios de precios y producción, la depreciación

acelerada del tipo de cambió sería un fenómeno constante en 2020, sin embargo, en los años posteriores,

la TRM tendría una senda a la baja en búsqueda de su nuevo nivel de equilibrio, que se ubicaría entre los

3.000 y los 3.500 pesos por dólar.

4. PIB petrolero

La situación negativa mundial se trasladaría fácilmente al interior del país. En primera instancia, el efecto

precio se traduciría en recortes y ajustes en los planes de inversión, lo que implica menor contratación y

actividad. Por otra parte, el aislamiento preventivo obligatorio y las restricciones a la movilidad de personal

afectarían el desempeño de las operaciones en toda la cadena de valor del sector.

Con lo anterior, y aplicando nuestros escenarios de precios y producción, el PIB petrolero se vería

fuertemente afectado, en especial en 2020 y mitad de 2021. Se esperaría un comportamiento tipo W, en

el cual, luego de la caída de 2020, a partir de la segunda mitad de 2021 se experimentaría una senda de

recuperación que llegaría a su pico más alto a mediados de 2022, en adelante, el crecimiento del PIB

petrolero rebotaría a la baja, para terminar su recuperación en 2023, con una producción de crudo al alza

y unos precios estables.


56

Var. % anual


2019 2,4 2,4 2,4

2020 -6,4 -3,9 -1,3

2021 -6,3 -3,3 -0,2

2022 -3,5 -0,7 1,7

Fuente: DANE, cálculos Campetrol

En este sentido, en 2020 se evidenciaría el mayor impacto de la coyuntura actual. Dado que las empresas

iniciarían un proceso de recortes en las inversiones, en las actividades y en el personal, la producción

empezaría a mostrar niveles bajos y los precios del crudo estarían en sus niveles mínimos, lo que se

traduciría en una fuerte contracción del PIB petrolero. Cabe mencionar que los efectos de los recortes en

los programas de las compañías se materializarían en el segundo y tercer trimestre, a los cuales se les

sumaría el impacto del aislamiento preventivo, por tanto, estos periodos serían los de mayor contracción.

Frente al crecimiento promedio anual de 2019, nuestras estimaciones indican que el PIB petrolero en

2020 caería en 3,7 puntos porcentuales (pps) para el escenario moderado, 6,4 pps para el crítico y 8,9 en

el muy crítico.

En 2021, los mejores precios del petróleo y las menores restricciones para combatir el COVID-19

permitirían, en la segunda mitad del año, iniciar una senda de recuperación. Sin embargo, los bajos niveles

de producción continuarían siendo un reto importante para la reactivación del sector. En este sentido,

frente a 2020, se observaría un incremento anual de 1 pp para el escenario moderado, 0,7 pps para el

crítico y 0,1 pps en el muy crítico. Ahora bien, frente al crecimiento promedio anual de 2019, nuestras

estimaciones indican que el crecimiento PIB petrolero en 2021 caería en 2,7 pps para el escenario

moderado, 5,7 pps para el crítico y 8,8 en el muy crítico.

En 2022, según nuestros escenarios, se observaría un mejor comportamiento en el PIB petrolero, sin

embargo, solo para el escenario moderado se observaría nuevamente una expansión anual. La

recuperación del Brent y de la producción de petróleo permitiría que la actividad empezara a

normalizarse, a pesar de esto, dada la profundidad de la crisis, las mejores condiciones de 2022 no serían

suficientes para consolidar la recuperación del sector, la cual llegaría en 2023.

-30,0

-20,0

-10,0

0,0

10,0

20,0

30,0

mar

-01

feb-0

2

ene-0

3

dic

-03

nov-

04

oct

-05

sep-0

6

ago-0

7

jul-08

jun-0

9

may

-10

abr-

11

mar

-12

feb-1

3

ene-1

4

dic

-14

nov-

15

oct

-16

sep-1

7

ago-1

8

jul-19

jun-2

0

may

-21

abr-

22

Var.

% a

nu

al

PIB petrolero (var. % anual del trimestre)



57

En este sentido, frente a 2021, se observaría un incremento anual en el crecimiento del PIB petrolero de

1,9 pp para el escenario moderado, 2,5 pps para el crítico y 2,8 pps en el muy crítico. Ahora bien, frente

al crecimiento promedio anual de 2019, nuestras estimaciones indican que el crecimiento PIB petrolero

en 2021 caería en 0,7 pps para el escenario moderado, 3,2 pps para el crítico y 6 pps en el muy crítico.

