Cuatro razones que hacen más probable el cierre de pozos de Ecopetrol

Expertos consultados mencionan cuatro razones principales que hacen que el precio del petróleo al que ya no es rentable para Ecopetrol sacar crudo, haya subido en los últimos dos años. Ese hecho lleva a que se deban cerrar más campos en circunstancias como las actuales, de caída del valor del crudo.

El viernes pasado, el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa, dijo que ya se evaluaba qué campos cerrar para evitar pérdidas, con precios alrededor de 64 dólares por barril, que hasta no hace mucho no hacían pensar en esa alternativa.

Pero, en la actualidad se llega a esa posibilidad en un nivel relativamente alto, pues entre el 2022 y el 2024 subió en 58 por ciento el precio de equilibrio en el que deja de ser rentable sacar petróleo en el promedio de los campos de Ecopetrol, al pasar en estos dos últimos años de 31 a 49 dólares por barril.

Según Oscar Ferney Rincón, director ejecutivo de la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet), "en general, los factores que más afectan los costos de producción son los costos fijos asociados a mantenimiento y personal, los costos variables asociados a la energía, tratamientos de fluidos, especialmente agua, y mantenimiento de pozos, además de los impactos del entorno".

1. Costos operacionales

De acuerdo con la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol) hay un incremento sostenido en los costos operacionales unitarios, incluyendo el costo de levantamiento, que es el valor invertido para sacar cada barril, que aumentó un 18,5 por ciento en 2023 (de 9,21 dólares por barril en 2022 a 10,91 dólares en 2023), y continuó subiendo 14,5 por ciento en 2024, hasta llegar a 12,49 dólares por barril.

Según Campetrol, los principales impulsores de este aumento acumulado fueron la inflación, que impactó tarifas de energía, servicios, tratamiento químico, mantenimiento y contratos en general. Así como mayores niveles de producción, mayor procesamiento de agua, más intervenciones a pozos y actividades de mantenimiento preventivo y correctivo, que incrementaron los costos.

Al respecto, el ingeniero Alejandro Ospina, presidente de la Unión de Trabajadores de la Industria Petrolera y Energética de Colombia (Utipec) señala que la producción de barriles marginales "es una práctica en que ha incurrido Ecopetrol para encubrir la incapacidad de crecimiento real de la empresa". En este sentido, en pos de altas producciones, se cae "en mayores costos por recurrir a campos muy maduros". Así, por la moratoria en nuevos contratos, los campos en su ciclo natural, al envejecer, se hacen más costosos.

Por su parte, Campetrol también menciona otros costos unitarios como el costo por barril transportado y el costo de caja de refinación, así como la tasa de cambio, que aunque tuvo efectos mixtos, su volatilidad y su nivel afectaron la conversión de costos (mayormente en pesos) a dólares.

2. Costos fijos y de operación

Campetrol también señala que los costos fijos consolidados crecieron 14,6 por ciento en 2023 y 11,7 por ciento adicional en 2024 por efecto inflacionario, mayores costos de mantenimiento, servicios contratados para apoyo a la operación, mayores costos laborales (incrementos salariales) y un mayor ritmo general de actividades en los diferentes segmentos (incluyendo ISA). Este aumento persistente en la base de costos fijos eleva directamente el precio necesario para cubrir todos los gastos.

A su turno, el presidente de Utipec, menciona un efecto por "la pérdida de capital humano experto y su reemplazo por personal poco competente y en ocasiones con fines burocráticos que reflejan una mala administración".

3. Impuestos e intereses

Otro factor que agrega el dirigente sindical es que hasta el 2022 la empresa estaba sometida a una tasa tributaria nominal del 35 por ciento de renta, que se incrementó con la Reforma Tributaria del actual gobierno.

Por su parte, el análisis de Campetrol apunta a que la tasa efectiva de tributación aumentó en el 2023 a 36,6 por ciento, frente a 31,4 por ciento en 2022, principalmente por el efecto de la sobretasa de renta introducida en la Reforma Tributaria. "Aunque la tasa se mantuvo relativamente estable en 2024 (36,1 %) -dice el análisis- , este salto inicial en la carga tributaria en 2023 incrementó sustancialmente la utilidad antes de impuestos necesaria, elevando el punto de equilibrio respecto a 2022".

Y, agrega Campetrol, si bien el gasto financiero neto disminuyó en 2023 frente al 2022 por un efecto favorable de diferencia, en cambio, el componente de gastos por intereses de deuda mostró un incremento de 10,7 por ciento para el conglomerado en 2023. Además, esa tendencia se acentuó en 2024, cuando el gasto financiero neto aumentó 50,4 por ciento con respecto al año anterior, como consecuencia de mayores tasas de interés en las operaciones de refinanciación de deuda y menor beneficio por diferencia, en cambio.

4. Actividades no misionales

Según Ospina, hay factores endógenos como otra gran cantidad de actividades asumidas por la empresa desde el desarrollo de nuevas fuentes energéticas como el hidrógeno, y otras actividades en energías renovables, "que nosotros hemos criticado como no misionales, y representan inversiones a largo plazo, sin retorno en algunos casos, o con retornos mucho menores que la actividad misional de explorar y producir hidrocarburos".