‘Meta del millón de barriles diarios no es una ilusión’

El líder de la mayor productora de petróleo de Colombia, Javier Gutiérrez Pemberthy, explicó la manera como la firma planea llegar a su objetivo de producción para el 2015. El presidente de Ecopetrol habló de los rumores sobre su salida de la empresa.

Para el presidente de Ecopetrol los problemas de orden público son coyunturales.

Archivo particular

Para el presidente de Ecopetrol los problemas de orden público son coyunturales.

Finanzas
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septiembre 02 de 2014 - 02:10 a.m.
2014-09-02

Ecopetrol, la compañía más grande del país, es también una de las empresas más castigadas por el mercado de valores.

En lo corrido del año, la acción de la petrolera se ha desvalorizado en 9,08 por ciento. Los analistas explican este comportamiento por el bajo éxito registrado este año por la empresa en su campaña exploratoria y los atentados registrados en contra de la infraestructura de transporte de crudo. Pero también aseguran que a la entidad de mayoría estatal le han costado los rumores relacionados con cambios en la dirección de la misma.

Para el presidente de la compañía, Javier Gutiérrez Pemberthy, es claro que todos estos factores han influido en la acción. Pero confía en que, con los planes que se tienen para los próximos meses, Ecopetrol alcance su meta de producción del millón de barriles en el 2015 y mejore su tasa de éxito exploratorio.

El mercado accionario llegó a su máximo en Colombia después de octubre, pero el gran contraste es Ecopetrol ¿Cuál es la explicación?

Como administración no tenemos una explicación porque los precios de las acciones responden a lo que percibe el mercado. Lo que dicen los analistas es que tiene que ver con factores fundamentales del negocio: el hecho de que se haya disminuido la producción genera en el mercado la pregunta de si la empresa puede cumplir con las metas propuestas.

El segundo tema tiene que ver con la vida media de las reservas de Ecopetrol, que es de 8,1 años. Esto, en otras compañías del sector puede estar entre 10 y 14 años. A pesar de estos cuestionamientos, en los últimos años las reservas de Ecopetrol han logrado crecer más del 70 por ciento: se ha pasado de cifras de 1.135 a 1.972 millones de barriles de reservas 1P (probadas).

Pero en ese tema la mayor preocupación está en el éxito exploratorio…

Hay una preocupación asociada a cómo Ecopetrol va a agregar reservas en el futuro y eso tiene que estar asociado con los resultados exploratorios. Es claro que para los próximos años nuestras principales fuentes de reservas vendrán de los mismos campos en los que hoy tenemos producción: son 50 mil millones de barriles de aceite original en los campos (el volumen que está en los yacimientos).

El promedio que tenemos de recuperación es de 18 por ciento y lo que esperamos con nuestros planes de recobro es llegar a 30 o 33 por ciento.

¿Y esto por qué es importante?

Significa que solamente aumentar en un 1 por ciento los planes de recobro representa 500 millones de barriles, que es una cuarta parte de las reservas que tenemos para los próximos años.

Tal como ha pasado en los últimos años, esperamos cumplir con la meta de reservas y que el volumen de las que agreguemos esté por encima de lo que consumamos en producción.

¿Cómo van en la búsqueda de nuevas reservas?

El año pasado, en diciembre, hicimos el anuncio de dos descubrimientos. No son un Caño Limón, no son Cusiana, pero son los dos más grandes que se han hecho en los últimos años, que son Caño Sur, que tuvo una declaración inicial para comercialidad de 22,4 millones de barriles, y Akacías, en el bloque CPO9, que tuvo una declaración inicial de comercialidad de 32,4 millones de barriles.

Pero en el primer semestre los resultados no fueron los mejores...

Es cierto que cuando hicimos la revelación de resultados del primer semestre, a la gente le preocupó que tuviéramos pozos secos. Perforamos 13 pozos en el primer semestre de los cuales tenemos un descubrimiento en Tibirita que es en Caño Sur oeste, tenemos dos pozos que en este momento están en evaluación, tenemos un descubrimiento en el Golfo de México, con Ecopetrol América, y el resto son pozos secos.

