Por Juan Gonzalo Castaño Valderrama, Ingeniero Senior de Petróleos, Master of Science in Engineering y Magister en Ingeniería Industrial.
Hace 8 meses, el 10 de febrero de 2025, en este portal, Diariolaeconomía.com, se publicó el Artículo: El negocio de ECOPETROL en Permian: ¿Bueno, regular o malo?, donde plantee algunos interrogantes de carácter técnico, económico y financiero, sobre el concepto generalizado, muy difundido y publicitado del negocio en Permian, como el mejor realizado por Ecopetrol en su historia. Algunas cifras y señales me generaban dudas y preocupación, tal vez por mi experiencia profesional de casi 30 años en el sector de los hidrocarburos, muchos de ellos en Ecopetrol.
Hoy nos despertamos con anuncios y comunicados por la defensa y frente común del mejor negocio nunca visto, otros son partidarios de la venta inmediata del peor negocio realizado. En general, seguimos en lo mismo.
Cada cual saca la cifra y el argumento que más le sirve a su posición, pero muy pocos van a las fuentes oficiales, las estudian y revisan con juicio, desapasionamiento y cabeza fría.
Eso sí, expertos, especialistas, opinadores, gremios, gobierno y ECOPETROL siguen sin presentar un análisis robusto y holístico, sin sesgos ni limitándose al mero dato mediático y escueto de producción equivalente sumada de gas y crudo en Permian o el EBITDA, para poder concluir con suficiencia y claridad sobre las bondades para unos o perversidades para otros, de ese negocio.
El 23 de abril de 2025 la Comisión de Valores de los Estados Unidos publicó en EDGAR, su base de datos, el reporte anual de Ecopetrol con 250 páginas, conocido como Forma 20F, con toda la información corporativa consolidada de actividades técnicas, financieras, laborales, tributarias, contables de sus diferentes negocios de la cadena integrada del petróleo en exploración y producción, refinación y transporte, además de sus nuevas líneas de negocio con ISA en trasmisión de energía, concesiones de autopistas con peajes en Chile y Panamá y telecomunicaciones con Internexa.
En vista del mutis en la galería, me di a la tarea de buscar respuestas a las inquietudes planteadas y, para mi sorpresa, encontré varias de ellas en las Formas 20F de Ecopetrol desde 2019 hasta 2024 en la base de datos EDGAR de la SEC, en los informes integrados anuales de gestión de Ecopetrol, en sus Reportes trimestrales, en los reportes trimestrales de gestión del socio y operador, OXY y hasta en la prensa, (dejo los vínculos por si es de su interés), absolutamente toda información pública accesible en la red para todos, incluso para no expertos. Los resultados fueron sorprendentes.
Primero, unas referencias sobre el argumento que más se ha difundido estos días en redes:
El EBITDA del Permian, su ganancia antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, dicen sus defensores, es un indicador contundente de la bondad del negocio. Lo que no se menciona es que solo muestra el margen entre lo que cuesta producir un barril equivalente y lo que genera venderlo. El argumento queda cojo. Veamos:
Eso no incluye: lo que se invirtió previamente en pagos en efectivo para entrar en el negocio ($750 millones de dólares en 2019); en Inversiones de capital (CAPEX) diferidas (carry) del 87,25% por cuenta de ECOPETROL por otros $750 millones de dólares, (al asumir hasta el 75% de la inversión que le debía corresponder por su participación mayoritaria en la producción, 51% tanto en Midland, como en Delaware a OXY) para perforar y completar los pozos e infraestructura que exige el desarrollo del negocio; ni la certeza de que la participación del 49% en la producción “equivalente”, que si mencionan, alcanzaría para cubrir todo lo que sigue después del “antes” o “before”: El servicio a la deuda con sus intereses, los impuestos y la depreciación.
Y, después de todo eso, remunerar al inversor, el estado colombiano y los accionistas minoritarios de Ecopetrol, con la rentabilidad esperada sobre su capital propio invertido o equity, llámese Tasa Interna de Retorno, Tasa de Descuento o WACC en un negocio de riesgo, como le aprendí hace bastantes años a mi profesor Julio Villareal en la Universidad de los Andes, experto financiero y reconocido valorador de empresas.
