'La intención es continuar en la cuenca Permian': Ecopetrol

Aunque desde algunos sectores del alto gobierno se opina que si Ecopetrol no hace fracking en Colombia también debería dejarlo en EE. UU., la reciente negativa a invertir en activos de la firma CrownRock no implica que la iguana quiera salir de la cuenca de Permian, que hoy ya representa el 13% de toda su producción equivalente (crudo y gas).

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Así lo señaló Ricardo Roa Barragán, presidente de la empresa, quien reveló que se estudia el control de los subsidios al diésel en zonas de frontera, entre otras medidas, parar bajar el déficit del fondo de estabilización de precios.

Un motivo de JP Morgan es el riesgo de no cerrar el déficit del Fepc por el diésel. ¿Qué opina?

La decisión del Gobierno, de empezar a desmontar el congelamiento del precio del diésel va avanzando y, en esta línea, los saldos en el fondo de estabilización del precio de los combustibles van mostrando una mejoría muchísimo más grande de lo que venía sucediendo. Ayer (jueves) recibimos los subsidios aplicados a los combustibles en el tercer trimestre de 2023, por $4,7 billones y esperamos que el cierre del año 2024 esté por debajo de los $8 billones de déficit.

Es muy buena señal respecto a los años anteriores, que eran de $21 billones, $37 billones y $25 billones, con lo que se consolidó un número total más de $80 billones en más de cuatro años, y esto sí que estaba haciendo que Ecopetrol fuera a tener mayor financiación, a reexpedir y a hacer rollover de la deuda y a estar permanentemente buscando fuentes para financiarse. Eso ya no va a pasar, porque la liquidez y la caja de Ecopetrol van mostrando una normalidad relativa.

Pero ellos tienen dudas sobre el avance del diésel tras el acuerdo y los bloqueos…

Se ha venido avanzando. Primero, al quitarle el subsidio a los grandes consumidores, que ya está en firme. Y estamos evaluando con el Gobierno, el Ministerio de Minas y el de Hacienda, el control de subsidios aplicados en fronteras, y también el desmonte del subsidio de grandes quemadores industriales, otro segmento que ha venido teniendo un comportamiento al alza en uso del diésel. Son medidas que también van a ayudar.

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JP Morgan también citó la negativa a la opción de CrownRock. ¿Finalmente la junta o el presidente Petro podrían decidir no seguir en el Permian desde el otro año?

Hay que tener claridad. Una cosa es el joint venture que se suscribió entre Oxy y Ecopetrol en la cuenca del Permian, en la que Ecopetrol tiene 49% y Oxy el 51%. Esta sociedad sigue y en este momento está expuesta a una revisión, porque el contrato de producción y el plan de inversión a cinco años se acaban el año entrante. Ese contrato está en revisión y evaluación para continuar con esta extracción de sus recursos.

El otro punto sobre el que hicieron el diagnóstico es la decisión de no optar, porque era una opción que tenía Ecopetrol, por adquirir hasta 49% de los activos de CrownRock. Eso no estaba en el plan de inversión que anunciamos a finales del año pasado, de US$20.000 millones a tres años. Y no estaba en el plan de 2024. Era una oportunidad que se evaluó, con el rigor correspondiente, y cinco de nueve miembros de la junta votaron porque no se avanzara en esa negociación por tres razones.

¿Cuáles fueron?

Primero, porque no estaba en el plan de inversión. Segundo, demandaba una solicitud de aprobación de endeudamiento público por el Ministerio de Hacienda. En la sensibilización que hicimos, y yo personalmente, no encontramos ambiente para una aprobación adicional. Y tercero, porque estaba poniendo a Ecopetrol en el extremo de su relación entre deuda y ebitda aprobada, de 2,5 veces.

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Y demandaba, en el evento de haber tomado la decisión y luego no contar con la aprobación de endeudarnos, una eventual penalidad entre US$170 y US$270 millones, que fue el aspecto que sobre el cual prácticamente tomamos la decisión de no avanzar en la negociación.

¿Entre los que votaron que sí, estaban los miembros que salieron?

Son datos que no puede revelar, porque son de la confidencialidad de la junta directiva.

De cara el futuro grande de Ecopetrol, ¿tienen la intención de mantenerse en el activo de ‘fracking’ Permian, cuando hagan la revisión?

