Por: JUAN GONZALO CASTAÑO VALDERRAMA, Ingeniero de Petróleos, Master of Science y Magister en Ingeniería.
Reza el adagio popular: Es mejor ser historiador que profeta.
Según los expertos, opinadores de medios, redes sociales,profesionales y los nuevos gurus del complejo sector de hidrocarburos, el o los negocios de ECOPETROL en la cuenca del Permian localizada en Texas y Nuevo México en Estados Unidos, son los mejores y más rentables que ha concretado la petrolera nacional en los últimos años, con base en la producción equivalente creciente de hidrocarburos, reportada trimestre tras trimestre, más exactamente desde el 4T 2019.
El contexto del negocio y la promesa inicial de valor
Detengámonos un momento en la profecía de 2019, con base en la información consignada en el documento de ECOPETROL, “A Unique Deal - Ecopetrol and Oxy form Strategic Joint Venture in the Midland Basin” de agosto de 2019. En el resumen de la transacción se afirma que Ecopetrol adquirió el 49% de participación con la inversión de $1.5 mil millones de dólares. OXY quedó con el 51% y los servicios de Operador.
Tomado de ECOPETROL, A Unique Deal - Ecopetrol and Oxy form Strategic Joint Venture in the Midland Basin, Agosto de 2019.
Se desarrollarían 97 mil acres de 112 mil acres adquiridos en los condados de Andrews, Martin, Howard, Ector, Glasscock, Upton y Reagan como se puede observar en el mapa 4.700 locaciones brutas con derecho a acceder a múltiples formaciones productoras, incluidas Middle / Lower Spraberry y Wolfcamp A, B y C.
Las reservas probadas no desarrolladas (PUD) declaradas al cierre de la transacción fueron de 160 millones de barriles equivales de petróleo. Con 115 millones adicionales esperados entre 2020 y 2023.
Para tener en cuenta, al mencionar barriles equivalentes, se está incluyendo crudo, gas y condensados.
Tomado de ECOPETROL, A Unique Deal - Ecopetrol and Oxy form Strategic Joint Venture in the Midland Basin, Agosto de 2019.
El pico de producción total estimado sería de 194 mil barriles equivalentes por día, KBEPD, de los cuales 95 KBEPD (49%) serían de propiedad ECOPETROL, y se alcanzaría en el año 2027. Punto interesante pues, de acuerdo con lo informado, el contrato Rodeo termina en marzo de 2025, dos años antes del pico de producción proyectado en 2019 y este ya fue alcanzado y superado desde el 2T 2024 con 98 KBPED y 103 KBPED en el 3T 2024.
El máximo de taladros en operación se alcanzaría precisamente en el 2027 con 19 equipos, iniciando con 7 en el 2019. Ecopetrol pagó el 50% de la transacción en efectivo y el 50% restante se difiere como costo de capital durante el período de desarrollo conjunto, en los 5 años siguientes, incluida la transferencia de conocimiento y tecnología con un programa de secondees de ECOPETROL con OXY en Texas, que finalizó de manera anticipada hace un par de años.
No es consistente el período de desarrollo de 5 años (hasta el 2024) o marzo de 2005 con el pico de producción anunciado para el 2027 en el área del Join Venture Rodeo.
La evolución del negocio y sus beneficios en el tiempo
Revisemos con un mayor nivel de detalle la evolución del o los negocios de ECOPETROL con OXY en la prolífica cuenca del Permian, la comparación de la promesa inicial de valor de 2019 y lo alcanzado a través del tiempo:
Según la información reportada a la SEC y la bolsa de Nueva York por parte de ECOPETROL, al año 2022 se habían reportado la perforación de un total de 211 pozos productores, 1 pozo, que corresponden con 102,5 pozos netos productores y 0,5 pozos secos de ECOPETROL.
Según el Informe de Gestión Integrado de ECOPETROL 2022, en junio de 2022 se llevó a cabo la Expansión a la subcuenca Delaware en Permian, con la firma por parte de ECOPETROL Permian LLC con algunas subsidiarias de OXY un JDA (join development agreement) dentro de un área aproximada de 21,000 acres durante el periodo 2022 - 2027. En dicho acuerdo Ecopetrol mantiene su participación del 49% sobre los derechos en los programas de perforación y producción en el área, no realizó ningún pago inicial, pero se comprometió a cubrir hasta un 75% de la inversión de desarrollo de OXY a medida que se ejecute el desarrollo (carry). La actividad en Delaware inició en el cuarto trimestre de 2022 con unas reservas probadas no desarrolladas de 48 millones de barriles equivalentes de petróleo, BEP.
