Demoledor documento interno de Ecopetrol muestra las bondades del negocio que desechó la petrolera en Estados Unidos

En las últimas semanas, la atención sobre Ecopetrol ha estado puesta en un billonario negocio que tenía sobre la mesa en Estados Unidos. El pasado 19 de julio, la petrolera colombiana anunció que se encontraba adelantando conversaciones con Occidental Petroleum Corp. (Oxy) dirigidas a considerar la eventual adquisición de una participación sobre activos de CrownRock, en ese país.

Se trataba del 30% de esta compañía, cuyo socio mayoritario es precisamente la Oxy quien la había adquirido por más de 12.000 millones de dólares y estaba a la expectativa de la decisión de Ecopetrol.

La compra de ese porcentaje representaría para Ecopetrol una inversión cercana a los 3.600 millones de dólares, convirtiéndose en uno de los negocios más grandes de la petrolera colombiana, comparable con la adquisición, en su momento, de un poco más del 50% de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).

CrownRock opera en el Permian, una de las cuencas petroleras más importantes del mundo, y soporta su producción y las posibilidades de exploración en no convencionales, es decir, fracking.

Analistas como BTG Pactual habían identificado, con la poca información pública, la importancia del negocio para Ecopetrol en materia de reservas y producción. Sin embargo, muchas de sus cuentas quedaron cortas frente al análisis interno que hizo la misma Ecopetrol y que dejó en evidencia la importancia del negocio. En un documento denominado Proyecto Oslo y conocido por SEMANA, la empresa destaca las bondades del negocio, hechos que llevaron a recomendar a la Junta Directiva avanzar con el negocio.

“Teniendo en cuenta el impacto positivo del Proyecto Oslo para Ecopetrol, alcanzable en una ventana de tiempo en la que no se tiene ningún otro proyecto que ofrezca estos beneficios dentro del portafolio actual, en términos de incremento en reservas, producción, Ebitda, así como en otras métricas operativas y de sostenibilidad, junto con la viabilidad de financiar la adquisición vía endeudamiento adicional, se recomienda llevar a cabo la realización de este negocio”.

Sin embargo, a pesar de las bondades y los beneficios para la empresa, la propuesta fue declinada por la compañía colombiana, sin que hasta el momento se conozca una razón. Situación incluso que, como conoció SEMANA, dejó desconcertada a la Oxy que esperaba tener a Ecopetrol como socia en este negocio y que conoció su retiro en momentos en que estaba cerrando la operación por CrownRock.

Hace cinco años, la petrolera colombiana desembarcó en Estados Unidos con una inversión por 1.500 millones de dólares, en compañía de Oxy, para desarrollar campos en el Permian, que hoy se han convertido en uno de los principales pozos, permitiéndole mantener su producción ante la declinación de muchos de sus campos locales.

De hecho, hasta miembros de la junta directiva estuvieron de acuerdo con avanzar en el negocio por el 30% de CrownRock, pero sorpresivamente el pasado jueves 1 de agosto, en la madrugada, tras la reunión de la junta el 31 de julio, en información eventual ante la Superintendencia Financiera, Ecopetrol emitió un escueto comunicado: “En la sesión de la Junta Directiva del 31 de julio de 2024, luego de surtir el análisis y evaluación por parte de los órganos de administración de la Compañía, se adoptó la decisión de no adquirir la participación sobre los activos de la sociedad CrownRock de propiedad de Occidental Petroleum Corp.”, señaló en la comunicación. Aunque Ecopetrol no se ha pronunciado se habla de un poder de veto desde el Gobierno sobre la operación.

Las ventajas

A pesar de esta posición, internamente en la empresa la visión era otra. El documento privado de Ecopetrol sobre las posibilidades que arrojaba la compra de esa participación de CrownRock es demoledor y los argumentos contundentes.

Sin el Proyecto Oslo, el plan financiero de Ecopetrol proyecta una producción en 2025 de unos 736.000 barriles día. “Con Oslo, dice el documento, esa cifra se incrementaría en 65.000 barriles diarios”, lo que representa un incremento en la producción del 9%.