Pero hay que aclarar que algunos de estos estaban orientados a probar nuevas ideas que implicaban mayores factores de riesgo y que de todas maneras nos dejan lecciones importantes en torno a cómo continuar con la campaña.

¿Eso quiere decir que pueden mejorar la tasa de éxito en lo que resta del año?

Sí. Pero también hay que decir que la actividad del primer semestre corresponde casi a la tercera parte de nuestra campaña. Para lo que resta del año vamos a perforar por el orden de 21 pozos, tanto por parte de Ecopetrol, como de Hocol, como de Ecopetrol Américas. Esperamos realmente que podamos volver a las tasas de éxito que hemos tenido anteriormente, que están alrededor de 3 o 4 pozos con presencia de crudo por cada 10 pozos perforados.

Pero los fundamentales no son lo único que preocupa a los inversionistas...

Si se miran fríamente los indicadores de Ecopetrol, el crecimiento de producción, los márgenes operacionales, márgenes Ebitda y otros, nos comparamos muy favorablemente con el resto de las compañías, estamos entre los primeros lugares.

Claramente, hay otros factores que se mencionan, que están asociados a la incertidumbre sobre si se van a vender o no más acciones de Ecopetrol por medio de capitalización, o por parte del Gobierno, cada que esto se dice, afecta la acción. También está la situación de Star y Rubiales, algunos analistas lo mencionan y otros no le dan tanta importancia. El otro tema que se menciona es que si cambia o no cambia la administración. Son situaciones que afectan el precio de la acción, pero creo que en esencia las mayores incertidumbres que se generan están en términos de producción y ahí estamos trabajando fuerte.

La compañía en el 2010 tenía una mega (meta grande y ambiciosa) de producción tanto para 2015 como para 2020. ¿Esas megas se van a cumplir o es claro que no?

Nosotros seguimos con la expectativa de llegar al millón de barriles, y es más que una expectativa, pues alguien pudiera decir que se trata de ilusiones. Voy a plantear unas cifras muy concretas: hoy, Ecopetrol está alrededor de los 800 mil barriles, las apuestas para alcanzar la meta son concretas.

Está el caso de Castilla, donde la meta es pasar de los 120 mil barriles a los 200 mil barriles; en el caso de Chichimene, la meta es pasar del orden de 70 mil barriles al orden de 100 mil barriles; los nuevos descubrimientos que son Caño Sur, con 25 mil barriles, Akacías, que son 50 mil barriles, en donde tenemos una participación.

Solamente en estos proyectos tenemos cerca de 170 mil barriles, sumados a los 800 mil barriles, ya son 970 mil, más otras iniciativas que tenemos que terminar el próximo año. Estas son las cifras concretas para llegar al millón.

Es decir que ya tienen cómo cumplir la meta…

Lógicamente implica terminar de hacer las facilidades (infraestructura), las campañas de perforación, pero claramente el crudo está ahí, los proyectos están. Deberíamos haber podido desarrollar esto un poco más aceleradamente, pero hemos tenido problemas por el entorno y por otras condiciones, pero nosotros todavía vemos factible poder completar los desarrollos que nos permitan estar sobre estas cifras de producción el próximo año.

¿Y cómo va la ruta para el 2020?

Está en construcción. En la meta para 2020 ya hay que contar con los resultados de exploración y ahí vemos tres grandes cosas. Están las áreas tradicionales onshore (continentales), donde tenemos el área de los Llanos que sigue planteando perspectivas interesantes; hay áreas como Putumayo-Caguán, con posibilidades interesantes, pero todavía con condiciones difíciles de orden público, y el Valle inferior de Magdalena.

También hay algo que se está anticipando, que es el offshore (costa afuera) colombiano, y la tercera parte es la de los no convencionales. Aquí ya llegaron prácticamente todas las compañías grandes. Está el recurso, pero toca desarrollarlo.

¿Y de sus operaciones en el extranjero?

A nivel internacional, lo principal nuestro está en el offshore en el Golfo de México, también hay opciones algunos bloques en Brasil y Perú, que son más pequeños. Como se ve, hay un portafolio que cada vez se enriquece más, de esto deben salir los recursos contingentes que nos permitan seguir avanzando hacia la meta del 2020: 1.300.000 barriles.

