En entrevista exclusiva con Bloomberg Línea, Ricardo Roa, presidente de Ecopetrol, confirmó que además de importar gas de Venezuela, la petrolera evalúa estas alternativas para atender el déficit de 2025 y 2026. Habló además del FEPC y la transición energética:

María C. Suárez, Bloomberg Línea

BOGOTÁ 
EnergiesNet.com 23 07 2024

Ricardo Roa Barragán, el CEO de Ecopetrol (ECOPETL), dijo que la petrolera estatal colombiana está evaluando cerca de siete alternativas para importar gas a Colombia sin considerar el plan que ya tienen en Venezuela y por la magnitud del déficit para 2025 y 2026.

“Hemos recibido siete indicaciones de empresas interesadas en desarrollar proyectos, para servicios de recibo y regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), propuestas que estamos evaluando desde distintos mecanismos”, dijo Roa Barragán en entrevista exclusiva con Bloomberg Línea.

También habló de qué va a pasar con el Permian en el Golfo de México, del déficit del Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) y de la transición energética. Esta es la conversación:

BL. Acaba de llegar de Estados Unidos, donde adelantó una visita técnica al Permian, campo de fracking estratégico para Ecopetrol, y en el que están asociados con OXY. Sin embargo, este contrato está próximo a vencer. ¿Para qué fue la visita y qué se va a hacer con ese contrato?

Ricardo Roa: Las visitas al Permian de mi parte son reiteradas porque hago parte de la Junta Directiva de Rodeo, donde se administran los activos de Midland. Adicionalmente, en Estados Unidos no solo tenemos a Ecopetrol Permian, sino también a la empresa Ecopetrol América y a Ecopetrol US Trading, todas compañías sobre las que hay que hacer un permanente control, una permanente visita para ver en qué va la ejecución de sus programas, planes de inversiones, los resultados y las contabilidades de los negocios allí.

La cuenca del Permian es una de las de mayor potencial en materia energética. Podría decirse que estamos hablando de la meca de los Estados Unidos en materia de petróleo y gas, y la que ha llevado prácticamente a un cambio importantísimo no solo en la posición de los Estados Unidos como jugador en este campo, sino también en el sector de oil and gas que ha convertido a esta región como una de las de mayor desarrollo en los recursos conocidos como no convencionales.

Hemos hecho una visita técnica a varios sitios donde hay activos y facilidades en superficie. Esto en línea con los buenos niveles de producción que ha tenido este activo, que oscilan entre 60.000 y 80.000 barriles equivalentes por día y en algún momento con un pico de producción de 100.000 barriles equivalentes por día. De modo que, es una visita en primer lugar a una región próspera y estratégica para el Grupo Empresarial y en segundo lugar, con un aliado con reconocimiento a nivel mundial y experto en la materia, alineados con nuestro propósito.

Oxy nos acompaña también en una de las exploraciones que estamos haciendo en el offshore del caribe colombiano en la búsqueda de gas, un activo también altamente rentable y estratégico para nosotros en la búsqueda de la seguridad energética.

B.L. ¿Y el contrato con Oxy, que está próximo a vencer, ya se tomó una decisión, ¿se va a renovar o se va a dejar hasta ahí?

R.R. No está tan próximo a vencer, está próximo a una fecha para entrar en evaluación y revisión de decisión de la continuidad de la relación que tenemos con nuestro aliado en el Permian. De modo que eso seguirá evaluándose. Permanentemente, Ecopetrol sigue evaluando alternativas, oportunidades de negocio que tenga a la vista para no solo fomentar la búsqueda, sino la implementación de proyectos que le den sostenibilidad y estabilidad al negocio tradicional de los hidrocarburos, porque detrás de esos ingresos están los recursos para una transición energética y eso lo tenemos en cuenta y presente.

Por eso, además de los buenos aportes en materia económica, también desde lo técnico, desde lo ambiental, desde las prácticas de clase mundial, dentro de las que se desarrolla la explotación de estos recursos en la cuenca del Permian, hemos venido teniendo unas muy buenas lecciones y muy buenos aprendizajes con OXY. Esa es una de las realidades, vamos a estar en permanente evaluación y revisión de las oportunidades allí.

No obstante, no podemos dejar de considerar otros activos importantes que le han representado ingresos importantes a los resultados económicos el Grupo, por ejemplo Caño Sur en el Meta pasó de estar produciendo 7.000 barriles día, ahora está en 37,5 mil barriles día, eso es casi cinco veces la producción en ese activo y también lógicamente sostener las ratios y los regímenes de producción que estamos teniendo en los principales campos de nuestros activos en Rubiales, Castilla y Chichimene, además del apalancamiento que se ha hecho en la buena producción del Permian.

