'Vamos por un buen camino': Ricardo Roa asegura que no ha pensado en renunciar a Ecopetrol

La producción fue de 741.000 barriles de petróleo equivalente por día (bped), es la más alta para un primer trimestre en los últimos cinco años. Además, se tuvo una muy buena evacuación de esos crudos y de nuestros productos (1,11 millones de barriles de petróleo por día).

También aumentaron las cargas en las refinerías, esto hace que tengamos una mayor autonomía en la producción de gasolina y combustibles para el país. Hemos avanzado y seguimos mostrando una senda de crecimiento en estos elementos que conforman los segmentos de la actividad tradicional.

En cuanto a las filiales, ISA está aportando el 16 por ciento del ebitda al Grupo de Ecopetrol y Reficar sigue con unos muy buenos indicadores tanto en producción como en la carga de la refinería. Estamos prácticamente en capacidad de cargar los mismos volúmenes que estamos cargando históricamente en Barrancabermeja. 

Las condiciones que mantenemos son sobre criterios relacionados con la asignación de capex para nuestros proyectos, tener retornos en niveles de rentabilidad importantes y mantener en el mediano y largo plazo una estabilidad de los indicadores económicos. El Roace es de 11 por ciento, está dentro de la promesa de valor que le hicimos a los accionistas y al mercado en su momento.

En este tipo de compañías, por la naturaleza del negocio, aparecen elementos que impiden ver mejores resultados frente a cuando el barril de petróleo estuvo a 99 dólares o a cuando tuvimos una TRM (Tasa Representativa del Mercado) de 4.380 pesos. Estos aspectos hoy por hoy están afectando.

Además, antes no teníamos una reforma tributaria y la alta inflación que se ha tenido en los últimos tres años arrastra la estructura de costos. Todo esto hace que no podamos tener los mismos niveles de utilidades que habíamos observado, pero seguimos estando dentro de la promesa que le hemos hecho a los accionistas.

Tenemos un compromiso de distribuir entre un 40 y 60 por ciento de las utilidades y el año pasado entregamos un dividendo del 67 por ciento de las utilidades. Seguimos generándoles valor a los accionistas, producto de que hemos seguido teniendo unos excelentes resultados.

Hemos revisado la meta de producción debido a que el impacto del fenómeno de El Niño fue menor a lo esperado, no tuvimos un impacto en la producción de Rubiales y la parada de la planta en Cupiagua tuvo un menor efecto respecto a pérdidas de producción de gas natural.

Esto se suma a que en este momento estamos viendo una menor concentración del riesgo de bloqueos que sí nos afectó en el primer trimestre del año y perdimos 7.500 bped. Esto nos da mucha confianza en un pronóstico más favorable de producción.

Además, nuestros activos principales (Permian, CPO-09 y Caño Sur) mantienen unos niveles de producción importantes y por eso somos bastante optimistas al presentar una nueva meta de producción entre 730.000 y 735.000 bped. 
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Seguimos en cronograma y desarrollando nuestras inversiones con aliados como Oxy, Petrobras y Shell. Hemos decidido mirar todo esto como un gran clúster de oportunidades para madurar y desarrollar estos recursos prospectivos, algunos de los cuales ya son contingentes.

Para esto estamos acelerando al máximo la posibilidad de internar esa molécula de gas al sistema y con esto tendríamos unos tiempos mucho más cortos de lo que históricamente han sido desde que se hace el hallazgo hasta que se coloca la molécula en el mercado.

Estamos trabajando a marcha forzada para que no tome más allá del 2029 porque tenemos que garantizar la seguridad energética del país. En mayo iniciaremos la perforación del pozo Uchuva-2 y estamos esperando iniciar la perforación del pozo Komodo con Oxy a finales de este año.  

Creo que el ministro se refería a la posibilidad de poder habilitar la plataforma de Chuchupa para una eventual importación de Gas Natural Licuado (GNL). 

Ya estamos haciendo la ingeniería y esto tomará unos meses, pero la idea es habilitar un complemento a la posibilidad de importar gas desde Venezuela, aumentar la capacidad de Spec (planta de regasificación de Cartagena) y la microimportación de GNL por Buenaventura.

Todos estos proyectos están encaminados a garantizar el abastecimiento de gas natural en los próximos años porque hemos detectado un déficit entre el 2025 y 2029.