A pesar de que la industria es más resiliente y está más preparada para afrontar una crisis que en el 2014,

los pronósticos de precio continúan siendo poco alentadores y el choque combinado entre oferta y

demanda podría ubicarnos en un escenario más complejo que en la crisis pasada. Por esta razón, es

necesario llevar a cabo una política de fortalecimiento del sector petrolero, que lo ubique como un gran

jalonador de la economía nacional y una fuente constante de ingresos para el gobierno y las regiones. Este

proceso debe ir acompañado necesariamente, de una diversificación económica, de tal manera que ante

las volatilidades del mercado y de los precios del crudo, la economía colombiana no se vea tan afectada.

5. Renta petrolera

La renta petrolera se relaciona directamente con el precio Brent del año anterior, puesto que los

impuestos de renta y los dividendos de Ecopetrol se causan con el precio T, pero se pagan en T+1.

Adicionalmente, la renta petrolera también se correlaciona ampliamente con la producción de crudo en

el país, ya que esta juega un papel determinante a la hora de calcular los impuestos de renta de las

compañías E&P y del comportamiento de la acción de Ecopetrol, de la cual surgen los dividendos pagados

a la nación.

Miles de millones de pesos


2019 14.589 14.589 14.589

2020 493 3.381 6.280

2021 0 3.157 7.716

2022 3.582 7.730 11.749


0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Miles

de m

illo

nes

de p

eso

s

Renta petrolera



58

En 2020 se evidenciaría un primer impacto, causado por la disminución de los precios de 2018 a 2019,

por la menor actividad petrolera y por el comportamiento negativo de las acciones de Ecopetrol que

afectarían los dividendos de 2020. Frente al total de 2019, nuestras estimaciones indican que la renta

petrolera de 2020 caería en un 57% para el escenario moderado, 77% para el crítico y 97% en el muy

crítico.

En 2021, los bajos niveles de precio del año anterior afectarían en gran medida el recaudo y los dividendos.

Lo anterior, sumado a la menor producción de 2021 generaría una menor renta petrolera. Para el

escenario muy crítico en particular, la renta petrolera sería nula, situación similar a la de 2016. Por el

contrario, en el escenario moderado se experimentaría una ligera recuperación, basada en unos mayores

ingresos por dividendos. En este sentido, frente a 2020, se observaría un incremento anual de 23% para

el escenario moderado, y una reducción de 7% para el crítico y del 100% en el muy crítico. Ahora bien,

frente al total observado de 2019, nuestras estimaciones indican que la renta petrolera en 2022 caería en

un 47% para el escenario moderado, 78% para el crítico y 100% en el muy crítico.

En 2022, la recuperación de los precios del crudo iniciada un año atrás y la reactivación del sector

petrolero colombiano, permitiría que se volvieran a generar ingresos considerables a partir de la renta

petrolera. Frente a 2021, se observaría un incremento anual de 52% para el escenario moderado y de

145% para el crítico. De esta manera, en el escenario moderado se superarían los niveles observados en

2019 y en el escenario crítico se registrarían niveles ligeramente inferiores a los 2019. Ahora bien, con

respecto al total observado de 2019, nuestras estimaciones indican que la renta petrolera en 2022 caería

en un 19% para el escenario moderado, 47% para el crítico y 75% en el muy crítico.

Es importante resaltar que la renta petrolera es uno de los indicadores más sensibles a la abaja, es decir

que es muy fácil que se experimenten caídas, pero es difícil y toma más tiempo que se recupere hasta los

niveles previos. Por este motivo, los ingresos fiscales deben diversificarse y hallar nuevas fuentes que

aporten al presupuesto gubernamental.


59

8. Conclusiones y Recomendaciones de Política

1. Conclusiones

Generales

Hemos visto en los últimos meses cómo el sector petrolero puede, por sí solo, mover toda la estructura

económica global. El sector no ha perdido su vigencia, pues sigue teniendo un rol de primer nivel en los

mercados financieros y, sobre todo, en los agregados macroeconómicos de las principales economías

desarrolladas, así como de aquellas que son dependientes de los ingresos fiscales producidos por los

hidrocarburos, como la colombiana.

Hoy el mundo y la industria se enfrentan a una de las peores crisis en la historia reciente, por lo que es

importante seguir incentivando su desarrollo para evitar que las empresas de toda la cadena de valor del

petróleo en Colombia se enfrenten a un escenario crítico.

Desde Campetrol creemos firmemente que la palabra más importante en estos días debe ser prudencia.

