Una petrolera sin saldo rojo en plena crisis del crudo

Equión tuvo ingresos por US$449 millones en el 2015 y repartió US$ 190 millones en dividendos. 

Equión

Con la ampliación de las instalaciones de procesamiento de Floreña, en Yopal (Casanare), se aumentó la producción.

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mayo 01 de 2016 - 03:08 p.m.
2016-05-01

Mientras que la mayoría de empresas ligadas con el petróleo en el país saltan matorrales para sobrevivir en medio de la crisis de bajos precios internacionales, la firma Equión Energy –junto con su filial Santiago Oil Company–, cuya mayor operación se centra en gas, acaba de presentar su balance del 2015 que contrasta con sus cifras positivas.

Aunque los ingresos por 449 millones de dólares (casi 1,3 billones de hoy) fueron ostensiblemente menores frente a 3,1 billones de pesos que reportó al final del 2014 ante la Superintendencia de Sociedades, el Ebitda (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) fue de 330 millones, de dólares y entregó dividendos por 190 millones de dólares a sus dos propietarios (Ecopetrol tiene el 51% y Repsol el 49%).

La presidenta de esta compañía, María Victoria Riaño, cuenta cómo lo hicieron.

¿Qué representa esto con relación al 2014?

Es difícil comparar un número con el otro, porque el precio del petróleo bajó. Lo que sí medimos son volúmenes, y el volumen de producción entre un año y otro creció casi un 15%, aunque multiplicado por el precio representa una baja de ingresos.

¿Cuál fue su estrategia?


Estos resultados vienen de muchas eficiencias y alternativas, tanto en el portafolio como en ahorros de costos. Mucho de lo que pudimos recoger tuvo que ver con lo que habían aprobado (los accionistas), pero pudimos sacarlo a tiempo, con ahorros en costos y ampliando la capacidad de procesamiento. Se trabajó de la mano con los contratistas buscando eficiencias por todas partes, no solo disminuyendo tarifas en los contratos, sino discutiendo cómo poníamos los requerimientos de los contratos de forma exacta.

¿Hubo una negociación?


En los contratos siempre tenemos que buscar las opciones y acá lo hicimos. Con algunos llegamos a eficiencias importantes y con otros no, porque tienen diferentes estructuras.

Ajustar a todas las operadoras no es fácil, porque usted puede ajustar su operación pero si toda la cadena no lo hace, los resultados no se dan. El precio se venía desplomando desde enero del 2015 y alcanzamos a acoplar la cadena casi un año y medio después, lo cual es difícil cuando se tiene un negocio que pagaba a 100 dólares el barril y luego estaba a 50.

¿Cómo obtener un ebitda de 25 dólares por barril con precios que bajaron hasta los 29 dólares?

Ya veníamos trabajando con distintas alternativas de mejoramiento, y cuando se dio la bajada de precios lo que pudimos hacer mejor fue coordinarnos con toda la cadena. La crisis nos tomó muy bien parados.

Dicen que superaron los compromisos con los inversionistas, ¿cuáles?

Al hacer la proyección del 2015, la caja prácticamente era de cero o negativa, y sacamos oportunidades para modificar ese panorama hasta los 139 millones de dólares.

¿Cómo generan más caja?

Esta caja viene generada por mayor producción, más barriles entregados, ahorros en costos y en solo utilizar los equipos absolutamente necesarios; en ver cómo transportábamos, cómo podíamos ser más eficientes en la estructura de costos e inversión.

¿Los afecta el plan de recorte de Ecopetrol?


En principio, no. Los proyectos que manejamos son de largo plazo, vienen con una dinámica de aprobación y los planes de inversión que teníamos con nuestro asociado Ecopetrol ya los veníamos ejecutando. Seguimos con esos planes porque nuestros pozos son de seis a ocho meses, tanto los de tipo exploratorio en el bloque Niscota, como los de desarrollo que ya venían.

¿Qué planes de inversión tienen?

Nuestro plan de inversión este año puede estar por los 49 millones de dólares, pero como somos operadores, llegaría a 150 millones de dólares.

¿En qué se concentrarán?

El plan de desarrollo se concentrará en tres pozos de desarrollo que estamos ejecutando en el campo Floreña, en el pozo exploratorio Payero, en Niscota y en unas líneas de flujo para conectar los campos.

¿Han frenado trabajos de sísmica o exploración?

Desde hace tiempos tenemos frenada la sísmica, aunque por temas sociales. Pero sí tenemos inversión en exploración, en el pozo Payero, que tiene asignados casi 50 millones de dólares.

¿Con estos proyectos qué sostenibilidad adquieren en el tiempo?

Podemos estar generando unos 35.000 barriles/día, que en términos brutos pueden ser 112.000 barriles/día equivalentes. Esa base hay que mantenerla y por eso invertimos.
Además, existen nuevas opciones de yacimientos que podemos descubrir para agregar reservas.

¿Hasta cuándo les alcanzan las reservas?

Ese volumen podría estar a unos 3 años más.

¿No es muy poco?

Sí, lo que pasa es que las licencias pasan a Ecopetrol y ahí empieza la declinación de la base. Estos campos seguirán produciendo un poco menos hasta el final del tiempo útil, que puede ser hacia el 2026.

¿Cómo asegurar la vida de la empresa más allá?

Mirando potencial que tenemos en el piedemonte llanero, donde operamos. Toda esa área tiene una gran prospectividad y hemos analizado cómo podemos avanzar; esperar que nos vaya muy bien en Niscota y analizando el potencial de las facilidades en el proceso de gas, con el fin de sacarle valor.

¿Sobre qué precio del dólar y del crudo presupuestaron el 2016?

Hay escenarios por debajo de 30 dólares el barril con dólar arriba de 3.500 pesos; otro medio, entre los 30 y 40 dólares por barril y tasa de cambio entre los 3.000 y 3.600 pesos, y el mejor escenario pueden ser de 50 dólares el barril con una tasa de 2.800 pesos.

¿En el escenario medio cuáles serían los ingresos?


Serían unos ingresos netos de 320 millones de dólares.

@nesperiodista