Un an\u00e1lisis realizado por la C\u00e1mara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), evidenci\u00f3, tras evaluar los resultados\u00a0 del a\u00f1o 2015 de doce (12) compa\u00f1\u00edas petroleras del mundo, que solo cuatro (4) de ellas aumentaron sus reservas debido a que no descuidaron su presupuesto de inversi\u00f3n en exploraci\u00f3n.<\/p>\n
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En el gr\u00e1fico 1 muestra que Total, Chevron, British Petroleum y ENI incrementaron sus reservas del a\u00f1o 2015 con relaci\u00f3n a las de 2014 un 0,5%, 0,6%, 1,3% y 4,4%, respectivamente, esto debido a que le apostaron a la reducci\u00f3n de los gastos de operaci\u00f3n en las fases de Exploraci\u00f3n y Producci\u00f3n (E&P) hasta en un 20%.<\/p>\n
Igualmente, para lograr estos resultados, reprogramaron sus proyectos siendo cada vez m\u00e1s selectivos en los contratos. Con todo lo anterior dichas compa\u00f1\u00edas demostraron que es posible mantener la capacidad operativa, el negocio en funcionamiento y aumentar su nivel de reservas en momentos de precios bajos del barril de petr\u00f3leo.<\/p>\n
Ejemplo de ello es la compa\u00f1\u00eda italiana ENI, la cual redujo su gasto de capital un 17% el a\u00f1o pasado (frente a sus expectativas de 14%) y los costos de operaci\u00f3n por barril extra\u00eddo un 13% (frente a la meta de 7%). Al cierre del a\u00f1o anterior la empresa report\u00f3 un nivel de reservas de 6.890 millones de barriles de petr\u00f3leo equivalente (BOE), un 4,4% m\u00e1s que lo registrado en 2014.<\/p>\n
Por su parte la compa\u00f1\u00eda francesa Total, decidi\u00f3 afrontar los bajos precios del 2015 a trav\u00e9s del mejoramiento de la eficiencia operacional haciendo uso de nuevas tecnolog\u00edas y procesos de innovaci\u00f3n. Esto llevo a que el a\u00f1o anterior su producci\u00f3n creciera 9,4% y las reservas registraran un nivel de 11.580 millones de barriles de petr\u00f3leo equivalente (BOE), frente a los 11.523 millones BOE de 2014.<\/p>\n
En contraposici\u00f3n se encuentra la petrolera colombiana Ecopetrol, la cual recientemente notific\u00f3 que sus reservas decrecieron 11,0% con respecto al 2014, ubic\u00e1ndolas en 1.849 millones de barriles de petr\u00f3leo equivalente (BOE).<\/p>\n
Cabe se\u00f1alar que a finales del mes de abril del presente a\u00f1o, Ecopetrol anunci\u00f3 una reducci\u00f3n en su plan de inversiones para 2016, el cual oscilar\u00e1 entre los US$3.000 millones y los USD$3.400 millones, lo cual afecta al segmento \u2018Upstream\u2019.<\/p>\n
En ese sentido cabe recalcar que el presupuesto destinado \u00a0a exploraci\u00f3n present\u00f3 una ca\u00edda del 44%, pasando de USD$503 millones en 2015 a USD$282 millones en 2016, mientras que los recursos asignados a producci\u00f3n se desplomaron 73% al bajar de USD$4.145 millones a USD$1.116 millones en el mismo periodo.<\/p>\n
Es por ello que la optimizaci\u00f3n efectiva de costos deber\u00eda estar enfocada hacia el aumento de la eficiencia sin descuidar la inversi\u00f3n en Exploraci\u00f3n y Producci\u00f3n (E&P). De lo contrario, todos los esfuerzos en ahorros y optimizaciones de procesos no tendr\u00e1n un resultado diferente que el de reducir costos de operaci\u00f3n con cero eficiencia productiva.<\/p>\n
As\u00ed mismo, es fundamental, para las empresas petroleras en Colombia, que el Gobierno Nacional, a trav\u00e9s de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), logre el cumplimiento de los compromisos de inversi\u00f3n de Exploraci\u00f3n y Producci\u00f3n (E&P) para 2016 presupuestado en m\u00e1s de COP$227.403 millones, as\u00ed como alcanzar la meta de desarrollar 37 nuevos pozos exploratorios.<\/p>\n
Igualmente, es vital superar los obst\u00e1culos que\u00a0 incrementan los costos de operaci\u00f3n de las compa\u00f1\u00edas petroleras en regi\u00f3n como los bloqueos de las comunidades (en muchas ocasiones injustificados), la d\u00e9bil infraestructura f\u00edsica del pa\u00eds, las demoras en la obtenci\u00f3n de licencias ambientales, la inseguridad jur\u00eddica que generan decisiones de la Corte Constitucional y la falta de incentivos para la inversi\u00f3n extranjera directa.<\/p>\n
Solo interviniendo estos aspectos se evitar\u00e1 una desaceleraci\u00f3n del ritmo de exploraci\u00f3n, actividad relacionada directamente con la incorporaci\u00f3n de reservas, las cuales, seg\u00fan c\u00e1lculos de Campetrol, alcanzan para 4,5 a\u00f1os.<\/p>\n
Fuente y Fotograf\u00eda Campetrol<\/p>\n
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