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L’industrie des hydrocarbures en Colombie ne montre aucun signe de reprise. Telle est la principale conclusion du récent rapport Campetrol Drills and Production, publié hier.
Le nombre d’équipements en service a diminué de 29 %. Cela a entraîné la perte de 23 725 emplois, directs et indirects. Le rapport montre également qu’au premier trimestre 2024, la production pétrolière auditée a enregistré une moyenne de 773,9 milliers de barils par jour, soit une diminution de 8,7 milliers de barils par jour par rapport au trimestre précédent.
Ces résultats sont donnés en amont du rapport annuel sur les ressources et réserves, qui sera dévoilé aujourd’hui par l’Agence nationale des hydrocarbures (ANH). À propos de ce sujet et d’autres questions liées à l’industrie des hydrocarbures, EL COLOMBIANO s’est entretenu avec Nelson Castañeda, président exécutif de Campetrol – Chambre colombienne des biens et services du pétrole, du gaz et de l’énergie.
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Il y a un mois, vous parliez d’un million de barils perdus à cause de la baisse de la production, maintenant il y en a plus ou moins 800 000 avec des comparaisons annuelles. Qui est-ce que cela impacte directement ?
« En effet, au cours du dernier trimestre, nous avons arrêté de produire 800 000 barils, ce qui multiplié par 80 dollars donne au moins 64 millions de dollars de moins pour l’économie colombienne. Cela impacte le Produit Intérieur Brut, car comme nous l’avons vu dans le rapport Dane du premier trimestre 2024, l’extraction pétrolière a diminué de 2,3% par rapport au dernier trimestre 2023. Cela se reflète également dans le fait que l’activité de forage se poursuit sans lever la tête. , de novembre 2022 à avril 2024 nous avons perdu 45 équipes et 23 000 emplois directs et indirects. Logiquement, ces familles n’ont pas les revenus qu’elles avaient il y a quelques mois.
Cette semaine, on a appris que le ministre des Finances avait déjà mis sur la table l’objectif de produire un million de barils par jour, comme mesure pour relancer l’économie. Comment y parvenir ?
« Cela passe par des politiques publiques qui encouragent les opérateurs à développer des projets incrémentaux. Pour le moins, les contrats dans lesquels ils ont déjà réalisé les investissements initiaux, avec lesquels ces blocs ont été attribués, ont désormais la possibilité d’injecter de l’eau, des polymères ou de l’hydrogène pour améliorer le facteur de récupération, qui passe de 15% à 20% ; ainsi que la réduction des espaces entre les puits pour forer plus de mètres.
Cela génère un coût supplémentaire, mais cela rend les puits rentables même à 80 dollars le baril, c’est pourquoi les entreprises ont besoin de redevances et d’incitations fiscales, facilitent les licences environnementales et rendent ces projets d’intérêt national afin que les décisions du pays soient prises plus rapidement. génère l’utilisation d’exercices et d’équipements reconditionnement pour dynamiser la chaîne productive, et récupérons les emplois et atteignons le million de barils. Le message est que nous devons augmenter la production et générer des incitations pour de nouveaux investissements.
Dans le même ordre d’idées, plus de détails sur le projet de résolution de MinMinas visant à resserrer les zones à faible activité pétrolière seraient-ils ajoutés à la stratégie du million de barils ? Ou est-ce un gant de toilette rempli d’eau tiède en pleine crise ?
« C’est en partie ce que nous devons faire en tant que pays : faciliter le forage de puits dans les blocs voisins, qui sont déjà autorisés, rendre la prise de décision plus agile sur la question des licences environnementales, mais cela fait partie. Nous devons le compléter par des incitations pour motiver les opérateurs à accélérer le facteur de collecte avec des projets incrémentaux, ce qui n’est pas dans cette résolution. L’ANH prépare un document à ce sujet.
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Maintenant que vous parlez de l’ANH, elle livrera ce vendredi les résultats des réserves et de la production pour 2023, selon ses projections, vont-ils baisser, augmenter ou rester les mêmes ?
« En ce qui concerne les informations officielles, je dois dire que la meilleure référence est le résultat des réserves en volumes publiées par Ecopetrol. On dirait donc que les réserves ne seront pas supérieures à celles de 2022 et que leur impact sera au moins représenté dans la baisse des prix que nous avons eu entre 2022 et 2023, qui était de près de 20 %. Nous espérons de meilleures nouvelles, mais nous pensons qu’avec ce qu’Ecopetrol a déjà rapporté, la tendance sera à la baisse dans le volume des réserves prouvées du pays. Cela nous amène à réfléchir à la manière dont nous pouvons tous faire preuve de créativité pour encourager l’activité dans le secteur et ne pas perdre l’autosuffisance pétrolière dont nous disposons aujourd’hui.