¿Significa esto que OXY solo tuvo que asumir el 12,75% de la inversión que le correspondía por el 51% de la producción en Delaware? ¿Asumió ECOPETROL el 87,25% del total de esas inversiones por el 49% de la producción? ¿A cuánto ha ascendido el monto de dicha obligación y cuánto restaría hasta el 2027, año de terminación del contrato para la subcuenca Delaware?
Todo apunta a que el negocio en cifras absolutas fue mucho mejor para OXY que para la filial ECOPETROL Permian LLC y su casa matriz.
Adicionalmente, reza el mismo informe, se ejecutó un otrosí al JV en Rodeo que habilita para Ecopetrol el acceso a una mayor participación sobre la producción (75%) al tiempo que a un diferimiento a 2025, de las obligaciones que en la actualidad tiene en carry. Esta modificación al acuerdo original tiene como fecha efectiva enero 1 de 2022 y, según ECOPETROL, tuvo un impacto favorable en la producción de cierre de 2022 que aumentó 95% con respecto a 2021.
En palabras de la CEO de Oxy, Vicky Hollub a Hart Energy en el artículo Occidental Petroleum Extends Permian Basin JV trough 2025, del 7 de agosto de 2022, “Oxi se beneficiará de la oportunidad de continuar el desarrollo con una extensión del capital transferido hasta el final de este acuerdo en el primer trimestre de 2025… La empresa conjunta ha funcionado excepcionalmente bien para ambas partes, y Oxy se ha beneficiado de una producción y un flujo de caja incrementales de Midland Basin con una inversión mínima”. Evidentemente un gran beneficio y magnífico negocio para OXY por cuenta de ECOPETROL.
¿Y el beneficio para ECOPETROL?
El 7 de marzo de 2024, Hart Energy publica el artículo ECOPETROL, Occidental Permian JV Generating Positive Results, en el que se informa que “La producción neta de Ecopetrol de la empresa conjunta promedió 66.400 boe/d en 2023, un 76% más en comparación con 2022, mientras que el EBITDA fue de US$799 millones en 2023, un 24% más en comparación con 2022.”
En este artículo se hace referencia explícita al Contrato inicial Rodeo en Midland. No se menciona el nuevo contrato de desarrollo para 21.000 acres en Delaware firmado en 2022, pero es evidente que se incluyen ambas producciones.
Las cifras presentadas por ECOPETROL de producción, EBITDA y costo de levantamiento para el contrato Rodeo también llaman poderosamente la atención:
Tomado de “Ecopetrol, Occidental Permian JV Generating Positive Results”. Hart Energy, 7 de marzo de 2024
https://www.hartenergy.com/exclusives/ecopetrol-occidental-permian-jv-generating-positive-results-208418#
El costo de levantamiento reportado por ECOPETROL para 2023 fue de US$5,40/BEP.
Contrasta este valor con el reportado en la forma 20F de 2023 de ECOPETROL a la SEC, donde el costo de levantamiento promedio corporativo de ECOPETROL y sus filiales en 2023 fue de US$10,91/BEP, más del doble del costo en el Permian y 5 a 10 veces menos que el costo de producción promedio de los demás operadores en el Permian.
Cabe anotar que el costo de levantamiento de un barril equivalente según JPT, OGL y Statistica, para la subcuenca de Midland en Permian es de US$38/BEP para pozos existentes y de US$64/BEP para pozos nuevos, en Delaware de US$31 y US$62, respectivamente. Muy lejos del dato reportado por ECOPETROL y otras compañías operadoras en Permian. ¡Vaya, vaya, sorprendente!
Otro comportamiento que llama poderosamente la atención es el del EBITDA por barril equivalente de US$46,7/BEP en 2022 y US$33/BEP en 2023. No obstante, el margen porcentual para ambos ejercicios no presenta una variación importante, aunque los precios de un año a otro variaron en cerca del 18%: 87% en 2022 contra 88% en el 2023.
Recordemos que el EBITDA no incluye el costo de la inversión, pero si es afectado por la variación interanual del precio de realización de este commoditie, lo que se analiza más adelante.