Hoy hay una restricción, pero en noviembre del 2022 Ecopetrol le solicitó a la Oficina para el Control de Activos Extranjeros de Estados Unidos (Ofac) una apertura de esas restricciones. 

Hemos venido teniendo acercamientos con el gobierno de Estados Unidos a través de la embajada norteamericana a efectos de suscitar una condición especial en la que Colombia requiere importar gas.

Estamos en permanente suministro de información con la Ofac sobre los requerimientos que nos han venido haciendo. Seguimos contestando las preguntas que nos han hecho y esperamos tener una respuesta muy pronto.

Esperamos que de aquí a comienzos del próximo año tengamos muchísimo más claro el panorama de esta eventual importación, qué cantidad sería y a través de qué mecanismo jurídico se haría, siempre esperando y confiando en que habría una flexibilidad de esa licencia. De no haberla, no vamos a importar gas desde Venezuela. 
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La cifra es muy preliminar, pero no es un monto desbordado frente a lo que representó la construcción de ese gasoducto, pues valió casi 490 millones de dólares. 

Lo que dictaminó la inspección visual física que se hizo es que sí hay un tramo de 1,1 kilómetros de tubo que está en mal estado, pero los elementos de control y regulación de las estaciones están en buenas condiciones.

Si se incorpora la estación de tratamiento de gas que se requiere para que el gas tenga la calidad que exige la normativa colombiana, estaríamos hablando de un presupuesto que puede rondar los 35 y 40 millones de dólares.

Hicimos un proceso de requerimiento de información al mercado hace tres meses y nos han ofertado proyectos en diversos niveles de desarrollo y de ejecución. 

Algunos tienen licencia, permiso de conexión, terrenos, consultas previas y equipos listos para construir, de modo que hay 1.600 megavatios en proyectos a partir de energías renovables no convencionales que están en el portafolio de evaluación del Grupo Ecopetrol.

Sí, en la propuesta de regulación que hay está la necesidad de que los que quieran desarrollar u optar por esas áreas de exploración y explotación del potencial eólico que hay en el Mar Caribe se alíen con una empresa nacional.

Nosotros somos una empresa del orden nacional que tenemos interés de contar con un aliado estratégico con experiencia y conocimiento en el desarrollo de este tipo de tecnologías. 

En nuestra matriz, esta es quizás una de las alternativas más costosas, pero también es muy importante el factor de planta que se lograría por el gran potencial que existe en el Mar Caribe.

Por ahora, nuestra atención está puesta en tierra firme donde también hay proyectos y unas muy buenas velocidades de vientos que nos permitirán unos menores costos de instalación de parques eólicos. 

El contrato con Oxy tiene unos tiempos y hay posibilidades de revisar cambios y también se podría expandir. Son elementos que estamos evaluando conjuntamente, pero por ahora no hemos pensado en salir de este negocio.

Es un activo altamente rentable, es uno de nuestros activos más limpios. Es fracking, pero es un fracking en unas condiciones distintas al que se desarrollaría eventualmente en Colombia, es un fracking cuyo nivel de emisiones de dióxido de carbono es bajo respecto del resto de activos que tenemos en el país.

Hay una gran cantidad de atributos importantes que tiene este activo, por lo que sigue siendo de valor para la disposición de reservas, para el ebitda y para la producción que tiene Ecopetrol. ​

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Seguimos evaluando permanentemente planes de desinvertir en activos que ya estén cumpliendo su ciclo y también para aumentar el índice de reposición de reservas con el fin de tener una reposición del 100 por ciento. 

Estamos evaluando todas las oportunidades que haya tanto internas como externas para poder seguir creciendo y desarrollando esta industria.

El acuerdo que firmamos con Parex Resources en el piedemonte norte le apunta a que en la exploración habrá una fuente de recursos importantes, que una vez madurados, se convertirán en reservas.

También el recobro mejorado es clave en nuestro portafolio y los activos maduros del Meta son fundamentales en ese sentido. Adicionalmente, todavía hay mucho por hacer en activos como Rubiales, Caño Sur, CPO-09 con recobro primario.

Esto nos permitirá manejar unos niveles de reemplazo de reservas bastante interesantes, pero siempre estaremos mirando otras opciones que le apuntan al crecimiento inorgánico.

Lo que estamos encontrando en costa afuera es muy similar a lo que tenemos en Cusiana y Cupiagua en materia de producción de gas natural. El offshore sigue siendo una apuesta muy grande y creemos que en el piedemonte llanero hay opciones bien interesantes.