Consideramos que el acuerdo alcanzado por la OPEP+ y el G20, más los recortes voluntarios de algunos

países del Golfo Pérsico, es muy positivo para el mercado, pues contribuyen a cerrar la brecha entre oferta

y demanda y a estabilizar los precios. Sin embargo, a pesar de que estos no reaccionaron al alza con el

acuerdo, el mercado carece de información para medir los impactos reales del COVID-19 y para

establecer si el acuerdo es suficiente para retirar el exceso de crudo que hay en el mundo. Es importante

esperar la reacción del mercado a partir del primero de mayo, fecha en que inicia la aplicación de los

recientes acuerdos.

Con base a lo anterior y frente al panorama actual de un nuevo normal de precios bajos, las compañías

de la industria deben apostarles a las buenas prácticas, la optimización de portafolios y mejoras en sus

eficiencias, para así enfrentar la coyuntura de la mejor manera y continuar trabajando en pro de la industria

petrolera colombiana.

El sector petrolero colombiano es resiliente y ha sido construido a pulso. La reactivación de toda su cadena

es un trabajo que se ha abonado por décadas, en un esfuerzo conjunto entre el Gobierno, la Industria y

el Territorio. Consideramos que trabajando juntos, lograremos sobrellevar esta coyuntura de la mejor

manera posible. Solo mediante una oferta de bienes y servicios petroleros sostenible, la industria petrolera

en Colombia también será sostenible y competitiva. Unidos, a través de sinergias y esfuerzos conjuntos, el

sector seguirá siendo por muchos años más uno de los principales motores del desarrollo económico y

social del país.

Sobre el sector petrolero colombiano

Los precios del petróleo han caído por debajo de los costos de producción que tienen en sus recursos

muchos de los países del mundo, por lo que, se deberá reevaluar la viabilidad de muchos de estos activos,

lo que resultará en la declinación de la producción global. Para el caso de Colombia, si bien aún nos

encontramos en un margen seguro de operación a comparación de muchos otros lugares, la clave para

superar esta situación de la mejor forma será mantener una estricta disciplina de capital y buscar

operaciones costo efectivas, teniendo como base la innovación en tecnología y procesos.


60

La producción de petróleo del país podría experimentar una contracción por efecto de la coyuntura. Este

impacto se cuantifica en una disminución de entre 9% y 13% con respecto a los volúmenes producidos

en 2019. No obstante, el año 2021 sería posiblemente el que reciba las mayores repercusiones, debido

principalmente a los recortes en las inversiones diferidas por parte de las compañías operadoras.

En este periodo la producción se situaría entre 10,3% y 19% por debajo de los niveles experimentados en

2019. Sin embargo, esperamos que en 2022 la producción del país experimente un aumento e inicie el

ciclo de recuperación e incremento de la actividad del sector.

En términos de perforación de pozos exploratorios, la actividad se ve fuertemente impactada por la actual

coyuntura, por lo que estimamos una disminución de entre 30 y 39 pozos con respecto a los pozos

perforados en 2019. Así mismo, en 2021 se espera un incremento con respecto al 2020 de cuatro pozos

para el escenario muy crítico, 10 pozos en el escenario crítico y 15 pozos en escenario moderado, debido

a una posible recuperación del precio. De igual forma. estimamos un aumento en el número de pozos

perforados en todos los escenarios, e inclusive se espera que bajo el escenario moderado regresemos a

los niveles de pozos perforados en 2019.

Para el segmento de sísmica, esperamos en 2020 un leve incremento del 5,6% en la adquisición sísmica

con respecto a los valores obtenidos en 2019. Debido principalmente a la ejecución de proyectos que

fueron planeados con al menos dos años de anterioridad, cuando los precios del barril eran muy

superiores a los actuales. Estimamos igualmente para 2021 un aumento de la actividad debido al rezago

de dos años entre la planeación y la ejecución de las campañas sísmicas. A pesar de lo anterior, no se

espera llegar a los niveles de adquisición que se tenían antes del 2014. Para finalizar, es muy probable que

en 2022 se materialicen los efectos de los niveles actuales de precios, por lo que, la actividad podría

disminuir alrededor de 15% con respecto a la adquisición realizada en 2021. El escenario actual pone en

riesgo nuestra autosuficiencia, por lo que, debemos trabajar de la mano para actuar lo antes posible cuando

las condiciones del mercado estén dadas para reactivar el sector.

Los empleos generados por el sector caerán en cualquier escenario este año, por efecto de la limitación a

algunas operaciones con la cuarentena obligatoria, y por los bajos precios. Sin embargo, a partir de 2021

se empezará a contratar nuevo personal, y en 2022 bajo los escenarios crítico y moderado, se tendrán

incluso más empleos de los que se estimaron para 2019.

