La gran producción con ‘fracking’ en Texas salva a Ecopetrol de una caída mayor

El gran rendimiento de la cuenca Permian, un lejano campo petrolero fronterizo entre Texas y Nuevo México, no ha logrado salvar el curso pasado en Ecopetrol. No obstante, los 67.000 barriles extra diarios en promedio que se extrajeron en una de las regiones más ricas en hidrocarburos del mundo ha sido, quizás, la única nota amable en los resultados generales de la compañía colombiana de mayoría estatal. Con la sombra de los bandazos en la cotización del dólar, y su impacto sobre el precio mínimo internacional del crudo, los ingresos de la mayor empresa del país se desplomaron un 42% interanual en 2023. La proyección en materia de reservas, un tema vidrioso desde la llegada del presidente Petro y sus planes de transición energética, pasó por su parte de 8,2 años a 7,6.

El buen rendimiento de Permian, donde Ecopetrol tiene desde julio de 2019 una participación del 49% sobre los derechos de perforación y producción, se ha traducido en un aumento del 66% en el número de barriles diarios, y fue más del 10% de toda la producción de la principal empresa de Colombia. “Dicho en otras palabras”, apunta el ingeniero y académico Sergio Cabrales, “el Gobierno está celebrando que la producción aumentó gracias al fracking que no han permitido hacer en Colombia”. La otra mitad de la alianza estratégica en el yacimiento no convencional de Texas corre por cuenta de la Occidental Petroleum (Oxy), a través de un contrato que caduca el próximo año.

Las cifras del año pasado en Permian son inusuales, aseguran los expertos. Debido a que posee la fuerza hidráulica de un campo joven, el manto de hidrocarburos en su subsuelo permitió pasar de un promedio de 53.000 barriles diarios a 89.000. Un registro que, en todo caso, queda eclipsado al ojear los datos generales de Ecopetrol. El ingeniero de petróleos Jaime Polanco matiza: “La producción global subió apenas 27.000 barriles, un 3,8% más. Este no es un valor muy grande y tiene el gran problema de que el precio de referencia del crudo bajó mucho con respecto a 2022″. Ya lo advirtió el presidente de la compañía, Ricardo Roa, durante la presentación de resultados de la empresa: la producción para 2024 estará “un poquito por debajo” de la de 2023.

A dos semanas de que se celebre la asamblea general de accionistas, y en medio de una intensa controversia para elegir a los nuevos miembros de la junta directiva de la quinta mayor compañía de Latinoamérica, el exministro de Minas y Energía Tomás González subraya que la situación resume con nitidez todos los dilemas que agobian a la empresa: “Estamos sintiendo con toda la fuerza la tensión provocada por la discusión sobre las inquietudes ambientales del negocio y la parte fiscal de la empresa”. En Colombia corre la impresión de que a Ecopetrol cada vez le cuesta más hacer frente a las presiones para continuar con una operación rentable y a la vez hacer transferencias millonarias al Gobierno. El cambio de enfoque en la orientación de la compañía, de los hidrocarburos a la generación de energías no convencionales, propuesto por Gustavo Petro para adelantar sus planes de transición energética, más la incertidumbre sobre la suspensión de nuevos contratos de exploración y explotación, no han hecho sino enredar más las cosas: “Hoy la rentabilidad está en los fósiles y no sabemos cómo se va a resolver esa presión”, remata Tomás González.

Para Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol hasta hace un año, no deja de ser paradójico que Permian sea el enclave que “está sacando la cara por la compañía”: “La utilidad de esa inversión en los últimos tres años ha estado entre los 600 y los 650 millones de dólares. En Colombia la gente decía que el fracking no era negocio, que era muy costoso. Pero ahí está la producción, ahí están las reservas y la utilidad”. De ahí que el director de la Asociación Colombiana de Petróleo, Francisco Lloreda, lamente las “incoherencias” de un Gobierno que ha “proscrito el fracking” en Colombia mientras se beneficia de esa técnica en otro país.

De la misma forma, Bayón recuerda que para finales del año pasado el número de barriles diarios en Texas alcanzó los 150.000, de los cuales 100.000 le correspondieron a Ecopetrol. “El acuerdo original vence en 2025. Supongamos que se decidiera parar la producción, ¿cómo vamos a reemplazar esos 100.000 barriles?”.

La pregunta tiene elementos retóricos. Bayón conoce de sobra el impacto que supondría para Ecopetrol pasar de un promedio de 750.000 barriles diarios a los hipotéticos 650.000 en caso de que no extienda el contrato en Estados Unidos. No es una cuestión menor, repite el ingeniero. A principios de esta semana la agencia calificadora de riesgo estadounidense Morgan Stanley anunció que bajaba la nota de la acción de Ecopetrol a “infraponderar”, lo que la ubica en una zona minada por diversos riesgos que podrían anticipar una caída del 25,185% en el precio de la acción o la posibilidad plausible de que arroje menos beneficios.

Si se separa solo la actividad en Colombia, la producción disminuyó en 2023 unos 1.000 barriles diarios. “Es probable que este año el rendimiento de Ecopetrol-Permian no sea tan alto. Si el Gobierno quiere empujar más rápido la transición energética, necesitamos primero invertir para extraer más petróleo y más gas. Es la única forma de garantizarle a los colombianos un consumo mínimo de energía, primero, y dos, ir desarrollando los otros potenciales”, apunta Jaime Polanco.

El economista Andrés Giraldo, experto en hidrocarburos, resume: “Los resultados de 2023 no deberían causar tanta inquietud. Lo que estaba en manos de la compañía se gestionó bien. El gran problema es a futuro. Las decisiones del actual Gobierno han opacado la inversión y han dejado marchitar lentamente el negocio petrolero”. A su juicio, el horizonte de Ecopetrol es nebuloso: “Ya anunciaron desde las directivas que están estudiando la posibilidad de que ISA abandone algunas inversiones. ¿No se suponía que la empresa energética iba a ser la punta de lanza de Ecopetrol para la transición a las energías renovables?”.

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