El presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, advierte que los atentados a la infraestructura petrolera no afectarán los estados financieros de Cenit, la única filial que generó utilidades en el primer trimestre. Asimismo afirma que la desinversión en activos no estratégicos incluye la venta de campos que no estén siendo explotados por la empresa y ceder otros en condiciones establecidas entre las partes.

 

Hemos perdido más de 14.000 barriles diarios en los atentados de este año, que son 32. La afectación, más que por el número de barriles, es por el crudo que ha caído a dos ríos: el Rosario, en Nariño, y el Tibú, en Norte de Santander. El impacto es sobre todo medioambiental y social. Por hechos como estos perdimos más de US$427 millones en 2014.

Los meses en que sólo hubo cuatro atentados logramos facturar 10.000 barriles diarios más y eso, por supuesto, generó mayores utilidades. Preocupa que en un año de precios bajos pase esto.

No, hasta ahora es poco, porque buena parte del transporte se hace por Ocensa. Lo que sale de Caño Limón y va hasta Coveñas es una producción pequeña. Los 500.000 barriles que produce el Meta es lo que transporta Cenit.

En el primer trimestre estuvimos muy apoyados en Cenit, pero para el segundo trimestre los otros segmentos (producción y refinación) empezarán a mostrar números verdes.

Fitch nos ratificó la calificación BBB, que es grado de inversión, y nos ratificó el Outlook a estable. Eso es un voto de confianza. Estuve unos días en Los Ángeles, Chicago, Nueva York y Boston, y un grupo de inversionistas fue a Londres en un tour con compradores de bonos y acciones, presentándoles la nueva estrategia. La actitud es positiva, la gente demostró apetito por la empresa. Obviamente, muchos de los planes se tienen que materializar. Cuando hablamos de reducir los costos, hay que hacerlo; si nos comprometemos a ser exitosos en exploración off shore, también.

En buena medida analizamos lo que gastamos en los disolventes. Claro que lo estamos haciendo en todo, también renegociando contratos, pero, como tenemos crudo pesado, lo que más inversión requiere es el disolvente que se trae desde EE.UU. Hacemos investigación y logística para reducir la utilización de ese producto. Probablemente nos tome año y medio, pero si bajamos esos costos disminuiremos el costo por barril entre US$4 y US$5.

Hemos bajado US$622 millones en costos anuales. Y la meta para este año es superar los US$1.000 millones.

Los técnicos de producción me dicen que pueden producir más, pero tenemos que volver a bajar los costos, y con costos bajos podemos sacar más barriles, aunque sólo los que den utilidades. No me voy a pegar de la meta de un millón; nos pusimos la meta de 870.000 barriles, que sé que se puede lograr y la podemos superar. Con esa meta estoy bien. Prefiero ser conservador en mis estimaciones económicas, de manera que las sorpresas siempre sean positivas.

Esta es una empresa que estaba produciendo y no estaba explorando. Los éxitos de los últimos siete años han sido por producción. Debemos generar un círculo virtuoso entre producción y exploración. Porque la extracción da plata para exploración y ésta le da futuro a la producción. Este círculo estaba cortado y, aunque fue magnífico porque pasamos de 380.000 barriles a 780.000 en seis años, tenemos que sumarle un segundo piso a esa estrategia con una exploración exitosa.

Vamos a apostarle a todo. Hay una gran parte de territorio por explotar. Por ejemplo, vemos potencial en Caquetá y en Putumayo. Sin embargo, el problema es que en el país es complicada debido a que los campos están muy dispersos. Esa es una de las razones por las que el éxito exploratorio no es tan grande.

Aunque ya existen algunas valoraciones de cuántas reservas podría representar la exploración costa afuera, es necesario hacer más perforaciones para calcular qué hay. Se espera que en siete años ya se esté produciendo.

Reconocimos públicamente que el plan maestro de la refinería de Barrancabermeja, que cuesta US$7.000 millones, no se puede hacer como está diseñado, pero eso no quiere decir que no se hará nada. Podemos incrementar las utilidades de la refinería por medio de innovación e investigación, y lo positivo es que contamos con el Instituto Colombiano de Petróleo, que desempeña un gran trabajo a la hora de diseñar nuevas tecnologías de producción.

Estamos en la parte de EE.UU. del golfo de México, con Murphy, Noble, Shell y Anadarko. Por mandato de nuestra junta directiva, ellos operan y nosotros somos socios. La meta es que en tres años operemos. Eso tiene ventajas porque podemos decidir a qué apostarle, pero por ahora estamos en un proceso de aprendizaje. Hemos tenido tres hallazgos y sacado producción de 7.000 barriles al día. En 2016 pasaremos a 20.000 diarios. La meta es llegar en cinco años a unos 100.000 barriles al día.

Tenemos campos propios, otros con socios, y campos pequeños que están en desuso, pero no quiere decir que no sean buenos. Estamos siguiendo la estrategia de definir qué tan buenos son estos . Hay unos que deberíamos vender, otros que deberíamos ceder con unas condiciones, y seguir como estamos, focalizándonos en lo que tiene mucho potencial.