Tras conocerse los resultados del Grupo Ecopetrol del 2023, que generaron preocupación en los analistas por variables como las reservas y una reducción de los gastos mucho menor que los ingresos, el presidente de la compañía, Ricardo Roa, explica las proyecciones y planes que dejan estas cifras para las acciones a ejecutar en 2024.
(Lea: Ecopetrol, en la encrucijada: lo que está en juego para el futuro de la petrolera).
¿Cómo se van a ajustar tras finalizar un período de vacas gordas?
Todavía hay una expectativas de un buen precio de mercado del barril, pues no el mismo que tuvimos en el año 2022, de US$100 o US$99 el barril. Esa reducción de US$17 dólares genera su efecto sobre la producción y los indicadores, y también sobre los niveles de maduración de los proyectos. Para incorporar reservas este es un parámetro importante a la hora de decidir a qué le pone uno capital. La expectativa es al menos mantener esos niveles de inversión, de desempeño en lo operativo, en lo técnico, en lo comercial, que también nos generó unos recursos importantes de ganancias. Los resultados del 2023, después del 2022, son los mejores de toda la historia.
¿Cuánto bajó la importación de combustibles?
El haber producido 737.000 barriles día y haber cargado 419.000 barriles día prácticamente hizo que la importación se redujera en un 17%, sobre todo de gasolina corriente, que es en la que somos deficitarios. En el resto de combustibles que consume el país somos autosuficientes.
(Vea: Las fórmulas que analiza el Gobierno para reducir tarifas de energía, según Minminas).
¿Cuáles son las opciones reales para incorporar gas, bien sea conectando Uchuva a La Guajira o importando?
Dadas las condiciones y cercanía de esa plataforma es una de las alternativas que estamos evaluando más la importación desde Venezuela, la regasificación a través de Spec en Cartagena y proyectos para darle mayor firmeza en el suroccidente, con una planta de micro LNG, en unos 40 o 60 millones de pies cúbicos día. Hacia el año entrante, a comienzos, hemos encontrado un déficit de 170 millones de pies cúbicos diarios.
¿Cuál está más maduro?
Hay que hacer un cruce de variables. No solo el que esté más disponible en el tiempo, sino el que tenga el menor costo. Venimos consumiendo gas importado a un costo importante entre 17 y 18 dólares por millón de BTU (unidad térmica británica de poder calórico). El resto es hacerlo lo más pronto y al menor costo.
¿Lo de Venezuela es viable legalmente?
Contamos con un contrato firmado entre PDVSA y Ecopetrol desde 2007 y que está vigente hasta 2027. Segundo, hay un activo que es al gasoducto Antonio Ricaurte, cuya integridad física, mecánica e hidráulica está en evaluación. Hay unas restricciones de Estados Unidos que por ahora están levantadas hasta abril y si se reinician no tendremos posibilidad de manera directa con PDVSA y habría que explorar la posibilidad de un tercero privado y allí no habría restricción.
(Además: Tras resultados financieros del 2023, Ecopetrol analiza desinversiones).
¿Qué no les cuadra en el negocio de vías de ISA?
Siempre se han comprado proyectos ya construidos y esto denota menor cantidad de riesgos. Son proyectos altamente rentables, pero que demandan también altas inversiones de capex cuando se adquieren o cuando se van a construir y por eso se está evaluando desde la junta de ISA, como corresponde, la viabilidad de mantener el negocio, hacerlo crecer o también una eventual posibilidad de generar unos recursos para aliviar la deuda de ISA. Es una decisión de la junta directiva de ISA en la que sólo somos unos miembros más.
En la junta de ISA se evalúa la viabilidad del negocio de vías y una posible venta sería para aliviar la deuda de la compañía
¿Incide el mal ambiente para nuevas inversiones en el plan 5G?
Justamente esos son los elementos y aspectos que venimos estudiando en ISA. La disciplina y evaluación de proyectos consulta una gran cantidad de indicadores, no solo las tasas de cambio y niveles de rentabilidad, sino los riesgos país y el tipo de negocio. Todos necesitan análisis distintos porque las figuras y esquemas, unos regulados y otros no, son los que van generando esa revisión de cada proyecto de inversión en el seno de esa junta directiva.