A su vez, sin el desarrollo de este nuevo proyecto se estiman reservas probadas (1P) por 1.743 millones de barriles equivalentes y un índice de reposición de 42% a 43%. “Con Oslo, esa cifra se incrementaría en 212 millones de barriles. El índice de reposición de reservas se ubicaría en 126% a 129%”, advierte el informe interno. Esto significa que, con la adquisición, las reservas 1P con corte a diciembre de 2024 tendrían un aumento de 9%.

En materia financiera, el Ebitda de 2025, dependiendo del escenario de precios, se estima entre 46 y 50 billones de pesos (con un precio del Brent de entre 73 y 79 dólares por barril). Según el estudio interno de Ecopetrol, el proyecto Oslo aumentaría el Ebitda entre 2,7 y 3,1 billones de pesos, es decir, un 6% de aumento.

Además, la utilidad neta, para 2025 se estima entre 9 y 12 billones de pesos, con un precio del Brent también en un rango entre 73 y 79 dólares por barril. Oslo impulsaría la utilidad neta entre 1,3 y 1,6 billones de pesos adicionales, esto representa un incremento de 14%.

Si la preocupación es en materia ambiental, el informe advierte que los activos de CrownRock tienen un bajo nivel de carbono intensidad “en comparación con el promedio de una muestra de 37 campos operados directamente por Ecopetrol en Colombia. La incorporación de Oslo permitiría reducir el índice de carbono intensidad de Ecopetrol”, señala el informe.

También advierte que respeto al Grupo Ecopetrol (no solo los campos operados directamente, sino sumados Hocol, las refinerías y Essentia), Oslo representaría un 2,5% del total de agua requerida para operar y 1,5% del total de gestión de efluentes.

Tras la negativa del negocio y, de acuerdo con los estimativos de la misma empresa, Ecopetrol pierde producción, reservas, ingresos, ebitda, utilidad y producción con muy bajas emisiones, entre otras cosas.

Según Felipe Bayón, expresidente de Ecopetrol, “esta es posiblemente la mejor oportunidad que tiene la compañía en su portafolio y que se generó gracias al negocio que hicimos hace 5 años en el Permian”. Además, destacó que es un portafolio que tiene una huella de carbono mucho menor que la nacional: con solo 8 kg de CO2 por barril, es casi el 90% más baja que el promedio del portafolio de Ecopetrol.

Ante las informaciones que se han conocido sobre el eventual apoyo de la junta al proyecto, Bayón se pregunta dónde queda el gobierno corporativo y se mostró preocupado por las implicaciones que pueda tener esta decisión en la credibilidad internacional de Ecopetrol.

El documento identifica la estrategia inicial de financiamiento de la transacción. Asegura que la adquisición se financiaría 100% con deuda, bajo un esquema diseñado en tres momentos: uno, la firma de carta de compromiso con las condiciones del crédito puente (Citigroup Global Markets Inc. y JP Morgan Chase Bank, N.A.), previo a la firma del acuerdo de inversión con Oxy; dos, desembolso de crédito puente de corto plazo a 2 años (previa autorización del Ministerio de Hacienda y Crédito Público), y tres, refinanciación con endeudamiento a largo plazo a nivel de Ecopetrol, Ecopetrol USA y/o filiales subsidiarias.

Al estimar el índice de deuda bruta sobre Ebitda, sin Oslo para 2024, llegaría a 2,07, mientras que con Oslo sería de 2,23. Para 2025, sin Oslo, alcanzaría 2,45 y con Oslo registraría 2,60, y para 2026 sin el proyecto subiría a 2,51 y con esta adquisición sería de 2,66, señala una gráfica del reporte.

“Con el objetivo de reducir el apalancamiento consolidado, se ha considerado evaluar algunas alternativas para liberar recursos y así disminuir el nivel de endeudamiento, una de las alternativas contempladas es la desinversión de negocios del Grupo Ecopetrol. Se recomienda continuar evaluando alternativas para contratar o reasignar deuda usando vehículos o segmentos con costos de financiamiento más eficientes en comparación con Ecopetrol, al tiempo que se evalúen instrumentos alternativos como deuda híbrida (instrumentos financieros con características de patrimonio y crédito) que distribuye la carga entre el pasivo y el patrimonio de la compañía”, señala el informe que avalaba la operación.

