Fuente: El Colombiano
Hace un año Ecopetrol elaboraba su presupuesto con un precio promedio del barril de petróleo entre 50 y 55 dólares, pero en lo corrido de este año ese valor alcanza los 72 dólares. Hoy, cuando el hidrocarburo arranca la jornada en 84,16 dólares en los mercados internacionales, la empresa sigue analizando los números para hacer las cuentas de cara al 2019.
El ascenso de este valor en lo corrido del año es de 26,4 % y ha favorecido notablemente la cotización de la acción de Ecopetrol en la Bolsa de Valores de Colombia (BVC), donde arrancó en enero en 2.260 pesos y comienza la semana en 4.015 pesos; es decir, se valoriza un 77,6 %.
Pero, ¿hasta dónde llegarán esos incrementos? En diálogo con EL COLOMBIANO, Felipe Bayón Pardo, presidente de la empresa se declara cauto y recomienda tener los pies en el piso, ser cuidadosos y responsables. “No podemos olvidar que en 2015 perdimos cuatro billones de pesos, en el primer semestre de 2018 hicimos la misma utilidad que en todo el 2017, así que uno no se puede enloquecer y lo que siempre digo es que lo único que se sabe de los pronósticos es que van a estar mal”.
En un momento de buenos precios del petróleo, ¿qué cuentas y planes hace la compañía?
“El precio es importante, pero nos hemos vuelto más eficientes. Hoy tenemos un costo de producción de ocho dólares por barril y campos en los que producir un barril nos cuesta un dólar o tres, eso es de nivel mundial, pero hay otros pozos más costosos. Además, en 2014 para dar utilidad necesitábamos un precio de 65 dólares por barril, hoy necesitamos 35, reducción que se atribuye a esa eficiencia. Para hacer el presupuesto somos conservadores porque no sabemos, en términos de volatilidad, en qué nivel terminará el precio, y porque eso nos permite tener proyectos más robustos desde el punto de vista de que esas iniciativas resistan en el tiempo. En reunión de junta directiva analizaremos todas las variables para tener una aproximación al presupuesto 2019”.
¿Por los mejores precios se elevaron las inversiones?
“Hace un año hablábamos de inversiones entre 3.500 millones y 4.000 millones de dólares. El 96 % de esa inversión es en el país, el 85 % de eso es en exploración y producción, es decir que estamos volviendo al corazón del negocio. En los últimos años se invirtieron 20 mil millones de dólares en refinerías, oleoductos y poliductos y, hoy en día, tenemos la infraestructura en refinación y transporte, pero necesitamos volver a hacer exploración y producción, y en ese sentido hay que anotar que hace dos años perforábamos 120 pozos de desarrollo, es decir aquellos que rápidamente se conectan a la producción en campos como Rubiales, Chichimene o Castilla. Hoy queremos perforar más de 620 pozos de desarrollo y está es una de las medidas más importantes del incremento que tenemos”.
Y, ¿hay ahorros?
“Ese esfuerzo, en los últimos tres años y hasta mediados de 2018, nos permitió ahorrar 8 billones de pesos. Este año son unos 900 mil millones de pesos en ahorros”.
¿De qué otras maneras se ajusta el cinturón Ecopetrol?
“260 millones de dólares son ahorros estructurales, por ejemplo en Castilla nos demorábamos 36 días para perforar un pozo hoy tardamos 18, o sea que con los mismos taladros se puede hacer el doble de trabajo y en eso se ven los ahorros estructurales. Como eso hay 600 líneas del programa de transformación. Otros 240 millones de dólares son inversiones y compromisos que teníamos con la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) que podemos ejecutar más adelante”.
A través de la Superintendencia Financiera se han reportado este año varios pagos anticipados de créditos y bonos...
“Sí. Hemos pagado 2.450 millones de dólares. Hace tres años teníamos unos indicadores de deuda altos y los rebajamos. Al cierre del segundo semestre tuvimos 15,8 billones de pesos en caja, y ¿qué haremos? Pagar inversiones, costos operativos y eso nos da mucha flexibilidad como para salir a comprar reservas”.
¿Cómo las adquiridas a finales de septiembre en Brasil?
“Ecopetrol es una compañía que opera en las Américas, desde el Golfo de México revisamos el continente. Nos llama gente que quiere trabajar con nosotros. En México tenemos dos bloques con Pemex y Petronas. En Brasil nos precalificamos varias veces, hicimos trabajo técnico y comercial y el área asignada la vemos con alto potencial como es el bloque exploratorio en el Pre-Sal”.
¿Sigue siendo prioridad la meta de producir un millón de barriles por día?
“No, pero podríamos subir lo que tenemos hoy de 715 mil barriles a 725 mil y de 760 mil a 830 mil en 2020, dependiendo de precio. El millón de barriles permitió hacer muchas cosas como generar infraestructura, pero la meta era el volumen sin tener en cuenta la eficiencia. Lo que tenemos que hacer es seguir creciendo y que esto sea rentable. No estamos pensando en una meta volumétrica”.
Hace un mes Ecopetrol acompañó la ronda que la BVC realizó en Londres, ¿cómo ven a la empresa desde afuera?
“Quieren ver una empresa con más reservas. Tenemos un horizonte pequeño y debería ser más amplio. Hoy tenemos 7,1 años de reservas, pero en 2017 ese horizonte era de 6,8 años, lo que equivale a un reemplazo de 1,3. En 2015 y 2016 no se reemplazaron reservas y lo que hemos dicho es que hacia adelante tenemos que reemplazar el 100 % de las reservas”.
