Ecopetrol trabaja ‘con todo su arsenal’ para que CB&I le pague a Reficar

El 7 de noviembre Ecopetrol dará a conocer sus resultados financieros y operativos del tercer trimestre, y días después se espera que revele su plan de inversiones para el 2024, que trazará su hoja de ruta y prioridades para el próximo año.

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En entrevista con EL TIEMPO, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, anticipa que la compañía ha dado buenos resultados que, incluso, superan las expectativas iniciales.

Además, habla de los planes que se tienen para seguir fortaleciendo el negocio tradicional, al tiempo que incursiona en nuevos proyectos de energías renovables no convencionales.

Para el próximo año estamos contemplando dos escenarios de inversiones que oscilan entre 3.500 y 4.200 millones dólares con los que podemos alcanzar una producción que estaría en el rango de 720.000 a 730.000 barriles equivalentes por día. Este rango es superior al planeado para este año, que fue de 720.000 a 725.000 barriles equivalentes por día y con inversiones de 4.100 millones de dólares. Las inversiones en exploración y producción en 2023 han sido superiores en 600 millones de dólares frente a las de 2022. En línea con nuestra estrategia de crecimiento de la producción de gas del país, seguimos dedicando recursos importantes a la maduración y desarrollo de los recursos descubiertos en costa afuera así como en el piedemonte llanero. Es fundamental llevar estos recursos a contingentes y luego a reservas probadas, probables y posibles en el curso de los próximos años.

Con relación al anuncio de la USO, quizá ellos tomaron escenarios preliminares que aún no se han puesto a consideración de la junta directiva. Las decisiones sobre el plan de inversiones se tomarán en la junta de noviembre. También hemos planteado a la USO una mesa de trabajo para que hagan sus aportes, que esperamos que siempre sean constructivos en beneficio del país, de la compañía y de los accionistas.

Sí, bastante tranquilo. Este año hemos tenido unos muy buenos indicadores de desempeño en producción, vamos a estar por encima de 720.000 barriles día. También vamos a superar los 420.000 barriles día en las cargas de crudo de las refinerías.

Hemos producido más y hemos cargado mucho más en las refinerías, lo que nos ha permitido producir más gasolina y combustibles, por lo que hemos tenido que importar menos. Los resultados van a ser muy favorables. En cuanto al desempeño operativo y económico de ISA, Hocol, Cenit y de las demás filiales, los resultados al tercer trimestre reportan muy buenos cumplimientos. Siempre tendremos la comparación y la referencia del 2022, que fue un año extraordinario con un precio por barril de crudo cercano a los 105 dólares, este año vamos a estar en 80 dólares aproximadamente y esta disminución representa menos ingresos.

Además, la tasa de cambio del año pasado es otro factor que hace que los ingresos, ebitda y utilidad neta de la empresa se vean reducidos respecto al año pasado, pero lo importante es que hay unos logros e hitos que hacen que el desempeño operativo y económico de Ecopetrol sea mucho más destacado frente a lo que ha habido en los últimos diez años.

Estamos trabajando arduamente, a toda marcha y persiguiendo a donde haya que perseguir ese laudo arbitral que está por ser confirmado en un tribunal de Nueva York. Se estaría estructurando una argucia de muy mala fe por parte de CB&I, nosotros estamos persiguiendo en los países donde su casa matriz McDermott tienen los mayores negocios y movimientos para tener las mejores posibilidades de recuperación. En Holanda y Reino Unido estamos trabajando con todo nuestro arsenal jurídico, técnico, económico y financiero para poder hacer una recuperación de esos recursos. La ratificación del fallo nos da el derecho de perseguir esos recursos en los países en los que McDermott y CB&I han solicitado una reestructuración de sus pasivos, dejando prácticamente sin posibilidad a Reficar de recuperar los recursos que ya han sido reconocidos por el laudo arbitral.

Ese es un negocio que hoy es muy rentable y se desarrolla dentro de las mejores prácticas y estándares ambientales que puede uno esperar para este tipo de proyectos. Hemos conocido que se hace dentro de unas prácticas absolutamente responsables con el tema de los movimientos sísmicos en la región. Además de ser rentable, nosotros tenemos unas cláusulas de permanencia dentro del negocio que aún siguen vigentes.

Nuestra prioridad estaría más centrada en la incorporación de energía eólica y solar en La Guajira, por ahora los números nos dan que donde más resultarían costoeficiente las inversiones es en la generación eólica en tierra. Las offshore obviamente mejoran muchísimo el factor de planta, pero también tienen un componente de costo mayor lo que nos hace ver por ahora que nuestra propiedad estaría centrada en tierra firme con el desarrollo de grandes parques eólicos y granjas solares. Sin embargo, en la medida en que haya una ronda de asignación de áreas offshore vamos a estar atentos y pendientes porque podría perfectamente haber una articulación entre los desarrollos de gas natural que vamos a tener en el offshore y las grandes potencialidades que hay de desarrollo de energía eólica costa afuera.

Tenemos un acuerdo de confidencialidad por lo que no puedo revelar detalles, pero vamos avanzando. Es uno de los proyectos que estamos evaluando dentro de un gran portafolio que tenemos para cumplir la meta de contar, al menos, con 900 megavatios de energía renovable no convencional en nuestra matriz al 2025. Iniciamos el año con 208 megavatios y esperamos terminar el 2023 con 280 megavatios. La hoja de ruta que tenemos dice que a 2030 vamos a tener 1.000 megavatios. En las evaluaciones que estamos haciendo están incluidos ese parque eólico y otros proyectos que han tenido un nivel de desarrollo importante en términos de disponibilidad de equipos, licencia ambiental, punto de conexión aprobado por la Upme y los terrenos. Otro elemento muy importante para nosotros son las consultas previas que se deben hacer con las comunidades. Hay proyectos que se encuentran en distintos niveles de avance y por eso los estamos evaluando rigurosamente dentro de un proceso de debida diligencia.

Ya estamos aliados con Shell en el hallazgo de Glaucus –1 y con Petrobras en Tayrona. También estamos solos en las campañas exploratorias de la parte alta de La Guajira y seguimos abiertos a seguir manteniendo alianzas estratégicas con grandes jugadores del sector del petróleo y el gas. Vamos en buenos tiempos y la expectativa que tenemos es que entre 2027 y 2029 podamos estar anunciando esas reservas que son muy grandes. En la prospectiva que tenemos, los recursos van desde 4,5 hasta 12,5 terapias cúbicos día de gas natural, con lo que prácticamente estaríamos triplicando o cuadruplicando las reservas que hoy tenemos y que se acercan a los 3 terapiés cúbicos día. En función de la demanda que vayamos teniendo podremos asegurar para muchos más años la disponibilidad de este combustible en el país.

Esa es una postura que tendrá que tomar el Ministerio de Minas y Energía. A nosotros nos corresponde aplicar la regulación que se establezca en esa materia, siempre y cuando se permita la recuperación plena de los costos en lo que incurre Ecopetrol a través de la producción de combustibles en las refinerías y de las importaciones que tenemos que hacer y que representan el 40 por ciento del total. Los ministerios de Minas y Energía y de Hacienda, dentro de sus competencias, sabrán leer y entender qué decisiones tomar en esta materia y para el traslado de estos costos a los s, en eso vamos a ser siempre absolutamente respetuosos.

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