Fue Felipe Bayon como presidente de Ecopetrol quien en el 2019 firmó la alianza estratégica o joint venture con Occidental Petroleum (Oxy) para extraer petróleo mediante fracking en la cuenca Permian en el estado de Texas. Por parte de la petrolera gringa quien estampó la firma fue su veterana CEO, Vicki Hollub.
Se trata de la reserva de petróleo más grande de Estados Unidos y una de las mayores del planeta -220.000 kilómetros cuadrados entre Texas y Nuevo México- y la operación allí significó para Ecopetrol el 9 % de su producción total del año pasado.
Las demás cifras que presento el presidente Ricardo Roa a los accionistas en Corferias el 22 de marzo no dan para celebrar. Desplome de 42,8 % de la utilidad neta a $19,1 billones, caída de la utilidad por acción de $593 a $312. De cada 100 barriles explotados, apenas se repusieron 48. Y lo que es más grave, las reservas que ya no alcanzarán para 8,2 años sino para 7,6.
La mano de Permian
Ecopetrol produjo 737.000 barriles diarios de petróleo equivalente en 2023. De ese total, la asociación con Oxy en Permian, en la que tiene el 49 %, contribuyó con 66.330. El desempeño del proyecto de fracking en Texas fue notable: logró picos de 100.000 por día en mayo y 150.000 de petróleo equivalente -antes de regalías- finalizando el año. El promedio fue de 89.000.
Se comprueba así por qué Oxy fue una elección incuestionada. Es un jugador de peso en esa zona petrolífera, donde están algunos de los pozos de mayor rendimiento. Allí tiene 1,5 millones de acres (6.070 kilómetros cuadrados) entre yacimientos convencionales y no convencionales (los de fracking).
Hoy mantiene su posición de liderazgo en Permian. La cuenca produjo el 40 % de todo de crudo de Estados Unidos que por sexto año consecutivo fue el primer productor mundial con un promedio de 12,9 millones de barriles por día. Oxy participa con el 9 %.
Las lecciones de las crisis fueron bien aprendidas, y si los sauditas encabezados por el entonces ministro de Petróleo Ali Al Naimi manejaron los precios para sacar del mercado a los productores gringos de shale oil en 2015, hoy la situación es a otro precio. Porque si al principio necesitaban 80 dólares para producir un barril de petróleo, pagar regalías y tener utilidad, ahora solo se requieren unos 40. El caso de Oxy es excepcional: ¡6,25 dólares!
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Oxy-Ecopetrol, un exitoso matrimonio
El desarrollo de Oxy-Ecopetrol ha sido de crecimiento sostenido. En noviembre de 2019 empezó con 400 barriles. Desde entonces ha ido en ascenso con la perforación de 250 pozos en las subcuencas Midland y Delaware. Las expectativas se quedaron cortas cuando el año pasado se superaron los 100.000 barriles, porque se esperaban 95.000 en 2027.
Los beneficios han sido de doble vía. Ecopetrol ha sumado 164 millones de barriles, el 11% de sus reservas probadas, y ha sido clave en los resultados de la petrolera. Para Oxy fue un respiro entre las deudas por USD 35.000 millones que la estaban ahogando por la compra de su rival Anadarko, pudo aguantar la guerra del shale de Vladimir Putin y Estados Unidos que desfondó los precios a USD 20 en el 2020, y la pandemia.
La socia gringa de regreso a Colombia
Oxy es conocida en Colombia desde que descubrió el primer gran pozo de petróleo en el país en 1983. El mítico Caño Limón que devolvió la independencia energética. Tras vender su participación en tierra a Carlyle Group en 2020, regresó a Colombia en mayo de 2022, esta vez con un proyecto en aguas profundas en el Caribe. Su subsidiaria Anadarko suscribió un acuerdo de exploración conjunta de hidrocarburos en cuatro bloques que se encuentran a 150 kilómetros de la línea costera de los departamentos de Atlántico, Magdalena, y La Guajira, y en el que Ecopetrol tiene el 40 % de los derechos de exploración y producción.
En Estados Unidos el proyecto de fracking de Colombia sigue marchando. Ecopetrol estableció una nueva empresa comercial en Houston, a través de su subsidiaria Ecopetrol USA Inc. El contrato con Oxy termina el año entrante y aún no hay claridad sobre su futuro.
La controversia que llega candente a la asamblea de accionistas pone en un lado de la balanza los propósitos ambientales del presidente Petro y en el otro la salud de las finanzas de la empresa y su impacto sobre las del país. La decisión de no firmar nuevos contratos de exploración y explotación de hidrocarburos está pesando sobre lo que sucederá en un futuro cercano sobre las transferencias que deberá hacer al gobierno y la rentabilidad de su operación. Muchos países productores abocados a dilemas similares ya han tomado el camino de la producción mientras hay una sólida demanda por petróleo y gas.
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Los nueve que deciden
En esa asamblea se elegieron los nueve miembros de la junta directiva para el periodo 2024-2025, que es clave en momento de grandes decisiones. Allí tienen asiento los cuatro postulados por el gobierno: Angela María Robledo, fórmula ex vicepresidencial de Gustavo Petro en 2018, Liliana Tatiana Roa, viceministra de Medio Ambiente declarada antifracking, Edwin Palma Egea, viceministro de Relaciones Laborales e Inspección y conocedor de la empresa en su condición de expresidente de la USO, y Guillermo García Realpe, senador Liberal. Con excepción del líder sindical de la USO, los postulados por el presidente tienen en común el desconocimiento del tema petrolero.
Álvaro Torres Macías, entra a la junta por su cercanía con el presidente de la empresa en representación de los departamentos productores; Juan José Echavarría, ex gerente del Banco de la República y miembro de junta anterior, propuesto por los accionistas minoritarios, entre los que pesan los fondos de pensiones. También repetrn Mónica de Greiff, Gonzalo Hernández y Luis Alberto Zuleta.
La junta directiva tendrá en sus manos el porvenir de la que hoy es la quinta empresa de América Latina, que ahora no luce atractiva para la inversión y parece marchitarse el negocio petrolero. Prorrogar o no la operación en Permian es una de esas determinaciones. El balance 2023 ha dado fuertes señales de su conveniencia, al menos en términos económicos.
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