Fracking y compras, la fórmula para salvar las reservas petroleras de Ecopetrol en el 2024

Se podría decir que las últimas dos semanas han sido de luces y sombras para Ecopetrol. Aunque en 2024 tuvo la producción más alta en nueve años, sus ganancias cayeron 21,7 por ciento y terminaron en 14,9 billones de pesos, las más bajas desde 2020.

Por el lado de las reservas, aunque reemplazó el 104 por ciento de los barriles que se gastó y hubo un leve incremento de 0,5 por ciento en las reservas probadas, que terminaron en 1.893 millones de barriles de petróleo equivalente (mbpe), el panorama en gas natural no es alentador.

Mientras que las reservas de solo petróleo aumentaron y alcanzan para 7,8 años, las de gas natural bajaron 9,8 por ciento y ahora se acabarían más rápido. Su vida útil pasó de 7,2 años en 2023 a 6,7 años en 2024.

El año pasado la compañía logró la incorporación de 260 mbpe de reservas probadas, la más alta de los últimos tres años. De este total, 244,3 mbpe fueron de petróleo y 15,3 mbpe de gas natural.

Lo que más jalonó esta incorporación de reservas fueron las revisiones, pues sumaron 84,4 mbpe frente a los 9 mbpe de 2023, a pesar de una leve reducción del precio del petróleo.

La comisionista Casa de Bolsa calificó esta incorporación como una “sorpresa” y destacó que el rubro de revisiones es el menos deseado para el crecimiento de reservas.

Según explicó Sergio Cabrales, docente de la Universidad de los Andes y experto en el sector de hidrocarburos, las revisiones se refieren a ajustes en la estimación de las reservas probadas, principalmente por cambios en el precio del petróleo.

Para que unas reservas se consideren probadas deben ser comercialmente viables, lo cual significa que si el costo de extracción de un barril supera el precio del petróleo, no se clasifica como una reserva probada.

Por esta razón, cuando el precio del petróleo disminuye, las reservas probadas se reducen, ya que dejan de ser viables comercialmente, aunque el petróleo siga existiendo físicamente en el subsuelo.

Adicionalmente, la compra de nuevos activos aportó 35 mbpe al balance de reservas de Ecopetrol, de los cuales 32 mbpe fueron por la adquisición del 45 por ciento restante del bloque CPO-9, ubicado en el departamento del Meta.

Con esta compra a Repsol, la empresa se convirtió en propietaria del 100 por ciento de este activo estratégico en el piedemonte llanero, aunque la expectativa inicial era adicionar cerca de 41 mbpe a las reservas.

Sin este negocio, las reservas probadas de Ecopetrol se habrían ubicado en 1.861 mbpe al cierre del año pasado, con una caída del 1,2 por ciento frente a las de 2023. Además, un informe de Citi Research destacó que, si esta compra a Repsol no se hubiese hecho, la recuperación de las reservas habría sido de 92,2 por ciento.

Otro aporte importante al balance de las reservas probadas vino por el lado de las extensiones y descubrimientos, que aumentaron 189,4 por ciento y se ubicaron en 49 mbpe.

El año pasado la compañía y sus socios perforaron 16 pozos exploratorios, uno más de lo planeado. De estos, hasta el momento siete han resultado en nuevos hallazgos de petróleo y gas natural, mientras que siete pozos no presentaron manifestaciones comerciales de hidrocarburos y dos todavía están en proceso de evaluación (Toritos Sur-2 y Bisbita Oeste-1).

El recobro mejorado también permitió incorporar 97 mbpe a las reservas probadas, un aumento moderado de 4,3 por ciento frente al dato de 2023 por las actividades que se realizaron, principalmente, en campos como Caño Sur, Rubiales, Castilla, Chichimene, Akacías, Pauto-Floreña, La Cira Infantas, Apiay-Suria y Palogrande.

Adicionalmente, la empresa destacó que sus operaciones de fracking en Estados Unidos permitieron sumar 22 mbpe al balance de reservas, gracias a las optimizaciones realizadas en las campañas de perforación en el Permian.

“Los números muestran que los crecimientos se están dando por fuera de Colombia. Eso es un reflejo de la dificultad que hay en el país para sacar proyectos de hidrocarburos adelante”, manifestó el exministro de Minas y Energía Tomás González.