Elaborado con la información de Informe Trimestral de ECOPETROL 3T 2024.
https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/Home/es/Inversionistas
Es evidente que el impulso a la producción en el tercer trimestre de 2022 (3T 2022) y el cumplimiento anticipado del pronóstico de producción se debió principalmente a la modificación ese año de la participación en la producción en el contrato Rodeo: Se pasó del 49% al 75% en la Subcuenca Midland.
¿Cuál fue el costo asociado con dicho incremento? ¿Asumió nuevos compromisos de inversión ECOPETROL para cubrir la parte de inversiones correspondiente OXY, socio mayoritario con el 51% y Operador?
Además de cubrir el 75% de la inversión de OXY por un derecho de 49% en la producción en el JDA en Delaware, ¿qué otras obligaciones financieras y costos se le generaron a ECOPETROL para los 21 mil acres y los 48 millones de barriles equivalentes declarados en la subcuenca Delaware?
Aunque no se presentó la información sobre el costo que le implicó a ECOPETROL incrementar su participación en la producción hasta un 75% en las áreas en Midland del JV en Rodeo, en reciente artículo publicado en el periódico el Espectador, del 5 de febrero de 2025, “Lo que se juega Ecopetrol con su negocio en EE. UU. y la idea de Petro de acabarlo”, César Loza, presidente de la USO, afirma que, desde el 2019 hasta la fecha, se han invertido 4.200 millones de dólares en el Permian por parte de ECOPETROL y que, para este año, de 4.000 millones de dólares de inversión, 800 millones se destinarán al Permian, 20% del monto total de inversiones del segmento upstream.
Un dato importante que trae el mismo Loza, el Permian representa 100 mil barriles equivalentes de los 775 mil barriles equivales que produce ECOPETROL, es decir el 13%. De acuerdo con el comunicado de ECOPETROL del 3 de febrero de este año el monto adicional de sus inversiones tanto para Midland como para Delaware será de 880 millones de dólares en 2025 para perforar 91 pozos nuevos y obtener una producción adicional de 90 KBEPD. Prácticamente la misma producción prometida como pico en 2019, pero con apenas el 60% de inversión en 2025. ¿Curva de aprendizaje?
Sería importante conocer ¿cuánto de ese dinero se invirtió y se invertirá en lo que resta del contrato Rodeo en Midland y cuánto en el JDA en Delaware? y ¿cómo se ha distribuido la producción en ambos contratos? Este dato es clave pues los tiempos y condiciones tanto técnicas como financieras en ambos casos son diferentes.
¿Un negocio gaseoso?
Desde una perspectiva mediática y considerando la elevada carga ideológica de la discusión sobre el tema, la presentación de datos relacionados exclusivamente con los resultados en producción de barriles equivalentes de petróleo, BEP, como es habitual en medios de comunicación, redes sociales y publicaciones especializadas, aunque impactante, es insuficiente y requiere de un análisis más técnico, riguroso y profundo para poder entender los alcances reales e implicaciones del negocio. Veamos:
Los barriles equivalentes corresponden a la producción conjunta de crudo y gas, sin embargo, en términos económicos el precio de referencia para el crudo del Permian es el WTI, hoy cercano a los US$70/BL, mientras que, según el Reporte semanal del gas natural del 5 de febrero de 2025 de la EIA de los Estados Unidos el precio del gas no convencional del Permian en Waha Hub en Texas es de US$1,86/MMBTU, menor en US$1,36/MMBTU que el precio del gas natural convencional en Henry Hub.
Incluso referencia la EIA que, por sobreoferta y falta de mercado, el precio del gas del Permian en Waha Huha ha alcanzado en varias ocasiones el valor de US$0/MMBTU.
Este dato es clave pues en el 2022 del total de producción equivalente de propiedad de ECOPETROL (37.800 bepd) el 63,1% correspondió a crudo y el 36,9% a gas. Para el 2023 la participación producción de gas se incrementó hasta el 41,9% y disminuyó el crudo hasta el 58,1%. Más gas barato y menos crudo.
¿Explicarán los nuevos especialistas nacionales en la economía del Permian y el fracking, cómo afecta esta situación el presente y el futuro del desarrollo de los negocios de ECOPETROL en la Cuenca del Permian? Sobre todo, cuando un barril equivalente de gas tendría un precio que apenas supera los US$10,6 (¡y en algunos periodos de US$0/BEP como menciona la EIA!!!), contra los US$70 por el barril de crudo.
