Si el Gobierno hace la ronda para nueva búsqueda de petróleo y gas, Ecopetrol le apostaría: Ricardo Roa, en entrevista con SEMANA

SEMANA: ¿Cuáles son las razones por las cuales cayeron tan dramáticamente las utilidades y los ingresos de Ecopetrol en 2023?

Ricardo Roa (R. R.): Son tres fáciles de explicar. Primero, la caída del precio del crudo en el mercado del referente internacional: 17 dólares por barril menos que en 2022. Segundo, el impacto que arrastran los costos de la operación; de la inflación que en 2022 fue del 13,12 %, y tercero, la reforma tributaria que generó una mayor tasa, efectiva de tributación, al pasar de 31,4 % en 2022 al 36,6 % en el siguiente año.

SEMANA: Una de las grandes preocupaciones con los resultados son las reservas. Algunos exministros dicen que se inició una senda de caída, y las petroleras valen –en gran medida– por ellas. ¿Cuál es la situación?

R. R.: Arrancamos 2023 con 2.011 millones de barriles equivalentes de crudo, a diciembre de 2022. Terminamos con 1.883 millones de barriles equivalentes de petróleo, de lo cual, el 78 % de esas reservas son líquidos y el 22 % son gas natural.

Esto nos da una vida media de 7,7 años en líquidos y de 7,2 en gas, con lo que el promedio de todas las reservas globalizadas sería 7,6 años de vida. Hemos hecho esfuerzos en varios sentidos. Primero, una mayor producción que la planeada, en 10,22 millones de barriles adicionales respecto de la meta (2022) agota las reservas.

Por factores económicos y de inviabilidad con el precio, más la terminación del período regulatorio que tiene la maduración de esos proyectos de 5 años, desincorporamos reservas que venían en el balance de 2022, por 58 millones de barriles equivalentes de petróleo. Pero hicimos una incorporación en la mejora del recobro en el área del Meta, en los campos de Akacías, Castilla y Chichimene, por 93 millones de barriles. Y algo que no se puede ver en el IRR (Índice de Reposición de Reservas), en el corto plazo, porque solo consulta las reservas 1P (las probadas), son los recursos contingentes. Ahí avanzamos 546 millones de barriles equivalentes, es decir, un 24 % más que en 2022. Con esto vamos a poder ir madurando en el tiempo estas reservas. Antes, Ecopetrol se demoraba 12 años en madurar reservas, ahora estamos previendo 7 u 8 años a más tardar. En esa maduración y desarrollo de reservas que antes eran prospectivas y ahora se vuelven contingentes, sumado a las inversiones que le dediquemos a las mismas, vamos a poder incorporarlas al balance para dar un mensaje de estabilidad y tranquilidad al mercado.

Exploración con nuevos contratos, ¿sí o no?

SEMANA: El mensaje de política pública del Gobierno ha sido el de dejar de explorar. ¿Ecopetrol va a seguir haciéndolo? ¿Cree que valdría la pena seguir con nuevas exploraciones?

R. R.: La exploración es otro de los indicadores por los cuales decimos que tuvimos un excelente año de resultados. El descubrimiento de Glaucus 1, que confirma ese potencial de la costa Caribe, y de Orca Norte 1, el primer pozo a aguas profundas que Ecopetrol desarrolló solo, sin aliado alguno. Hemos seguido y vamos a continuar invirtiendo. Este año tenemos programado invertir unos 3.900 millones de dólares en la actividad exploratoria y de explotación de crudos, el negocio tradicional de hidrocarburos. Ahí la actividad se va a centrar en 15 pozos exploratorios, 360 pozos de desarrollo, y 250 mantenimientos en nuestros campos, con lo que esperamos tener una mayor producción y mejorar el recobro. Estamos colocando recursos importantes para este año, con el fin de mantener esta actividad exploratoria, en áreas y campos que tenemos asignados actualmente.

SEMANA: Pero, ¿pensarían en nuevos contratos?

R. R.: Si el Gobierno hace la ronda, como corresponde a la decisión que tomen la Agencia Nacional de Hidrocarburos y el Ministerio de Minas, pues le apostaremos a más búsqueda de crudos y de gas, para abastecer la creciente demanda nacional.

Así le fue a la empresa en producción

SEMANA: ¿Cómo le fue a la producción en 2023? Con esa reducción en el precio, ¿pensarían compensar en este año con más producción?

R. R.: En el cuarto trimestre del año estamos reportando una de las mayores producciones de toda la historia: 750.000 barriles equivalentes de petróleo al día. El promedio de todo el año (2023) fue de 737.000 barriles, equivalentes de petróleo/día. Se trata de uno de los mejores resultados que hemos tenido en los últimos ocho años.