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Son los activos que más han crecido hoy, permitiéndonos unos altos estándares de producción de crudo nacional e internacional, de transporte, porque a medida que tengamos más crudo, pues movilizamos más esas moléculas a través de nuestra infraestructura de transporte y también con ello generamos una mayor riqueza, además en lo que representa esta mezcla de estos crudos para la carga de nuestras refinerías que también están en uno de sus mejores estándares en los últimos cinco años.

B.L. El fracking ya está fuera del portafolio de Ecopetrol en Colombia, pero el Permian en el Golfo de México, de este tipo de exploración, es indispensable para la petrolera estatal en términos de producción petrolera y la salvó de una caída mayor de ingresos y utilidades, ¿no cree que el fracking les hará falta, al menos, a largo plazo?

R.R. Hemos estado haciendo inversiones y seguimos trabajando y planteando alianzas también en el contexto nacional con actores importantes, el anuncio con Parex de una alianza importante para incrementar los esfuerzos económicos en el Piedemonte también, buscando unas mejores producciones, a través de la exploración y del recobro mejorado, así como mayores niveles de reservas. De hecho, hicimos el anuncio a finales del año pasado de que, para estos tres años, 2024, 2025 y 2026, unas inversiones cercanas a los COP$80 billones, con un nivel de ejecución muy alto.

El año pasado tuvimos más de 96% de ejecución de nuestro plan de inversiones, en 2024 debemos estar por ese nivel también y esa es la expectativa al cierre del año, de modo que hay una gran cantidad de proyectos e inversiones solos y con aliados centrados en obtener en los activos y en las áreas que hoy tenemos unas mayores producciones y mejores recuperaciones de las reservas. Pues al tener una producción por encima de la meta, tenemos que hacer también una mayor búsqueda y reposición de esas reservas.

B.L. El plan es que Ecopetrol empiece a importar gas natural de Venezuela desde 2025 por falta de abastecimiento. ¿Ya obtuvieron la licencia para hacerlo? El sector privado ha dicho que ello disparará las tarifas de energía en Colombia.

R.R. Lo primero que hay que decir es que el efecto que pudiera tener el gas sobre las tarifas de energía es relativo al tiempo y al momento en que estemos teniendo necesidades de gas. Hoy por ejemplo ha bajado sustancialmente la demanda de gas en el país porque ya hay una muy buena recuperación de los embalses, por encima del 60%, con ese nivel de reservas de los embalses hay energía, lo que hace que el gas ya no se utilice en las mismas cantidades que tuvimos que utilizarlo en el último semestre del año pasado y el primer trimestre de este año, ahí entonces es relativo el precio del gas.

Ahora bien, ese precio como servicio público domiciliario, obviamente tiene un impacto al traer gas importado, sobre todo gas natural licuado y regasificado, pues tiene un componente de costo casi de dos o tres veces más que el gas movido por tubos desde los campos nuestros. Así que el tema de Venezuela seguirá siendo una opción dentro de las alternativas que estamos analizando. El anuncio que hice hace unas semanas en el marco del Congreso de Andesco, de que teníamos para el año entrante un déficit de 83 giga BTU día y para el año 2026 de alrededor de 260 giga BTU día, ya ha cambiado por los anuncios que hizo uno de los operadores en el país de no tener la capacidad de atender sus contratos, eso ha hecho que este déficit para el año entrante ya sea más grande, y pasaríamos a algo cercano a los 120 giga BTU día.

Estamos hablando prácticamente de cerca de 120 millones de pies cúbicos día de déficit que vamos a tener el año entrante, pero también ya hemos recibido siete indicaciones de empresas interesadas en desarrollar proyectos, para servicios de recibo y regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), propuestas que estamos evaluando desde distintos mecanismos, por ejemplo implementar una estructura en lo que es la plataforma hoy de Chuchupa, en La Guajira. Allí podemos poner en marcha esto rápidamente, como una especie de bocatoma, para traer gas natural licuado y regasificarlo. Son alternativas que seguimos evaluando.

Obviamente está la del SPEC (Sociedad Portuaria El Cayao, ubicada en Cartagena), que hoy va a tener, por una menor ocupación de la generación térmica, seguramente un cupo disponible de comercialidad de gas regasificado, es otra de las alternativas. También hay otras cuatro alternativas más dentro de la que está, lógicamente, la que hemos venido estudiando desde antes de mi llegada a Ecopetrol, porque en noviembre de 2022 se hizo la gestión de solicitar el levantamiento de la restricción que la OFAC hoy le tiene impuesta a Venezuela para hacer transacciones de hidrocarburos con Colombia o con otros países, de modo que esa solicitud sigue estando vigente.