Es la Economía… según Clinton y Carville
Y economía en la industria petrolera se define por las reservas económicamente extraíbles: el costo de adquisición o de descubrimiento y delimitación, de desarrollo y de levantamiento, incluido el precio de break even, en un lado de la ecuación, más el precio o cotización, las leyes del mercado y la producción por tipo de hidrocarburo del otro. Factores altamente sensibles en negocios de ciclo corto como estos. Veamos:
Al 3T 2024 la producción acumulada en la cuenca del Permian de ECOPETROL alcanzó los 84,7 millones de barriles equivalentes, MMBEP: 51,6 MMBEP de crudo (61%) y 33,2 MMBEP de gas natural (39%) como se muestra en el gráfico de producción diaria y acumulada. El dato para el 3T 2024 fue de 5,3 MMBEP de crudo y 4,1 MMBEP de gas, un total de 9,4 MMBEP para el cuartal. Es evidente que esta producción corresponde tanto a Midland en el contrato Rodeo de 2019, como a Delaware en el JDA de 2022.
Si el contrato Rodeo termina en marzo de 2025, difícilmente habría interés en perforar, ni se alcanzaría a acumular las reservas declaradas de 160 MMBEP para Midland, menos los 115 MMBEP que se estimaba adicionar entre el 2020 y el 2023 en la promesa de valor de agosto de 2019.
La primera funesta consecuencia de lo anterior es que, a marzo de este año, difícilmente ECOPETROL alcanzará una producción acumulada de 95 mmbep, con lo cual el precio de barril de reserva probada no desarrollada pasaría de US$9,7/BEP en 2019 a más de US$15/BEP hoy, muy por encima del precio de realización del barril equivalente de gas, US$10,6/BEP de gas, todavía sin incluir su costo de levantamiento. Y eso que se está incluyendo la producción acumulada o las reservas drenadas del JDA en Delaware. Crítico.
Si el dato de inversiones de $4.2 mil millones de dólares en ECOPETROL Permian LLC dado por Loza es cierto, el costo de adquisición de los 95 millones de BEP de reservas probadas desarrolladas y drenadas de Rodeo se elevaría a más de US$44/BEP. Si el dato incluye los 48 millones de BEP declarados en el negocio de Delaware el costo sería de más de US$29/BEP. Excelente negocio para OXY, de acuerdo con las métricas actuales del mercado:
Una referencia actual del precio, es la compra de los activos de la compañía Marathon en Permian por Conoco Philips a finales de 2024, por 22,5 mil millones de dólares para 2 mil millones de barriles equivalentes a un costo de adquisición de US$11,25/BEP.
Con esa referencia, difícilmente ECOPETROL y el país pudieran vender sus reservas remantes en Permian en un contrato, Rodeo, que vence en marzo de 2025 y en el 2027 en el caso de Delaware, y recuperar lo invertido, como sugirió el presidente Petro, pues los datos de EBITDA reportados o el PyG apuntan a que todavía falta mucha inversión por recuperar y tener una rentabilidad real que incorpore tanto la inversión realizada (CAPEX) como los costos incurridos (OPEX).
Consideraciones para la reflexión
Para concluir, y volviendo a lo que nos convoca, como se dijo en el publicitado pasado consejo de ministros trasmitido por televisión: si es importante que se dé la discusión más “técnicamente y económicamente” desde el interés general, menos desde la politización e ideologización del tema en lo público, lo privado o por un mero interés propagandístico, particular o gremial.
Lo que nos interesa a todos los ciudadanos de a pie es saber la verdad sobre si los recursos de la empresa de todos los colombianos están realmente bien invertidos con el mejor retorno sobre la inversión, la mayor rentabilidad y el menor riesgo dentro del portafolio nacional e internacional de negocios de ECOPETROL y su grupo empresarial.
Los expertos, especialistas, opinadores, gremios, gobierno y ECOPETROL ahora tienen la palabra para presentar un análisis más robusto y holístico, sin sesgos ni limitarse al mero dato mediático y escueto de producción equivalente sumada de gas y crudo en Permian, con la obligación de aclararle y argumentarle al país desde la razón y los datos si el negocio en el Permian fue bueno, regular o malo.