Ecopetrol insiste pour amener du gaz du Venezuela pour les centrales thermiques de la côte caraïbe. Cela aurait-il été évité si l’exploration n’avait pas été arrêtée ? Ou plutôt, est-ce une mesure pour répondre à la contingence de la demande, pendant qu’ils extraient le gaz des Caraïbes ? Mer et contreforts de Llanero ?
« C’est intéressant en raison de l’effet de l’époque sur la prise de décision. Par exemple, la décision de construire l’usine de regazéification des Caraïbes a été prise il y a 10 ans ; si nous l’avions reportée, nous serions aujourd’hui dans un rationnement plus fort qu’en 1991. Cette décision responsable d’il y a dix ans fait qu’aujourd’hui nous avons du bien-être dans l’énergie et la possibilité que l’industrie du pays ne soit pas paralysée. L’autre exemple est le bloc Caño Sur, où au cours des deux dernières années, sa production a augmenté de façon exponentielle, passant de 2 000 et 3 000 barils à 40 000 barils. Ce contrat a été signé en 2005, il y a près de 20 ans, et la découverte a eu lieu en 2011, six ans plus tard, et près de 15 ans plus tard, nous atteignons notre pic de production.
Dans cette même logique, quand se feront sentir les freins que le gouvernement Petro a imposés à la politique minière et énergétique ?
« Nous verrons les décisions que nous prenons aujourd’hui se refléter dans 10 à 15 ans, qu’elles soient correctes ou non du point de vue de la sécurité énergétique. Par conséquent, la décision de fournir du gaz du Venezuela, du Permien ou d’Europe, doit être responsable et basée sur la sécurité énergétique, c’est-à-dire que le pays ne peut pas manquer de sources d’énergie. L’autre chose est la souveraineté énergétique, nous aimerions tous que le gaz soit colombien, que les décisions d’exploration d’il y a 10 ans soient beaucoup plus agressives. Bien qu’entre 2010 et 2014, environ 100 puits d’exploration aient été forés, au cours des trois dernières années, nous n’avons pas dépassé une moyenne de 50 puits d’exploration. Nous avons donc besoin de plus d’exploration, de plus d’activité et de plus de capital-risque. »
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Les IDE, selon BanRep, ont révélé que le secteur des hydrocarbures a enregistré la plus forte contraction en avril en raison de la fuite des capitaux. Ce coup sera-t-il ressenti dans combien d’années ?
Nous subissons déjà cet impact avec la réduction de 46% de l’activité des appareils de forage, nous en avions 60, maintenant il y en a 28 ou 32. Les entreprises, logiquement, avec la politique actuelle du gouvernement, qui génère de l’incertitude, n’aiment pas que leurs politiques changé. les règles du jeu au milieu du jeu. L’industrie mondiale examine les pays où il existe des incitations à l’investissement, comme en Argentine, en Équateur et au Mexique. Et ne disons pas que si le Venezuela s’ouvre, imaginez simplement ce que sera la dissolution de l’activité en Colombie pour récupérer les 3 millions de barils par jour que produisait le pays voisin. En d’autres termes, les équipements et les services sont déplacés là où ils sont nécessaires et les sociétés de forage transportent déjà ces équipements vers d’autres pays.
Même l’USO s’est jointe aux mêmes demandes des syndicats du secteur pour que le gouvernement et Ecopetrol investissent dans l’augmentation de la production. Quelle est votre lecture de ces appels à l’attention ?
Cela touche à une question pertinente car la production d’Ecopetrol avait des niveaux records, mais celle-ci a été exploitée dans un champ appelé Permian. Aux États-Unis, elle est passée de 51 000 barils en 2023 à 85 000 barils en 2024. Ceci grâce à la non-extraction conventionnelle. basé sur la fracturation hydraulique ; tandis qu’en Colombie, il a chuté de 17 000 barils. Donc ce que disent les syndicats est raisonnable dans le sens que dans la mesure où l’activité et l’investissement restent dans le pays, que les opérations à terre sont ici, toutes les bienvenues, car pas une seule redevance ou main d’œuvre n’entre du travail du Permien. , ni les investissements en Colombie.
C’est pourquoi l’invitation aux acteurs privés est d’investir dans les actifs dont dispose la Colombie, notamment dans les puits matures, afin de ne pas perdre son autosuffisance ou sa souveraineté. Cela fait bouger l’économie des territoires et génère des emplois.