Ese logro de 2017, ¿fue por mayores precios?
“Eso es parcialmente correcto. De los 295 millones de barriles que se extrajeron el año pasado 201 millones fueron por gestión, o sea porque hicimos mejor los proyectos, encontramos reservas, el recobro mejoró. Otros 94 millones fueron por mayores precios”.
¿Se aplicará el fracking?
“Esto podría duplicar o triplicar las reservas del país. Es importante entender que la seguridad energética es un tema central. En los 70 tuvimos que acudir a mercados internacionales porque no éramos autosuficientes, hoy lo somos. El país produce 850 mil barriles por día y refina entre 380 mil y 400 mil barriles. El neto de eso se exporta generando un montón de divisas (8.955 millones de dólares entre enero y agosto, un 27,1 % más que en los mismos meses de 2017 según datos del Departamento Administrativo Nacional de Estadística), tenemos el crudo para generar diésel, gasolina y combustible jet. Si tuviéramos que importar todos los días 400 mil barriles de crudo para procesar en nuestras refinerías eso valdría cada año más de 12 mil millones de dólares. ¿De dónde podría el país sacar esos recursos? En la medida en que tengamos el destino en nuestras manos y con un horizonte de seguridad energética lograremos que la gente siga saliendo de la pobreza” (ver ¿Qué Sigue?)
¿La apuesta para aplicar esa tecnología sigue estando en el Magdalena Medio?
“Es el área que tenemos más estudiada. Allá podemos tener entre dos mil millones y siete mil millones de barriles de reservas recuperables. Tenemos información buena de las formaciones que hay y para entender qué es lo que hay allí tenemos que perforar y buscar esos hidrocarburos, y por eso tenemos que hacer un piloto con 10 o 15 pozos que nos permita saber cómo está el área en los términos medio ambiental, social o de ruido y con ello determinar el impacto. Con esos resultados podemos evaluar y llegar a un consenso. Creo que falta información profunda, y no estoy diciendo que tengamos todas las respuestas y, en efecto, el fracturamiento hidráulico en roca generadora nunca lo hemos hecho. Hoy tenemos una foto estática y tdebemos hacer la película. Eso es lo que estamos proponiendo hacer un piloto, tenemos identificados cuatro o cinco en el Magdalena Medio con inversiones entre mil millones y dos mil millones de dólares”.
¿Qué potenciaría esto?
“ Si esto funciona, eso podría elevar la inversión hasta 8.000 millones de dólares por año en la zona, generar hasta 100 mil empleos, adicionaría 1.000 millones de dólares en regalías (dependiendo del precio) y agregaría otro tanto a las exportaciones equilibrando un poco la balanza comercial que hoy es deficitaria, pues importamos más de lo que mandamos al exterior. Finalmente, si hay crudo y gas allí estaría cerca de la refinería de Barrancabermeja y eso bajaría el costo del transporte. Esta sería una apuesta que podría transformar al país”.
¿Qué falta?
“Esto ya está en la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (Anla), allá están en ese proceso y les corresponde definir. Ellos están recién llegados, pero lo que hemos dicho es que algo que es tan importante se haga con todo el rigor científico, no hay afán. La gente tiene preocupaciones que son entendibles, pero uno no puede creer en todo lo que lee. Hay un ambiente de respeto y será esencial la pedagogía” (ver ¿Qué sigue?).
En materia de inseguridad, ¿qué balance de ataques hace en lo corrido del año?
“El impacto se ha sentido en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, pues algunos meses de comienzos de este año fueron los más duros en tres décadas. Reparar es complejo. Este año llevamos 86 ataques (63 en todo 2017), es decir que hemos funcionado solo tres o cuatro meses en lo que va de 2018. También tenemos problemas en el sur del país, en el oleoducto Transandino entre Putumayo y Nariño, donde hay fenómenos de válvulas ilícitas para robar crudo que se destina al procesamiento de coca y el resto lo botan a los ríos y quebradas”.
¿Cuál es el alcance de la convención suscrita con los sindicatos?
“Es un acuerdo pactado para 4,5 años, logrado en un ambiente de respeto desde el inicio de las negociaciones. Nos sentamos con 11 de los 15 sindicatos que hay en la empresa. Hubo tensión, pero se lograron 30 acuerdos individuales que apuntan a mayor eficiencia y a eso le apostó la Unión Sindical Obrera (USO). Acá no hubo vencedores ni vencidos”.
Pero, ¿cuál será el costo de esos acuerdos?
“Aún estamos mirando los números para saber cuánto valdrá eso, pero fue un acuerdo razonable”.
LA TECNOLOGÍA PARA PRACTICAR EL FRACKING
Para Ecopetrol es clave en la aplicación de este procedimiento tener identificado el pozo, así como un buen diseño de construcción y equipos de avanzada. Para la fractura de rocas generadoras (como se denomina el área en la que habría hidrocarburos) ya hay máquinas de estimulación hidráulica y de hecho ya se han utilizado en Casanare. “Es decir, las hemos usado en yacimientos tradicionales y no en roca generadora y esa es la diferencia”, explica el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.
El funcionario insiste en que lo que se tiene que hacer es que los acuíferos en los que hay agua potable estén aislados de los sitios en los que se ejecutan las operaciones petroleras. “Hemos dicho que no queremos competir con el agua potable y usar agua industrial que la podamos recircular. Habrá que hacer un gran trabajo de socialización”.