Buenos resultados dejan a Ecopetrol con músculo para apuesta por gas

Buenos resultados dejan a Ecopetrol con músculo para apuesta por gas

Presidente de la firma, Felipe Bayón, dice que con Petrobras y Repsol trabajan en desarrollo de Orca

Felipe Bayón

El presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón, dice que el gran hallazgo de gas del 2017 tiene cantidades que superan el tamaño del mercado local.

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Filiberto Pinzón / EL TIEMPO

18 de agosto 2018 , 10:00 p.m.

El notable resultado de Ecopetrol en el primer semestre, al subir en 180 por ciento sus utilidades y ubicarlas en 6,13 billones de pesos, no solo la consolida más en su posición financiera, sino que la deja con un músculo más potente para invertir en el desarrollo de importantes descubrimientos realizados años atrás.

El presidente de la compañía, Felipe Bayón Pardo, en entrevista con EL TIEMPO, destacó el aumento en la actividad de exploración y producción y reveló que se trabaja duro con la española Repsol y la brasileña Petrobras para que en unos nueve meses esté listo el plan de desarrollo del campo de gas Orca, ubicado en el mar, al norte de La Guajira.

Ganancias y ahorros

¿Qué destaca del primer semestre?

Desproporcionadamente, la utilidad sube mucho más que el precio del crudo. Claro que fue el precio, pero también que la producción haya subido, de 701.000 barriles diarios en el primer trimestre a 721.000 barriles en el segundo trimestre.

Estamos en 33 taladros a final de junio y en 264 pozos, incluyendo cinco de exploración, frente a 226 del año pasado, con solo tres de exploración. Hay un incremento significativo de la actividad. También hemos logrado disminuir la tasa de declinación de los campos principales, como Castilla y Chichimene, con recobro secundario.

¿Cuánto suman los ahorros del año?

Este año van 892.000 millones de pesos. Y en refinación, la operación está funcionando muy bien. Teníamos el año pasado una carga en promedio del semestre de 339.000 barriles y creció 10 por ciento, a 374.000 barriles.

¿Tras prepagar deudas de Reficar, cuándo dará utilidad el segmento de refinación?
Si se comparan los semestres, a estas alturas llevábamos 872.000 millones de pesos en pérdidas el año pasado, y este año bajaron a 134.000 millones. Estamos cargando Reficar por encima de 150.000 barriles diarios y utilizando en promedio 79 por ciento de crudos nacionales. Eso nos da una ventaja altísima cuando los precios del crudo suben.

Cuando arrancamos, hace dos años y medio, cargaba 40 por ciento de crudo nacional. Ya hemos hecho pruebas cargando toda la refinería con crudo nacional. Las cosas van bien y están en esa senda.

¿Al bajar inversiones por US$ 500 millones este año, qué difieren?

En eficiencias y ahorros estructurales son 260 millones de dólares. Los proyectos están costando menos. Y otros 240 millones son algunos pozos exploratorios en los que me voy a demorar un poco más en afinar el trabajo técnico antes de hacer una inversión cuantiosa.

Dijimos que íbamos a hacer 12 pozos de exploración, llevamos cinco a la fecha, tenemos otros en operación, como el Andina-1, pero estamos tratando de que no sean 12, sino más.

¿Cómo están moviendo los crudos a nivel comercial?

Antes nos descontaban 11 dólares por barril y hoy, de los 71 dólares por barril, nos descuentan 7,7 dólares. Son casi cuatro dólares por barril. Eso, apalancado por un crecimiento del precio del crudo, es muy bueno. Se trata de cómo me convierto en suministrador de crudos pesados predecible. Esto nos ha llevado a una caja de 15,8 billones de pesos.

Nuevas inversiones

¿Qué harán con tanta plata?

Tenemos que pagar obligaciones, costos, servicios, inversiones, y lo que nos cuesta operar. Pero nos da un monto de flexibilidad y hemos prepagado mucha deuda. Y si queremos ir a comprar alguna cosa en términos de reservas y producción, pues tenemos esa flexibilidad.

¿Esas compras ya están maduras?

Hemos avanzando mucho, pero hablaremos cuando tengamos algo concreto.

¿Es factible que alguna se realice este año?

Habría que ver los tiempos, pero hemos avanzado bastante en algunas cosas.

¿Les interesa lo que está vendiendo Parex?

Esos son crudos pesados y eventualmente uno podría decir que sí, pero quiero tratar de conseguir unos crudos livianos que me balanceen el portafolio.

¿Cómo abordarán la negociación de tarifas de oleoductos, sobre las que se esperan reducciones?

Hay una revisión del marco regulatorio para el 2019 y nos tendremos que sentar a trabajar con el Ministerio de Minas y Energía. Creemos que el esquema tenderá a mantenerse desde el punto de vista de donde estamos con las tarifas y no vemos un cambio significativo.

¿Cómo va la viabilización de los hallazgos en el mar?

Tenemos tres cosas importantes. Desarrollar los descubrimientos, no solo el que hicimos con Anadarko, sino el pozo Orca también.

Estamos trabajando con Repsol y Petrobras para definir un plan de desarrollo para Orca, y creemos que es importante porque va a permitir entrar al mercado nacional en un momento en el que los campos de La Guajira están declinando.

Es algo clave para el mercado…

Si hablamos del 2023 y el 2024, eso va a ser bien importante desde el punto de vista de los tiempos.

El tema más complejo es el de Kronos, Gorgon y Purple Angel. Tenemos un volumen muy grande de gas y con Anadarko hemos tenido discusiones en cuanto a la cantidad de gas y sobre lo que tenemos que hacer para desarrollarlo.

Es un gas que está en una profundidad importante, pero por su propio volumen necesita un mercado que va a sobrepasar el mercado colombiano. Es decir, va a ser más grande que el mercado colombiano y requerirá ser enviado afuera, bien sea como gas o como líquido.

Otros compromisos

¿Hay condiciones para que sea comercial?

Primero tenemos que entender cuál es el plan de desarrollo. Esto es, cuántos pozos, porque es distinto necesitar 50 o 100 pozos. Cada pozo me cuesta 60, 70 u 80 millones de dólares y eso hace una diferencia grande, o si necesito una o dos plataformas. Si hago el procesamiento en el mar o si traigo el gas y lo trato en la costa. Son unas cosas que no se han definido.

¿El de Orca ya está más aterrizado?

Sí, porque es a una profundidad de 750 metros. Acuérdese que este pozo tiene 1 terapié cúbico (las reservas actuales son de 3,8 terapiés cúbicos) y lo pusimos a producir. Hay un gran entendimiento con los socios de la necesidad estratégica para Ecopetrol, pero sobre todo para el país.

¿El análisis da para que el plan de desarrollo esté listo este año?

Lo estamos trabajando muy fuertemente en el 2018 y es cuestión de meses. Yo quisiera poder decir que de aquí a unos tres trimestres tenemos un plan definido.
Lo estamos trabajando con mucho foco porque Orca puede ser el siguiente gas que entre al mercado. Desde el punto de vista de volumen puede ser bien importante.

¿Qué compromisos de inversión tienen con el esquema de Certificado de Reembolso Tributario?

Entre 2018 y 2021 se ejecutarán inversiones por 3,86 billones de pesos. El cupo otorgado o beneficio es de 891.000 millones de pesos. Son 12 proyectos de incremento de factor de recobro que están distribuidos en diferentes regiones del país.

REDACCIÓN: OMAR GERARDO AHUMADA
En Twitter: @omarahu

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