Impactos sobre la Economía colombiana

Al analizar la crisis de doble coyuntura por la que estamos pasando en la actualidad, entendemos que los

fundamentales que la causan son de tipo estructural y no solo especulativo. Lo anterior nos indica que,

esta crisis va a incidir profundamente en la economía nacional e internacional, y que debemos

prepararnos, por un lado, para el impacto real que llegará en el segundo trimestre de 2020 y por otro,

para una lenta recuperación.

Consideramos que las medidas del gobierno para la contención del COVID-19 y para minimizar la

destrucción de empleos y del tejido empresarial han sido oportunas y pertinentes hasta el momento, sin

embargo, mientras no se resuelva en su totalidad la pandemia, las restricciones van a continuar siendo un

gran reto para todos los sectores económicos del país.

Para la industria petrolera en general, dado que se ve impactado por un choque doble, de COVID-19 y

de precios, la recuperación será aún más retadora. En este sentido, planteamos tres pilares fundamentales

para enfrentar la crisis actual, i) Eficiencia operacional, ii) austeridad de gasto, y iii) disciplina de capital.

Basándose en estos tres pilares y sin descuidar las buenas prácticas, en especial en términos de HSE, la

industria deberá buscar operaciones costo-efectivas, a partir de inversiones selectivas, optimización de

portafolios y rigurosidad a la hora de mantener los campos de producción que sean favorables. De igual


61

forma, los tres pilares fundamentales deberán estar acompañados necesariamente por la innovación y la

aplicación de nuevas tecnologías, las cuales permitirán encontrar nuevos horizontes de eficiencias y de

reducciones en los costos.

Ahora bien, con respecto al segmento de bienes y servicios petroleros, es de vital importante tener en

cuenta que, si no se generan las condiciones para que la oferta de bienes y servicios sea sostenible y

eficiente, el sector petrolero no va a ser sostenible. En este aspecto es fundamental que las relaciones

contractuales sean equilibradas y establecer la confianza y buenas prácticas, como pilar fundamental del

relacionamiento entre las compañías operadoras y las de servicio. Solo así se podrá iniciar un proceso de

construcción conjunta de escenarios en pro de una relación balanceada de largo plazo.

Como sector nos veremos afectados muy negativamente por el doble choque de precios y COVID-19,

que pueden llevar a la actividad a sus mínimos, con el estancamiento de la gran mayoría de proyectos de

exploración, perforación y servicio de pozos. Aun así, la industria petrolera ha demostrado ser fuerte y

esperamos que con las medidas que ha tomado el Gobierno, las cuales apoyamos, podamos superar la

pandemia y la crisis económica que se avecina.

Desde el segmento de bienes y servicios petroleros, estaremos listos para iniciar la reactivación del sector

cuando así lo decida el Gobierno. Sin embargo, somos conscientes de que aún con precios óptimos y una

vez superada la pandemia, se requiere de un mayor apoyo por parte del Gobierno, en especial con las

pequeñas y medianas compañías, tanto de E&P como de bienes y servicios. Hay que recordar que, luego

de la crisis de 2014, las líneas de crédito y el acceso a financiamiento del sistema bancario ha sido casi

nulo para las empresas del sector, y que, ante la coyuntura actual, muchas compañías van a necesitar alivios

financieros y laborales para afrontar la crisis, y evitar contribuir al incremento del desempleo.

Para que se lleva a cabo una reactivación del sector petrolero en el mediano plazo, se requiere más que

nunca, trabajar unidos, Gobierno, Industria y Territorio, con la generación de incentivos y alivios para las

compañías, en pro del desarrollo regional, el equilibrio de las relaciones contractuales en la industria y la

migración hacia un modelo de relacionamiento sostenible y de largo plazo.

2. Recomendaciones de Política

Desde Campetrol impulsamos a que se lleve a cabo una reactivación del sector petrolero lo más pronto

posible, con estricto cumplimiento de las normativas expedidas al amparo de la emergencia. Con la crisis

sanitaria del COVID-19, el gasto gubernamental ha tenido que incrementarse inesperadamente, lo cual

ubica al país en una situación fiscal insostenible en el mediano plazo, en especial para encarar la crisis

económica que resultará de las medidas de aislamiento preventivo obligatorio. Así las cosas, el balance

fiscal y el Presupuesto General de la Nación serán unos de los principales retos del Gobierno en 2021,

año en el cual se deberán buscar nuevas fuentes de ingresos fiscales.