Por eso aseguró que es tan preocupante la solicitud que le hizo el presidente Gustavo Petro a Ecopetrol a inicios de febrero de vender las inversiones que tiene en el Permian, luego de anunciar que las extendería hasta mediados de 2026.

“Si le cortan las alas a Ecopetrol por razones ideológicas, no podrá cumplir con las metas de rentabilidad y transferencias a la Nación que tiene en su estrategia. Y, como dice el dicho, con la actual situación fiscal el palo no está pa’ cucharas”, comentó.

El fracking también fue lo que más impulsó la producción de hidrocarburos de Ecopetrol durante el 2024. Con un incremento del 41,3 por ciento, estas operaciones aportaron 93.800 barriles de petróleo equivalente por día.

De no haber contado con estos barriles, la producción de la compañía habría caído 2,7 por ciento; no obstante, terminó en 745.800 bped. El crecimiento fue del 1,3 por ciento y se logró superar la meta trazada para el año (730.000-735.000 bped).

¿Qué se debe hacer?

Al ser Ecopetrol el principal productor de gas natural de Colombia, la reducción que tuvieron sus reservas en 2024 genera cierta preocupación, pues, si no se tienen nuevas incorporaciones o descubrimientos adicionales, en menos de siete años ya no tendría recursos.

De hecho, su presidente, Ricardo Roa, ha reiterado en varias ocasiones que será necesario seguir importando este combustible mientras se logra producir el gas natural que se ha descubierto en el mar Caribe, lo que se tiene previsto para 2029 o 2030.

En ese sentido, la compañía tiene planeado comenzar a importar gas natural por Buenaventura a partir de 2026 y, un año después, lo haría por La Guajira. Estas importaciones se sumarían a la que ya existe por Cartagena.

Pero, para recuperar esa autosuficiencia en gas natural que se perdió en diciembre de 2024 y seguir aumentando las reservas de petróleo, Sergio Cabrales aseguró que Ecopetrol debe priorizar sus esfuerzos en el recobro mejorado, extensiones y exploración.

Según explicó, el recobro mejorado y las extensiones consisten en aumentar las reservas recuperables de las formaciones, lo que se denomina factor de recobro. En el caso de Colombia, solo se extrae el 18 por ciento del petróleo que se tiene en el subsuelo.

Ecopetrol puede incrementar este factor a través de la inyección de agua o gas natural (proceso conocido como recobro mejorado) o perforando más pozos en los campos actuales para aumentar las reservas recuperadas, lo que se denomina reservas por extensión.

La empresa también puede aumentar sus reservas mediante la compra de reservas probadas de otras compañías, como lo hizo cuando adquirió el 45 por ciento restante del bloque CPO-9.

Esta es una práctica común en la industria, especialmente en épocas de precios bajos porque el valor de las reservas disminuye y las grandes empresas aprovechan para adquirirlas.

Adicionalmente, el docente de la Universidad de los Andes manifestó que Ecopetrol debe continuar con la exploración de yacimientos convencionales o no convencionales que permitan adicionar nuevas reservas de petróleo y gas natural para reemplazar las reservas que ya se han extraído del subsuelo.

En Colombia, hay ocho cuentas con potencial en yacimientos no convencionales, pero solo dos tienen estudios adelantados de prospectividad y son las que ofrecen las mejores condiciones para producir esos hidrocarburos con fracking.

De acuerdo con información revelada por Ecopetrol en 2018, en el valle medio del Magdalena y Cesar-Ranchería se ha identificado un potencial de aproximadamente 10 terapiés cúbicos (tpc) de gas natural y entre 4.000 y 7.000 millones de barriles de petróleo, que permitiría multiplicar las reservas actuales de la compañía.

Incluso, el exministro de Minas y Energía aseguró que, si en agosto del año pasado Ecopetrol no hubiese renunciado a cerrar el negocio para ampliar sus operaciones de fracking en Estados Unidos, la empresa habría podido casi duplicar la incorporación de reservas de 2024.

Sin embargo, en el Congreso de la República está haciendo trámite un proyecto de ley para prohibir definitivamente esta técnica en Colombia, que tiene el apoyo del Gobierno Nacional y mensaje de urgencia para agilizar su aprobación.