El Permian hace un importante aporte de la producción del 9 % del total de la producción de Ecopetrol. Es un activo con alta rentabilidad, con unos niveles de producción importantes, sobre el cual se tienen algunas expectativas. La meta para este año es mantener los resultados en la producción. Por eso hemos establecido un plan de inversión, en los tres años siguientes, cercano a los 20 billones de dólares, y solo en este año, por 3.900 millones de dólares, para actividades de perforación, intervención a pozos, maduración de nuevos proyectos y también algo de viabilidad social y ambiental.

SEMANA: ¿El Permian tiene contrato hasta 2025?

R. R.: Sí, hasta ahí va la alianza. Obviamente, tiene unas cláusulas de continuidad o de permanencia que estamos evaluando para tomar decisiones.

Billonarias inversiones en el año del desplome de utilidades

SEMANA: ¿Cuál fue el comportamiento de las inversiones en 2023?

R. R.: Tuvimos el mayor nivel de ejecución del plan de inversiones, 97 % de lo previsto lo ejecutamos. Estamos hablando de 6.380 millones de dólares, algo cercano a los 27 billones de pesos, uno de los más altos niveles de ejecución en el plan de inversiones que ha tenido Ecopetrol en los últimos años.

SEMANA: ¿Cómo se compara el plan de inversiones de 2024, por 3.900 millones de dólares para actividades de perforación y otras, frente al de 2023?

R. R.: Es prácticamente el mismo. Para 2024 le estamos apostando a mantener las métricas que alcanzamos el año pasado. Queremos mantener todos los niveles históricos de ejecución al tiempo que nos permita avanzar hacia el desarrollo y maduración de los proyectos de la transición energética.

Ahí tenemos los proyectos de gas natural en el offshore; los proyectos de incorporación de nuevas reservas, y los proyectos asociados con descarbonización e incorporación de energías renovables en nuestra matriz energética.

Mucho afuera, ¿y la inversión ‘onshore’?

SEMANA: Gran parte de la inversión va para el Permian, otra para el ‘offshore’. Y quedan un poco más de 2.200 millones de dólares para el ‘onshore’. ¿Es suficiente para incorporar nuevas reservas y eliminar ese riesgo del que veníamos hablando y mantener la producción que venía creciendo?

R. R.: Es suficiente dentro de lo que hemos estado planeando. Primero, la destinación de esos recursos –que se acercan a los 4.000 millones de dólares–, son todos para actividad exploratoria y de explotación, para mejorar la maduración de nuevos proyectos, para la intervención de pozos, para la perforación y completamiento. Por eso estamos pensando en que, en esa incorporación de reservas, más recursos por 347 millones de dólares, que le hemos destinado a la actividad exploratoria en el offshore, vamos a poder ir madurando esos nuevos recursos que encontramos en el año anterior.

SEMANA: ¿Cuál es el plan de desinversiones que tiene Ecopetrol, incluidos activos de ISA?

R. R.: Hemos avanzado en evaluaciones. Por ejemplo, en línea con la hoja de ruta de la transición energética, mirar la posibilidad de desinvertir en activos que de pronto no son estratégicos. Pero todo está en evaluación y, en algunos casos, hacen parte de acuerdos de confidencialidad suscritos con las contrapartes, por lo cual no puedo revelar tanta información en detalle.

Sin desinversiones en el negocio tradicional de Ecopetrol

SEMANA: Según lo mencionado en materia de desinversiones, se podría pensar en temas de concesiones viales y en transmisión de comunicaciones...

R. R.: Son algunos de los que estamos evaluando. Unos todavía resultan estratégicos en el marco de la hoja de ruta que nos hemos trazado para 2020-2040. Pero desinversiones relacionadas, por ejemplo, con el negocio tradicional no estamos pensando. Y aquí hay unos criterios para cada evaluación e instancia de decisión. Algo que se conoce como criterio de disciplina de capital, que es el aspecto sobre el cual se enmarca la toma de decisión para hacer desinversiones y nuevas inversiones.

La plata para energías renovables

SEMANA: ¿Es cierto que van a iniciar compras de proyectos de energías renovables no convencionales en el país?

R. R.: Tenemos un gran portafolio en evaluación, proyectos fundados básicamente en energías renovables: eólicos y solares. El portafolio es de unos 1.600 megavatios de proyectos en evaluación que están en distintas etapas de avance. Algunos listos para construir, otros con licencia y con terrenos comprados. Otros con los equipos listos para instalarlos. Estamos haciendo los ejercicios y las evaluaciones económicas correspondientes.

SEMANA: ¿A cuánto podría ascender la inversión?

R. R.: La meta es que hacia 2025 tengamos 900 megavatios nuevos incorporados. La inversión va a depender justamente del nivel de riesgo, del estado en que se encuentra cada proyecto, si ya tiene licencias, si no las tiene, si tiene consultas previas, si tiene terrenos, si tiene equipos. Estamos hablando de proyectos que pueden estar costando entre 1 y 1,5 millones de dólares el megavatio instalado.

