Redacción BL
“El marco tarifario que rige el transporte de petróleo por oleductos debe quedarse como está”.
La afirmación es de Felipe Bayón, presidente del Grupo Ecopetrol, quien en diálogo con Portafolio subrayó que la inversión realizada en el montaje de los tubos ha permitido sacar la mayoría de la producción de crudo desde los campos.
(¿Cómo está enfrentando Ecopetrol el choque de la pandemia?).
Además, afirmó que así como trazaron un plan para atender la contingencia y también lo hicieron desde el punto de vista financiero. “Tenemos la experiencia de crisis similares, lo que nos permitió reaccionar de forma oportuna. Estos planes están en marcha desde el segundo trimestre del año pasado”, aseguró.
Hay un debate en torno a las tarifas de transporte por oleoductos en el país, ¿estas son altas como afirman las petroleras privadas?
Desde el punto de vista de la inversión en el montaje de los oleoductos, esta es para sacar en la actualidad la mayoría de la producción de crudo en los campos. Hemos estado atentos a esas inquietudes y reclamos de algunos productores, quienes dicen que con el nivel de precios las tarifas de transporte son altas. Además de pactar descuentos comerciales entre un 5% y un 20%, también se flexibilizaron los contratos y se trazó un esquema de financiación y pagar solo el 50% de la factura en seis meses.
(Ecopetrol anuncia medidas de austeridad para enfrentar el coronavirus).
Esto ha permitido que 780.000 barriles de crudo en el país estén cobijados por una, dos o las tres fórmulas. Incluso Ecopetrol utiliza estas medidas. Las tarifas se establecieron en junio del año pasado. En esta coyuntura hemos hecho ajustes y, por esta razón, consideramos que las tarifas se queden como están.
¿Por qué no resultó financieramente viable la operación de Bioenergy?
Bioenergy y sus accionistas trabajaron en conjunto para buscar salidas efectivas a la situación que enfrentó la compañía por diversas razones, como el nivel de endeudamiento, aspectos operativos y administrativos propios de una empresa en crecimiento, y la situación del mercado del etanol.
(Ecopetrol, la que menos cae frente a otras petroleras).
No fue posible obtener nuevas fuentes adicionales de financiación y resultaba insostenible continuar inyectando capital para alcanzar el equilibrio financiero en medio de la coyuntura que atraviesa la industria del petróleo y gas en medio de la pandemia. La liquidación se realizará bajo las normas que rigen estos procesos definidas por la Superintendencia de Sociedades.
Con la variación en los precios del crudo, y la pandemia, ¿cómo reorganizaron el plan financiero para la operación en el 2020?
El precio internacional de la referencia Brent (usada para las exportaciones del país) registró una caída dramática en abril y llegó a estar entre US$15 y US$20 el barril, y el presupuesto se había trazado con la unidad a US$57. Es decir, el precio cayó al 30% o a una tercera parte de lo que se calculó inicialmente.
Ante la volatilidad se han ajustado costos y gastos, eficiencias y focos operacionales. Estamos en la reformulación del plan de negocios para el 2020 y esperamos en unas semanas contarle al mercado hacia dónde vamos en el nivel de inversión y el nivel de actividad.
¿Cuál sería ese precio del barril que haría rentable la operación de Ecopetrol?
Hoy estamos viendo una franja para el promedio del año entre US$30 y US$40 el barril, a diferencia de los US$57 que se había calculado. En esa franja Ecopetrol se puede mover con tranquilidad y comodidad para desarrollar su operación en los campos. La compañía es rentable en esos niveles, y más si el precio del barril sigue subiendo en los mercados internacionales. Esto último nos permitirá reactivar inversiones que congelamos cuando reorganizamos el plan con la caída de precios.
¿Cómo es el escenario de exploración antes y después de la coyuntura?
Comenzamos el año con la intención de perforar 20 pozos exploratorios, muchos de ellos con un desarrollo complejo porque son profundos. Pero con la pandemia se suspendieron operaciones en algunos, los cuales en la actualidad se están retomando.
Se presentará una disminución en el número inicial de pozos, pero en la medida que el precio del barril suba, se descongelarán proyectos de exploración. Así mismo, sigue los trámites para el desarrollo de los proyectos pilotos de fracking.
¿La exploración ‘off shore’ también está pendiente de esas revisiones?
En febrero anunciamos una alianza estratégica con la compañía Shell para la perforación de un pozo cerca a los descubrimientos que anunciamos hace tres o cuatro años en el Golfo de Morrosquillo. Con ellos se realizará la prueba dinámica del pozo y que se proyecta para el próximo año. Así mismo, ponerlo a producir y tener información para mirar si el crudo es comercialmente viable.
La exploración off shore continúa, aunque para el presente año no hay planes de este desarrollo en aguas del mar Caribe.
¿Cómo va el desarrollo de la tarea internacional?
En la operación internacional seguimos con las tareas en Brasil, donde entramos a participar en el desarrollo de un campo que recientemente anunció descubrimiento, que es Gato do Mato, y Ecopetrol acaba de recibir la aprobación de los entes reguladores en el vecino país para esta actividad. También contamos con más presencia en el Presal.
En EE. UU., continuamos tareas en el Golfo de México. Además, estamos en alianza estratégica con Oxy para la producción de crudo en yacimientos no convencionales en la cuenca Pérmica. La ventaja es que esta actividad es llamada de ciclo corto, en junio del año pasado firmamos el convenio y en noviembre ya estábamos produciendo.
Pero con la caída en los precios la actividad decreció la extracción. El lado positivo es que Ecopetrol tiene acceso a 100.000 acres para tareas de exploración y producción. Hoy tenemos en esta operación 22 pozos en bombeo.
¿Cómo van las tareas de producción y cuál es su panorama para lo que resta del año?
Iniciamos el año con un rango de producción entre 740.000 y 760.000 barriles promedio día (bpd). En el primer trimestre, la extracción fue de 735.000 bpd, la cual fue buena a pesar de la coyuntura. Pero la guerra de precios, la cuarentena y la restricción de demanda nos llevará a que en el año la producción sea entre 660.000 y 710.000 bpd, y para el segundo trimestre el bombeo estaría entre 660.000 y 680.000 bpd. La recuperación del precio internacional ha permitido la apertura de pozos para su producción.