Los problemas de orden público, ¿los ven como un obstáculo a largo plazo para los planes de la empresa?

La vemos más como una situación coyuntural. En años anteriores fuimos capaces de desarrollar nuestros planes de producción, a pesar de que los problemas de orden público, que afectaban por el orden de los 8 o 9 mil barriles. Este año, los atentados a la infraestructura de transporte afectaron el campo Caño Limón, el crudo que viene por el oleoducto bicentenario y también tuvimos problemas en Putumayo.

Pero el mayor problema fue que este año hubo un periodo largo en el que no pudimos recuperar la infraestructura y ponerla en operación. Esto ha llevado a que por efecto de los atentados, la producción se haya visto afectada en unos 27 mil barriles.

El hecho de que la afectación de los atentados se haya concentrado en un largo periodo nos causa un impacto muy fuerte. Por fortuna, hay una mejor tendencia en los niveles de producción.

¿Qué responde cuando surgen rumores de cambio en la administración de Ecopetrol?

Lo que uno hace es levantarse todos los días y hacer la tarea. Esto (los rumores) no se ha presentado una vez, se han dado varias veces. Finalmente, es una decisión de la junta directiva, así que estoy muy pendiente es de lo que diga la junta.

¿Y qué ha dicho?

Por ahora, la junta directiva no ha dicho.

QUINCE PROYECTOS DE RECOBRO SECUNDARIO Y TERCIARIO 

Con nuevos sistemas de recuperación, la empresa espera extraer más barriles.

Ante la incertidumbre con respecto al proyecto de recuperación secundaria Star, aplicado en campo Quifa, el presidente de Ecopetrol aseguró que este no es el único proyecto de recuperación secundaria y terciaria que tiene la compañía.

“Realmente son muchas tecnologías. Inicialmente, cuando se está en la primera fase de la explotación se habla de un recobro primario, que se hace mediante la perforación y el empuje de la fuerza natural del yacimiento; después tenemos los métodos de recobro secundario, que implica básicamente la inyección de agua o gas, o los dos, y de recuperación terciaria”, explicó Gutiérrez Pemberthy.

El ejecutivo aseguró que la firma adelanta en este momento unos quince pilotos, algunos de los cuales ya están en operación.

Destacó que una de las experiencias exitosas en recuperación secundaria se dio en el campo de La Cira Infantas, en el que se pasó de una producción de 5.000 barriles, en el 2005, a 40.000 barriles, en la actualidad.

La petrolera también tiene un proyecto con Oxy, en campo Casabe, de recobro secundario, allí se tiene una producción de más de 20 mil barriles.

En recuperación terciaria, que usa la tecnología de la inyección de vapor y de combustión in situ, también hay proyectos.

“Recientemente firmamos con Oxy un proyecto de recuperación con inyección de vapor, que es una tecnología bastante conocida, en los campos de Teca y Cocorná, en el Magdalena Medio, que son campos de crudo pesado; también vamos a trabajar con inyección de vapor en Caño Sur y desarrollamos el proyecto de combustión in situ en campo Quifa, donde terminamos el piloto con Pacific Rubiales”, señaló el presidente de la compañía.

La firma también tiene el Huila un proyecto de incremento del factor de recobro con polímeros.

LECCIONES DE REFICAR PARA BARRANCABERMEJA 

De acuerdo con Gutiérrez Pemberthy, los retrasos y sobrecostos que se presentaron en el proyecto de ampliación de la refinería de Cartagena dejan lecciones aprendidas para Barrancabermeja.

“El presupuesto del proyecto está por el orden de los 6.467 millones de dólares y nos mantenemos ahí, pero hay factores de riesgo, indudablemente. Sin embargo, en ese sentido hay que anotar que el proyecto presenta un avance global del 95 por ciento y la construcción en 87 por ciento; ya se han recibido doce unidades”, explicó.

No obstante, admitió que la tasa de recobro de este proyecto será inferior.

Ricardo Ávila

Director de Portafolio