El documento también analizó la situación de caja de Ecopetrol y del grupo. La posición de liquidez de Ecopetrol a junio de 2024 la calificó el informe como “sólida” gracias a los pagos del Fondo de Estabilización de Precios (FEPC) de los Combustibles del primero y segundo trimestres de 2023 por 13 billones de pesos.

“Ecopetrol cierra así con 5 billones de pesos y el Grupo Ecopetrol con 16 billones de pesos, posición que permite asegurar la ejecución del plan de inversiones del 2024 y cerrar el año con una caja de 7,5 billones de pesos estimada para Ecopetrol y 17,2 billones de pesos para el Grupo Ecopetrol”, agrega el informe.

Sin embargo, esta proyección, advierte el informe, no tiene en cuenta incrementos en el ingreso al productor del diésel, por lo cual por cada incremento de +1.000 pesos/gal en el precio de venta al público del diésel se incrementa la caja de Ecopetrol en cerca de 2 billones de pesos en un espacio de 12 meses.

“En un escenario donde se cerrase el diferencial de precios del diésel (finales de 2024 o inicios de 2025), el nivel de caja a final de 2025 se ubicaría arriba del mínimo de caja de 2 billones de pesos para Ecopetrol, de tal manera que los excedentes de liquidez podrían destinarse a prepagos de deuda, el monto de estos excedentes es condicional a la magnitud de los incrementos y la velocidad de estos”, explica el informe y añade que entre más cercano sea el cierre de la brecha del FEPC, Ecopetrol contaría con recursos líquidos para atender anticipadamente los vencimientos de 2026, contribuyendo a mitigar el riesgo de refinanciación que las calificadoras han manifestado y que se incrementa con esta adquisición: los vencimientos pasarían de unos 2.400 millones de dólares a 6.000 millones de dólares.

¿Por qué Ecopetrol se negó a esta oportunidad? La empresa no se ha pronunciado ni se conoce el acta de la junta. Ha trascendido que al parecer hubo votación favorable a la compra, pero se hizo efectivo un poder de veto en la decisión. ¿Por qué? Por una parte, la posición ideológica del Gobierno del presidente Gustavo Petro que, de facto, ha decidido no avanzar en el fracking en el país. Ni siquiera les dio oportunidad a los pilotos programados e impulsó una ley para la prohibición de esta práctica de producción de hidrocarburos en el país que, aunque se hundió en la pasada legislatura, el Ministerio de Ambiente quiere presentar de nuevo la iniciativa, incluso recurriendo a la figura del mensaje de urgencia.

Y la segunda explicación de algunos analistas, habría sido la decisión en la priorización del efectivo en mano para distribuir a los accionistas sobre una importante fusión y adquisición, más en momentos de dificultades fiscales para el país.

Sin embargo, más allá de cualquier consideración económica o ideológica, queda en entredicho Ecopetrol. Por varias razones: por una parte, porque al no incorporar nuevas reservas, la empresa perdería valor, pues una petrolera vale, precisamente, por sus reservas que están en una compleja situación, ante la declinación de los campos locales.

Por otra parte, cierra la puerta a una solución de corto plazo ante el déficit de gas que se avecina en el país para los próximos años: el fracking en el país. Según Naturgas, en solo diez meses y contados a partir de la expedición de las licencias ambientales, Colombia podría solventar con éxito este déficit y atender la demanda.

Pero además se golpean dos activos fundamentales para la compañía: uno, el gobierno corporativo, en donde habría pesado más la posición del Gobierno que de la misma junta directiva y de la administración de la empresa, al menos, en su parte técnica que generó el documento.

Y el segundo, es que esto tendrá implicaciones en la credibilidad de Ecopetrol en el mercado y ante socios internacionales con los cuales Ecopetrol ha avanzado en negocios y desarrollos. Como le dijo un experto internacional a SEMANA, la negativa a la Oxy dejó “desconcertada” a la multinacional petrolera, con quien el acuerdo que está en desarrollo se vence en 2025, según BTG Pactual.