La operación de Ecopetrol con la empresa estadounidense OXY en la cuenca del Permian, en Texas, se presenta como un gran logro empresarial. Sin embargo, los reportes financieros muestran una rentabilidad en descenso, una deuda creciente y una distribución desigual del negocio. La compañía colombiana asume la mayor parte de los costos y del riesgo, pero recibe menos beneficios.
Por: Andrés Gómez *
El debate sobre el futuro fósil parece no pasar por un análisis objetivo de la realidad nacional y global; en cambio, procura favorecer la narrativa de los sectores directamente beneficiados por una actividad, que cada vez más costosa en términos ambientales y sociales. El caso del contrato de asociación de Ecopetrol con la empresa OXY en la cuenca del Pérmico (Permian en inglés) en Estados Unidos, ha reabierto este debate. Mientras el actual gobierno avanza en la construcción de un camino ordenado que permita al país salir de la dependencia económica de los combustibles fósiles, un bien común del que ya nos queda muy poco (ver análisis), los gremios insisten en que estamos ante el mejor negocio de la historia de la empresa, y que debería ser un modelo a seguir en el país. Esta posición se contradice con el análisis de los reportes ante la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés) de Ecopetrol, hecho por Juan Gonzalo Castaño, Ingeniero de Petróleos, y ex funcionario de Ecopetrol, con más de 30 años de experiencia en exploración y producción, y publicado el Consejo Permanente para la Transición Energética Justa. El informe concluye que la rentabilidad de la operación es baja, los costos ocultos son altos y la sostenibilidad del proyecto está comprometida.
Uno de los argumentos repetidos por los defensores del negocio del fracking en el Permian es que el costo de extracción por barril ronda los US$ 5, frente a los US$ 12 en Colombia, y que el negocio aporta unas ganancias anuales antes de impuestos cercanas a los 1.000 millones de dólares. También el de la producción de 115.000 barriles equivalentes diarios que, sin embargo, no advierte que el petróleo y gas no tienen el mismo valor. Aunque la industria los suma y considera como "barriles equivalentes", en la práctica el gas fósil del Permian vale tan poco comparado con el petróleo, que incluso llega a tener precios negativos (se debe pagar por deshacerse de él). Los informes a la SEC muestran, además, cifras no consideradas: entre 2023 y 2024 la producción aumentó 41%, pero el margen de ganancia por barril equivalente se redujo casi a la mitad (pasó de US$ 9,8 a US$ 5,2), y el retorno descendió del 12,2 % al 6,3 %; también que el pago inicial que hizo Ecopetrol por 750 millones de dólares en 2019, los 750 millones en inversiones de capital (CAPEX), o los pasivos acumulados por 977 millones de dólares. En esta sociedad, Ecopetrol aportó el 88,25% de las inversiones por el 49% de la producción, mientras que OXY solo el 11,75% por el 51% de la producción.
Si comparamos este negocio con uno típico petrolero como la transformación de hidrocarburos en las refinerías, los márgenes brutos fueron de Ecopetrol fueron de US$ 10,3 por barril en Barrancabermeja y US$ 9,4 en Cartagena, sin asumir ningún tipo de riesgo. Es decir que, traer crudo a sus instalaciones y transformarlo en derivados como gasolina, diésel y otros, prácticamente doblan los retornos del Permian sin asumir los riesgos de la extracción mediante fracking en Texas. El apoyo de los sectores pro-fracking, reflejado en una carta pública reciente a la que adhieren personas que incluso estuvieron directamente implicadas en la firma de este dudoso negocio, se sustenta en un supuesto margen EBITDA del 76% y una posición “privilegiada” en “una de las cuencas más rentables del mundo”. En contraste, el retorno que se evidencia sobre el capital (ROE) del negocio en 2024 fue de apenas 6,2 %, inferior incluso a la tasa de interés promedio de Colombia ese año (alrededor de un 11 %) y la deuda de la empresa se multiplicó por cinco en dos años, alcanzando USD 1.000 millones. En síntesis, mientras las utilidades se reducen para Ecopetrol, las obligaciones financieras crecen, una ecuación cada vez más difícil de sostener.
La línea narrativa que hoy predomina en los medios, promovida desde el gremio fósil, pasa por alto factores estructurales alrededor de la corta vida de estos yacimientos, el alto costo de reposición de pozos que declinan casi totalmente en los primero 3 años, y los impactos ambientales y sociales, omitidos incluso como “externalidades” en el supuesto negocio del fracking (uso intensivo de agua, contaminación severa, baja tasa de retorno energética, afectaciones graves a la salud, emisión de metano, conflictos territoriales, entre muchos otros). Las dificultades financieras por las que hoy atraviesa Ecopetrol no se relacionan con las decisiones del gobierno actual, son reflejo de una condición geológica inexorable en nuestro país, por la que no encontramos más petróleo económicamente viable (el costo por barril descubierto entre 2014 y 2022 es casi 3 veces el del promedio global), y de un cúmulo de decisiones poco acertadas que, en el “mejor” de los casos, benefician intereses particulares y no el bien común nacional, como el caso de análisis. Con márgenes estrechos, rápida declinación de pozos y una producción cada vez más dominada por un el gas fósil, este negocio se aleja del perfil de inversión segura y sostenible que una empresa pública petrolera hoy debería privilegiar.
*Coordinador para Latinoamérica de la iniciativa del Tratado de No Proliferación de Combustibles Fósiles, parte de la Alianza Colombia Libre de Fracking, de la Asamblea de Censat Agua Viva, y vicepresidente del acueducto comunitario ADEC de la vereda Cascajo (Marinilla, Antioquia)