En este sentido, la reactivación del sector petrolero jugará un papel fundamental en la recuperación de la

crisis económica interna, ya que, si se lleva a cabo correctamente, la industria puede contribuir

ampliamente en la disminución del desempleo y la pobreza, en financiar los ingresos fiscales de la nación

y en estabilizar las cuentas macroeconómicas. Un sector petrolero fortalecido, podrá apalancar la salida

de la crisis a mediano plazo.

Sin embargo, las condiciones actuales de la industria hacen que el sector pierda competitividad, que la

actividad no alcance toda su capacidad y que se pierdan los aportes potenciales al país y a las regiones.


62

Como gremio identificamos cuatro aspectos clave, en los cuales el Gobierno colombiano podría

interceder para impulsar la reactivación del sector petrolero, como se presenta a continuación.

Garantizar la viabilidad operacional

La industria de bienes y servicios petroleros debe ser austera en el gasto, eficiente en el capital y debe

tener mucha disciplina financiera. Estas coyunturas nos permiten reinventarnos como industria, explorar

nuevas opciones y líneas de negocio y buscar siempre actuar unidos como industria. El uso de la tecnología

en el sector de Oil & Gas demanda cada vez más de trabajadores con las mejores herramientas y

capacitaciones, estos momentos son aquellos en los cuales debemos capacitarnos más porque

seguramente saldremos mucho más fortalecidos de esta coyuntura.

Debemos trabajar unidos, Gobierno, Industria y Territorio. Es necesario poder operar en condiciones

normales en el territorio, con el compromiso de realizar las actividades con los más altos estándares socio

ambientales. La disminución de la conflictividad social es un punto clave, puesto que es el principal

impedimento de las operaciones en la región. El incremento de las asignaciones directas a las regiones

productoras del Sistema General de Regalías, la flexibilización de los OCADs y la eficiencia en la

contratación de mano de obra local y regional, mediante un ajuste al decreto 1668, representan una

oportunidad para mejorar el relacionamiento en territorio y garantizar la viabilidad de las operaciones

petroleras.

Estabilidad Jurídica

Es determinante a la hora de mejorar el atractivo del país para los inversionistas y generadores de empleo

en el sector. En especial, la estabilidad en el proceso de licenciamiento ambiental (licencias ambientales,

PMAs y POMCAs), ya que los proyectos se dilatan y entran en una fase de conflictividad social, que en

muchos casos retrasa la actividad. Adicionalmente, es muy importante que se adquiera conciencia de la

importancia que la toma de decisiones en materias fundamentales para el país se haga con base en las

cifras y en criterios técnicos, despojados de otras dimensiones de tipo político o ideológico, privilegiando

los más altos intereses de la sociedad colombiana y el país.

Apertura de líneas de crédito

Solo mediante una oferta de bienes y servicios petroleros sostenible, la industria petrolera en Colombia

también será sostenible y competitiva. Previo a la crisis de 2014, las empresas petroleras colombianas

gozaban de amplias líneas de crédito por parte de la banca privada, acompañado de bajas y atractivas tasas

de interés. Lo anterior permitía que la industria buscara proyectos más grandes y ambiciosos, los cuales

generaron un incremento exponencial en la actividad, en la generación de excedentes financieros, en la

contratación y en los aportes fiscales. Sin embargo, en la actualidad, las líneas de crédito se encuentran

cerradas para la industria, lo que dificulta la ampliación de los planes de actividad e impide que se

consolide la reactivación del sector. Hacemos un llamado directo al Gobierno Nacional para que la

industria del petróleo, en toda su cadena, pueda acceder a los beneficios de crédito y liquidez del

Gobierno Nacional. Una industria que aporta tanto al crecimiento de la economía y al desarrollo regional

debe ser un foco de atención de primer nivel por parte de las autoridades económicas.

Régimen Fiscal

Sin las inversiones no es posible reactivar la industria, y para recuperar la competitividad del país como

receptor de inversión nacional y extranjera, se requiere un régimen fiscal competitivo. Con esto, un factor

clave es llevar el Government Take colombiano a un nivel competitivo en América Latina (52%). Esto,

debería estar acompañado de alivios fiscales e incentivos tributarios para las empresas del sector petrolero,

las cuales pasan por un momento álgido hoy en día, y bajo las condiciones fiscales y tributarias actuales,

muchas no serán capaces de sobrellevar la crisis.


63

9. Bibliografía

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[38] BP, «Statistical Review of the World Energy,» 2019.

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[40] U.S. Energy Information Administration, «Monthly Energy Review,» marzo 2020.

[41] DANE, «DANE - Estaadísticas por tema,» abril 2020. [En línea]. Available:

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