Nuestro interés es mantener el activo. Es un activo que entrega unos muy buenos resultados en todos los aspectos: en producción, en reservas, en costo de levantamiento, en la parte ambiental, en la tecnología que se utiliza, en la no afectación, en el aprovechamiento de más del 60% del agua reutilizada en el proceso de fracturamiento hidráulico, que se utiliza en la explotación de este recurso. Lo estamos revisando como corresponde porque se vence el plazo en abril o mayo del año entrante, cuando habría que tomar la decisión de continuar.

¿Pero la intención sí es mantenerse?

Así es.

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Ecopetrol

Archivo EL TIEMPO

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¿Qué van a hablar con los inversionistas tras el informe de JP Morgan?

Les vamos a mostrar, uno, que la actividad exploratoria en Ecopetrol no ha cesado. Tenemos y seguimos dedicándole importantes recursos en el país, tanto en el onshore como en el offshore, a efectos de aumentar producción, e incorporar contratos vigentes que teníamos suspendidos.

Y dos, que hemos venido teniendo parámetros técnicos de desempeño de los mejores en los últimos años, en producción de crudo y de gas; en términos de hacer la mayor colocación de reservas al sistema, para lo cual estamos haciendo las inversiones y sancionando los proyectos. Y estamos dedicándole recursos importantes a la descarbonización, al recobro mejorado y a la incorporación de energías limpias a la matriz de Ecopetrol.

Entre analistas se habla de pérdida de control de la compañía. ¿Qué opina?

Aquí hay unas afirmaciones que no son sanas respecto a lo que está pasando en Ecopetrol. Primero, el año pasado fue el mejor año en toda la historia de Ecopetrol: $58 billones de transferencias a la Nación. Segundo, este año estamos esperando dar $40 billones entre impuestos, regalías y utilidades vía dividendos, lo cual denota que no estamos quietos. El año pasado tuvimos 50% de éxito en la actividad exploratoria de 18 pozos que perforamos. Y tercero, de 96% fue la ejecución del plan de inversión y este año, al corte de agosto, vamos en el 85%.

¿Entonces, por qué en los reportes se ve a Ecopetrol en contravía de pares como Petrobrás o YPF?

Muchas petroleras han venido decreciendo sus utilidades y rendimientos. Hay una altísima correlación con el precio del crudo, en donde el Brent ha caído 21% en el último año y en los últimos 25 días un 7,8%, y se ve reflejado en el precio de la acción. El otro elemento son las reservas. Si las compañías incorporan, pues van a verse más valoradas.

El año pasado lastimosamente Ecopetrol anunció que su índice de reposición fue de 48%, el cual venía en el plan que recibí. Este año estamos sancionando proyectos importantes para hacer una mayor recuperación. Se han ido agotando a medida que hemos producido más -30.000 barriles por encima del plan- y eso nos hace ir a buscar una mayor reposición.

¿Cuál es el estado actual del pozo delimitador Sirius, antes Uchuva-2?

Hemos acatado la medida en un proceso de aclaración que solicitamos con nuestro aliado al juez. Ya nos hizo la aclaración de la inmediatez de la aplicación de la medida; nos ha dado plazo de dos meses, en los que seguimos adelantando actividades para que la perforación que se esté haciendo se haga dentro de las condiciones técnicas adecuadas y propias para ir midiendo. Esperamos que muy pronto se haga el levantamiento de esa restricción, y así continuar con esta perforación, que tiene una gran expectativa 5 a 6 terapiés cúbicos de gas.

¿El taladro está activo?

Las actividades están controladas, de acuerdo con la medida de suspensión, pero pues usted entenderá que eso no es como quien baja un taco y ya. Denota una adecuada planeación de recursos y de las actividades que se están desarrollando, y en esa medida estamos ejerciendo la suspensión controlada por la medida que nos ha impuesto el órgano de administración de justicia.

¿Hasta cuándo estaban programadas las actividades de delimitación del campo?

En la planeación establecimos que hacia finales de octubre y comienzos de noviembre estaríamos haciendo el anuncio de los niveles volumétricos que hay realmente, y la perspectiva de reservas que hay en este pozo. Luego hay que hacer la licencia final, las aprobaciones y la comercialidad, para tener las moléculas en el sistema tres años después de obtener la licencia ambiental.