En el mercado hay preocupación por los ajustes a la junta directiva. ¿Qué tanto nivel y experiencia puede perder Ecopetrol?
Hay una plancha propuesta por el Ministerio de Hacienda. Está en evaluación la capacidad y el cumplimiento de requisitos y el perfil de esas hojas de vida. En lo que yo conozco de las personas que conformarían la nueva junta directiva hay economistas muy reconocidos, ingenieros de petróleos, ingenieros eléctricos y personas que denotan unas capacidades bien importantes y materia ambiental, laboral y social. Son perfiles todos bienvenidos y que hacen parte de la diversidad que debe tener una junta directiva como la del Grupo Ecopetrol, para hacer discusiones amplias, suficientes y profundas en todos los frentes.
(Además: Ecopetrol registró una caída de 6,3% en las reservas probadas).
¿Qué alcance tendría el estudio del hidrógeno que anunciaron?
Muy pronto vamos a compartir con el mercado y con todos los actores la conceptualización de lo que podría ser el desarrollo de la industria del hidrógeno para abastecer la demanda propia y también la exportación, que es a lo que estamos apostando. Estamos haciendo análisis en los que prácticamente el 76% del costo de la producción de un kilogramo está sustentado en el valor de la energía y por eso no solo el valor de la energía sino también su naturaleza (renovable), es lo que estamos evaluando para determinar nuestra capacidad real de producción.
¿Qué tanto se podrá recuperar del laudo de Reficar?
Es imposible saberlo aún, porque no ha fallado el juez el acuerdo que presentó CB&I-
McDermott en el Reino Unido y no sabemos aún la posibilidad que tiene Ecopetrol de hacerse al 19,9% de las acciones de McDermott en Estados Unidos. Hay otros elementos. Uno es la carta de crédito de US$95 millones y unas pólizas de seguro por US$230 millones y que los analistas han dicho que se podría recuperar entre US$80 y US$100 millones.
Reficar.
¿Cómo subirán más el recobro ante la falta de descubrimientos incorporados a reservas?
Nos comprometimos a mejorar las tecnologías, estamos incorporando la inteligencia artificial a efectos de hacer una mayor optimización de recursos en el proceso de producción y con ello generar una dinámica mayor de la que hemos tenido ahora. Teníamos una tasa de recobro de 19% en 2022 y ahora es mayor.
¿Con el Fepc, qué esperan ahora con el diésel donde la negociación es más dura?
Esa es una negociación de Hacienda y el Ministerio de Minas y Energía. Le hemos avisado al Gobierno las métricas dentro de las cuales podría estarse dando al cierre del 2024 prácticamente un fondo de estabilización de precios que vuelva a esos niveles de antes del 2021. Eso se cerrará este año seguramente, donde la expectativa de cruce de recursos es cercana a los $20,4 billones de los asignados a los subsidios de los combustibles en 2023. Seguramente al 2025 ya tendríamos el fondo estabilizado en $2,4 o $2,5 billones de déficit.
¿Qué desarrollos vienen en el Permian en EE. UU., para que crezca más su producción y aporte más a la producción?
Hay expectativas que estamos y seguiremos evaluando siempre que están en desarrollo. Por lo menos haber logrado una producción de 100.000 barriles es importante, el promedio son 60.000 barriles días, que sigue siendo importante por la efectividad, el bajo costo de levantamiento del crudo y del gas en estos campos que hace de este un activo bastante rentable. Es uno los activos más limpios, de menos producción de CO2 que tiene Ecopetrol. Mientras estemos en la sociedad con Oxy será uno delos proyectos en evaluación permanente para mirar nuevas posibilidades.
¿Qué se prevé para el segmento de transporte este año con la negociación de tarifas?
Estamos armando nuestros expedientes tarifarios, a efectos del reconocimiento de los activos actuales, de la operación y mantenimiento, de la tasa esperada de retorno y del valor de reposición a nuevo. Estamos esperando qué avances tengan en el seno de la Creg.
Ómar G. Ahumada Rojas
Editor de Portafolio