ISA en el camino

SEMANA: ¿Cómo va a ser el ingreso de Ecopetrol al negocio de generación de energía, pues no podrían hacerlo por tener el negocio de transmisión de ISA? ¿Cómo van a comercializar esa energía?

R. R.: Por Ley del Plan Nacional de Desarrollo, hoy están levantadas las restricciones que tenía ISA para desarrollar integradamente actividades del sector eléctrico. Ecopetrol, en su expectativa de crecimiento y de expansión, tiene pensado incorporar fuentes de energía limpias, renovables, dentro de los que está esa premisa y eso es a lo que le estamos apostando, a ser capaces de autoabastecer con energías limpias y económicas nuestros procesos. Más adelante, en la medida en que el mercado así lo requiera, poder tener a través de ISA la posibilidad de desarrollar estos proyectos de generación y electrificación en el país, que es uno de los apoyos para apalancar la transición energética.

SEMANA: Se comenta que el otro negocio al que van a entrar es al de transporte de gas, ¿es cierto?

R. R.: Allí sí hay una restricción desde la Ley 401, de creación de Ecogás, para que Ecopetrol ejerza esa función. Hay un proyecto de ley en trámite en el Congreso de la República que levantaría esa restricción y le permitiría a Ecopetrol la integración vertical también en el negocio de hidrocarburos. Lo que sí estamos evidenciando es, en el evento de madurarse esas reservas importantes que hemos encontrado en el offshore, tendríamos la necesidad de conectar ese gas con el sistema y con el mercado. Ahí hay posibilidad de transformar uno de estos poliductos en gasoductos. Si no mediara esa ley, habría que buscar aliados que se encarguen, bajo cualquier figura, de los esquemas que tradicionalmente existen para desarrollar estos activos y convertirlos, de poliductos a gasoductos, y quizá más adelante, de gasoductos a hidrogenoductos.

Avances con PDVSA

SEMANA: ¿En qué va la alianza que anunció el presidente Petro con PDVSA?

R. R.: Hemos avanzado en las conversaciones con PDVSA. En primer lugar, hay unos compromisos de revisión, y una inspección a la realidad mecánica e integridad del gasoducto. Lo segundo es que hay un contrato entre PDVSA y Ecopetrol desde 2007, con vigencia hasta 2027, para hacer esas transferencias de gas que van de 360 hasta 220 millones de pies cúbicos al día. El país necesita importar gas. Hoy está importando gas. Y a partir del primer mes del año entrante hemos encontrado un déficit en el balance de oferta-demanda que indica que hay que explorar esa y otras alternativas para poder garantizar la seguridad energética en el país.

SEMANA: ¿Hay algún riesgo de que las sanciones de Estados Unidos a Venezuela puedan afectar esa negociación de Colombia para el tema de PDVSA?

R. R.: Entiendo que hasta abril están levantadas las sanciones. Además, desde septiembre de 2022, Ecopetrol ha solicitado a la Ofac (Oficina de Control de Bienes Extranjeros) el levantamiento de esas restricciones. Aún estamos pendientes de la respuesta. Además, hay unos conceptos jurídicos según los cuales, tratándose de gas natural, esas restricciones no aplicarían. Finalmente, si no es directamente, podría hacerse a través de privados.

SEMANA: ¿Qué va a pasar este año con el dividendo de Ecopetrol, luego de la caída de las utilidades?

R. R.: Hemos anunciado ya una generación de dividendos por 312 pesos por acción. Lógicamente, no son los 593 pesos por acción del año anterior, pero siguen manteniendo esa relación de utilidades netas cercana al 67 %, y manteniendo ese nivel de compromiso y generación de dividendos a los accionistas.

Los líos de Roa

SEMANA: ¿Considera que la investigación que le adelanta el Consejo Nacional Electoral, la campaña del presidente Petro y las denuncias por un posible conflicto de interés suyo con una persona del sector pueden afectar su gestión al frente de Ecopetrol?

R. R.: Estoy mostrando que eso no es así. Aquí están los resultados, aquí estamos dedicados, consagrados 100 % a Ecopetrol. Ese es un tema al que no quiero referirme por recomendación de los mismos abogados, habiendo y mediando algunas investigaciones o indagaciones preliminares en los distintos órganos de control.

SEMANA: ¿Ha pasado algo con la orden que dio la junta directiva de Ecopetrol, de analizar posibles riesgos en casos puntuales en los que está usted involucrado?

R. R.: Sí. Ya hubo unos informes, unos reportes en el Comité de Auditoría, en la junta directiva, sobre los cuales no se estableció hallazgo de ningún elemento sobre el cual se pueda decir que el presidente de Ecopetrol se encuentra inmerso en inhabilidades o pleitos, o en algún conflicto de interés que le impida ejercer adecuadamente sus funciones.