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Nosotros hemos tenido reuniones, entregas de información adicionales que nos ha hecho la OFAC y sobre eso estamos pendientes de un resultado, de modo que esto será la suma, no solo de una opción, aquí por ese déficit que vamos a tener en el 2025, en el 2026, va a ser necesario una suma de varias de las alternativas que estamos evaluando, que ya estamos poniéndolas todas sobre condiciones equiparables y evaluables para entrar en la maduración y desarrollo de ese tipo de proyectos.

B.L. Para la alternativa de Venezuela ¿Cómo está avanzando el proceso?

R.R. Venezuela tiene la ventaja del contrato que tiene suscrito con Ecopetrol desde el año 2007 con PDVSA, ese es el vehículo jurídico con la restricción hoy de la OFAC; segundo, tiene otro activo importante, el gasoducto, que aquí en Colombia está en cerca de 90 kilómetros, y ese gasoducto tiene también ya un presupuesto preliminar de lo que valdría en tiempo y en dinero ponerlo a punto y apuesta para que pudieran entrar a través de él mismo hasta 220 millones de pies cúbicos/día.

Lógicamente requerimos contar con la comercialidad de ese gas, de un cupo de gas que vendría desde Venezuela y con la liberación de la capacidad de transporte del lado del ducto de Venezuela.

B.L. Y las otras alternativas que están evaluando, ¿de qué países vienen?

R.R. De varios países y de varias iniciativas privadas y públicas. Además del SPEC, está la posibilidad de desarrollar una Micro LNG a una escala no tan menor, más bien media en el área de Buenaventura. Está la posibilidad de la plataforma en la nube de alimentación que tenemos en Chuchupa y hay otras dos o tres alternativas más que incluirían una especie de sistema de regasificadora pero no flotante en el mar sino fija en una plataforma terrestre.

B.L. Hablemos ahora del déficit del FEPC (Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles), calculado en unos COP$37 billones según Minhacienda. El Gobierno hace cálculos sobre de dónde sacar más ingresos, ¿esto será una bomba de tiempo que golpeará a Ecopetrol?

R.R. Yo creo que estamos ya en el final, al cierre de esa estrechez, de ese rezago histórico que dejó un acumulado desde 2021, 2022, 2023 y 2024 por cerca de COP$80 billones, históricamente desde el 2010 hasta el 2020 este Fondo tuvo un saldo del orden de COP$1,2 o COP$1,5 billones al año y en los últimos cuatro años enfrentar un déficit en el acumulado de COP$80 billones, obviamente, representó un momento de muchísima estrechez, de mucho riesgo de liquidez para Ecopetrol y su operación y también para su plan de inversiones.

Estamos en la cola de la crisis, viendo la luz, gracias a las medidas que ha adoptado el Gobierno para alcanzar el precio de paridad del combustible con el precio cargado al productor en el país. En gasolina prácticamente al primer trimestre de este año se cerró esa brecha entre el precio de paridad de la gasolina y el precio de referencia internacional y ahora están tomándose medidas con el diésel.

Digo que estamos ya al final porque al cierre del año 2024 esperamos que ese déficit no supere los COP$8 a 10 billones, de modo que si las cosas salen bien y se siguen tomando las medidas que ha venido tomando y anunciando el Gobierno frente al diésel, seguramente para el año entrante esto ya será historia y tendremos la posibilidad de no volver a tener unos rezagos como los que estos cuatro años hemos tenido que enfrentar.

B.L. Teniendo en cuenta eso, ¿Ecopetrol va a crecer en utilidades e ingresos este año?

R.R. El crecimiento va a depender de la referencia que utilicemos. Si vamos a ubicarnos otra vez en el año 2022 pues hay una diferencia de US$18 dólares por barril en el precio del crudo, y una diferencia en la TRM significativa. Son las variables exógenas que uno puede gestionar, si uno hiciera la normalización de esos dos variables exógenas más la inflación de los últimos dos años alcanza el 20%, entonces todos estos tres aspectos, todos exógenos, fuera del control de la compañía, pues han impactado respecto al año 2022 y ahora en 2024, respecto al año 2023, pero si uno hace esa normalización, eliminando esos factores exógenos, Ecopetrol en términos económicos sigue mostrando unos muy buenos resultados porque ni qué decir en los términos operativos y técnicos.

La producción que este año estaba pensada entre 725.000 a 730.000 barriles día, pues ya vio el resultado en el primer trimestre, superó los 741.000 barriles día y esperamos seguir en esa tendencia al crecimiento en lo que resta del año. Es algo que está muy por encima de la meta que anunciamos al mercado y eso, como le dije, también está transportando mayores crudos y mayores volúmenes de productos se están cargando a nuestras refinerías.

