En medio de los buenos resultados en utilidades, una de las asignaturas en las que Ecopetrol requiere más esfuerzos –y de esto son conscientes sus directivas– es en el incremento en las reservas probadas, que el año pasado subieron, pero con un gran peso del repunte en los precios del petróleo.
Y, teniendo en cuenta que la maduración de proyectos local toma tiempo y que hay una sólida posición de efectivo en caja (14,5 billones de pesos a diciembre), una de las estrategias que está desplegando la compañía es revisar activos en la región, sobre las cuales ya hay varios prospectos.
En diálogo con EL TIEMPO, el presidente de la compañía, Felipe Bayón, dijo que la empresa está muy activa definiendo las oportunidades a las que apostará, gracias a que se cuenta “con la espalda y con el músculo” para hacerlo.
¿Qué permitió subir tanto las utilidades del 2017? ¿Fue el recorte del gasto?
Lo llamamos transformación, aunque entre el 2016 y el 2017 el precio del crudo ayuda un montón. Hace cuatro años necesitábamos un barril a 65 dólares para dar utilidad, y hoy necesitamos uno de 35 dólares. La generación de caja es una excelente noticia, de 14,5 billones de pesos.
¿Y qué permitió que Reficar diera utilidad?
Lo que hicimos fue quedarnos con la deuda. Pero lo más importante es que hicimos una optimización operativa, en costos y mantenimiento. Parte del resultado es una devolución de los castigos contables, pero hay un buen desempeño.
En diciembre terminamos la prueba global de desempeño, con la refinería 60 días continuos al 96 por ciento de capacidad. Y en la mitad de la prueba tuvimos una apagada total de la refinería y la arrancamos en día y medio.
Subió el margen de refinación, de 10,3 dólares por barril a 12,5 dólares y dio utilidad, de 48.000 millones de pesos.
¿Qué ven para el 2018?
Un incremento de inversiones. El año pasado fue de 2.200 millones de dólares. Este año debemos estar entre 3.500 y 4.000 millones de dólares. Las inversiones en refinación y transporte ya las hicimos, entonces nos vamos a dedicar a exploración y producción, entre el 85 y el 95 por ciento.
Tenemos 12 pozos exploratorios firmes, pero la idea es llegar a 17 o 18.
En producción debemos estar entre 715.000 y 725.000 barriles por día.
La gente dice que por qué no sube, pero es que un campo como Castilla, Chichimene o Rubiales puede declinar entre 15 y 25 por ciento todos los años.
Al salir las reservas, los analistas reclamaban descubrimientos nuevos. ¿Qué les puede decir?
Muchas han venido por desarrollos de producción, con recobro y necesitamos que más reservas vengan de exploración. Internamente tenemos metas entre exploración y reservas. Y si compramos reservas, esto les cae directamente a las probadas.
¿Qué oportunidades miran en este frente?
Somos una compañía que opera en las Américas y observamos toda la región. Tenemos presencia buena en Estados Unidos, y el año pasado tuvimos la oportunidad de comprar un poco más de un campo en donde éramos socios, que fue el K-2, porque adicionamos producción y reservas.
Tenemos que hacer más de eso. A largo plazo hemos visto Estados Unidos, México y los vecinos. Ecuador quiere modificar y ajustar contratos. Venezuela hay que mirarlo con todo y sus problemas; Brasil lo estamos viendo, y en Argentina estamos mirando cosas. Estamos muy activos definiendo qué compañías o qué campos, pero estamos en ese proceso.
Tenemos la ventaja de la caja, la reducción de la deuda; el año pasado prepagamos 2.400 millones de dólares. Tenemos la espalda y el músculo.
¿A qué nivel quieren llegar?
Es importante hacerlo bien. Ecopetrol ha sido muy exitoso en la compra de Hocol y la de Equión. En Colombia somos casi el 70 % del mercado y es más difícil que haya oportunidades, y creo que no es saludable ser el 100 por ciento.
¿A qué le apuntan con la compra de la mitad del bloque Fuerte Sur a Anadarko en el mar Caribe? ¿Qué reservas tiene la provincia gasífera?
Tenemos un número, y he sido muy cuidadoso en darlo. En Orca necesitamos más pozos y mandar una línea por Chuchupa, y meter el gas en el sistema nacional de transporte.
En la otra parte tenemos los pozos Kronos, Purple Angel y Gorgon. Esto es muy grande, pero está entre 1.500 y 2.500 de agua. Las noticias que tenemos del hallazgo de gas cada vez son mejores porque seguimos haciendo análisis, y desde lo técnico algunas nos dan mejores indicaciones de productividad por pozo.
Esto es muy grande, pero todavía no nos hemos puesto de acuerdo con Anadarko en qué tan grande es. Esto va a tomar un tiempo para desarrollarlo porque necesito definir si tengo una, dos y cinco plataformas, si necesito 80 o 150 pozos, y si hago tratamiento offshore o traigo el gas mojado y le quito los líquidos en la Costa.
Vamos a consolidar nuestra presencia.
¿Qué permitirá el aumento de la mezcla de etanol en la gasolina?
Se oxigena la gasolina y permite mejor combustión. En diésel puede subir a 12, 15 o 20 por ciento. Pero hay que probarlo y sentarse con los que venden camiones. El punto de transporte es importante. En Medellín, por ejemplo, hay 18.000 buses y solo 353 son a gas. Entonces podemos hacer más.
¿Y sí tenemos gas?
Sí. Nosotros no producimos todo el gas porque no hay suficiente demanda. Tenemos el seguro de la planta de Cartagena y eventualmente de Venezuela, pero no tiene las especificaciones desde el punto de vista de contenido de CO2.
Y hay una discusión muy grande con la planta del Pacífico, porque creemos que no se necesita, ya que hay suficiente gas y hay proyectos exploratorios, y porque están diciendo que hay que pagarla entre todos, y en Ecopetrol tenemos refinerías que consumen un montón de gas. Esa planta estaría entre el 2020 y el 2024, y antes de eso se pueden hacer muchas de esas cosas en exploración.
¿Y qué reservas puede aportar el descubrimiento Orca en La Guajira (del 2014)?
Orca puede tener 0,7 terapiés cúbicos y puede entregar entre 100 y 120 millones de pies cúbicos al día, que es importante porque Chuchupa está declinando. Estamos trabajando para hacer el desarrollo de Orca, y esto iría mucho antes de la planta. Hay opciones. Hay otras compañías que han hecho descubrimientos cerca de la Costa también.
El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, es claro al afirmar que pese al aumento reciente en los precios del petróleo, la compañía no va perder el trabajo en ahorro de costos de los últimos tres años, producto de la caída en el barril. “Tenemos un vicepresidente de Transformación que es petrolero, y a esto le hacemos un seguimiento muy riguroso. Me preocupa que si el crudo llega a 70 o 75, la gente diga que estamos de fiesta”, agregó.
Por ello, las estrategias estructurales de ahorro, como bajar la cantidad de diluyente para el crudo pesado, y la optimización del ciclo de la energía se mantienen. Ahora se usan 11.000 barriles diarios menos de diluyente y se ahorraron 60.000 millones de pesos con la creación de la filial de energía.
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
SUBEDITOR DE ECONOMÍA Y NEGOCIOS
En Twitter: @omarahu