Estamos importando menos gasolina para atender la demanda, la gasolina bajó también un poco por efectos de la nivelación del precio, pero también el diésel aumentó y esos son los balances y los equilibrios que estamos buscando para afectar lo menos posible los resultados de la compañía.

B.L. Hablemos ahora de la transición energética, bandera de este Gobierno y donde Ecopetrol es piedra angular. Ustedes acaban de exportar petróleo a la India en un barco que funciona con energía eólica y combustible fósil, además redujeron más de 385 toneladas de CO2 con más de 380 vehículos eléctricos en circulación. ¿Qué más avances hay?

R.R. Hemos hecho la incorporación en los estatutos de la compañía de la posibilidad de desarrollar negocios con energías alternativas, ese fue un primer paso que dimos en la Asamblea y en la Junta, ya hace parte del objeto social de Ecopetrol el desarrollo de proyectos con energías alternativas. Segundo, ya le hemos dado forma, estructura, robustez a lo que se llamaba antes la Vicepresidencia de Bajas Emisiones, ahora se llama la Vicepresidencia de Energías para la Transición, que va a tener recursos destinados a la transición energética sobre los cuales vamos avanzando.

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También tenemos los proyectos asociados a eficiencia energética, una de las pequeñas señales, estamos reduciendo el consumo de energía, recuerde que prácticamente entre el 35% y el 40% de la estructura de costos de la industria petrolera se centra en el costo de la energía, por eso es importantísima la eficiencia energética.

Por eso son tan relevantes los procesos de descarbonización de la economía y por eso la incorporación de energías limpias y energías renovables en nuestra matriz, que va a tener un crecimiento de aquí al 2030 supremamente importante, casi que vamos a multiplicar por tres la demanda de energía de Ecopetrol y por eso la búsqueda de proyectos de energías limpias que estamos incorporando.

Redujimos la meta que tenía la estrategia de aquí al 2030 de tener 900 megas, esos 900 megas los vamos a tener el año entrante de energías limpias, de energías renovables, en eso seguimos avanzando y obviamente desarrollando proyectos como el del buque híbrido “New Adem”, que aprovecha el viento como fuente de energía adicional, con el que se ahorró entre el 5%y el 8% por ciento del combustible y con el que básicamente estamos reduciendo más de 630 toneladas de CO2, que antes con el combustible fósil se iban a la atmósfera.

También estamos trabajando con la producción de hidrógeno verde, inicialmente con dos proyectos que ya tenemos, el uno sancionado y el otro en evaluación, uno en cada refinería para empezar rápidamente también a producir SAF, el combustible sostenible para aviación, en el que creemos y tenemos una gran oportunidad estratégica para transformar los campos de producción en materia orgánica, en insumo, materia prima básica para la producción de combustible de aviación sostenible.

B.L. ¿Y en cuánto tiempo estará esa producción de SAF?

R.R. Estamos empezando, en octubre vamos a tener un primer piloto en la Refinería de Cartagena para empezar a producir cerca de 6.000 barriles por día de SAF en una unidad de coprocesamiento, posteriormente en Barrancabermeja tendremos un piloto en una unidad nueva dedicada al tratamiento de biodiesel para producción de biocombustible y tener SAF.

B.L. ¿Cómo va la relación con la USO (el sindicato más grande de Ecopetrol) y el cumplimiento de la convención colectiva? Ellos hicieron reparos al Plan de Inversión de 2024 y también denunciaron hace poco presuntos despidos injustificados

R.R Las relaciones que tiene la actual organización con los sindicatos, con la USO y todos los demás, siempre han sido supremamente buenas en un ambiente de cordialidad, en un nuevo diálogo, una nueva conversación, en una forma de entender los derechos, la defensa de los derechos de los trabajadores de manera primordial, al punto que hoy tenemos un representante muy importante como miembro de la Junta Directiva, hasta allá llega a ese buen nivel de relacionamiento que tenemos con los trabajadores.

Lógicamente siempre les asistirán a ellos preocupaciones, ellos deben tener muchas dudas con los proyectos de la transición energética, pero en eso hemos venido avanzando, en la socialización de qué se trata y todos los proyectos asociados. Y en esa misma línea estamos desarrollando, como parte de la estrategia, una especie de adecuación, de adaptación de nuestra estructura a la necesaria para que podamos ejecutar en el mediano y corto plazo la transición energética.

De ello se derivan seguramente algunos movimientos de personal, pero en lo general pues imaginen que en una estructura de empresa, donde tenemos más de 10.500 trabajadores directos, pues se muevan 5, 10, 20, 30 personas, es una porción mínima frente al volumen y al tamaño de la organización.

bloomberglinea.com 22 07 2024