Ese capital a 31 de diciembre de 2024 alcanza la cifra de $2,825.5 millones de dólares, casi el doble del negocio inicial de 2019 en Midland, JV Rodeo. Al mismo tiempo aparecieron unos pasivos de $977 millones de dólares, para unos activos totales de Ecopetrol Permian LLC de $3.826,6 millones de dólares que hay que recuperar o pagar, según sea el caso.
Lo que sí se sabe de los reportes a la SEC es que el Retorno sobre el capital propio invertido o equity, ROE, en 2024 de Ecopetrol Permian LLC en el JV Rodeo (Midland) y el JDA Delaware (Delaware) fue de 6,2%. El Retorno sobre el capital promedio empleado, ROACE de ECOPETROL Corporativo fue de 10,2%. El ROE de otras operadoras de yacimientos no convencionales en Permian como Exxon o Diamond estuvo por encima del 13% ese año.
Solo la tasa de interés del Banco de la República en 2024 osciló entre 13,25% y el 10,75%, prácticamente el doble de lo que rentó el Permian según los datos publicados por un exmiembro de la Junta Directiva de Ecopetrol.
El interés de los bonos del tesoro (T-Bonds) de los EEUU, considerados la tasa libre de riesgo en finanzas, oscilo en 2004 entre el 5% y el 4%. Ecopetrol Permian LLC estuvo más cerca de la Tasa libre de riesgo en un negocio de riesgo que del ROE ese año de sus empresas pares en Permian, incluido su socio Operador OXY.
Otro dato interesante: El margen por barril equivalente de Ecopetrol Permian LLC en 2024 fue de US$5,2/be en un negocio de riesgo, mientras que el margen bruto de refinación por barril en Colombia fue de $10,3 dólares/barril en Barrancabermeja y de $9,4/barril en Reficar, sin riesgo. Un negocio según las cifras mucho mejor para Ecopetrol, que contradice a quienes argumentan que es el fracking en Permian en los Estados Unidos.
La rentabilidad es bastante marginal: aunque la producción del 2023 al 2024 se incrementó en más del 41%: 66.400 bped en 2023 a 93.800 bepd en 2024; con un precio WTI por barril relativamente estable: WTI 2023: US$77,58/BL vs WTI 2024: US$76,63/BL. Sin embargo, el ROE cayó el 48%: de 12,2% en 2023 al 6,3% en 2024. El margen por barril equivalente cayó un 47%: de US$9,8/BE a US$5,2/BE.
Con los precios actuales y las tendencias del mercado, los resultados en 2025 no auguran mejoría, incluso con una producción equivalente de 115 mil barriles equivalentes por día en el segundo trimestre de 2025 (último reporte oficial), esa sí bastante mencionada.
La participación del petróleo en la producción diaria de propiedad de Ecopetrol en Permian cayó del 73,1% en 2020 al 57,3% en 2024. Entre tanto la producción de gas y de líquidos del gas natural, LGN (NGL en inglés), creció del 26,9% al 42,7%, según los reportes trimestrales.
Sin embargo, hay diferencias con la producción promedio de propiedad de Ecopetrol Permian en 2024 reportado a la SEC de EEUU: Crudo: 53.700 bpd, LGN: 40.100 bped y Gas (Metano): 102,3 millones de pies cúbicos día de gas (17.947 barriles equivalentes de gas por día).
Es decir, 53.700 barriles de petróleo crudo, contra 57.947 barriles de gas y líquidos asociados al gas, LGN. Contrario a lo que afirman algunos opinadores, más gas con sus líquidos de menor precio y menos barriles de crudo, el producto que genera mayor valor, a medida que avanza el negocio.
Queda la duda sobre lo que se hace con esos 102 millones de pies cúbicos, que hoy no aparecen en los reportes trimestrales, pero si en el reporte a la SEC, y que la mayor parte del año 2004 tuvo un precio de $0 dólares por MMBTU o incluso negativo en Estados Unidos, en épocas de déficit de gas, importación de GNL, precios astronómicos en el mercado nacional y discusiones igual o incluso más acaloradas.
Otro dato que genera inquietud es que, aunque ECOPETROL cubrió el 87,75% del total de las inversiones, solo es dueño del 57,2% de los pozos productores netos, 240,18 pozos de un total bruto de 420 pozos como se muestra en la imagen tomada directamente del reporte a la SEC del 23 de abril de 2024 con cierre al 31 de diciembre de 2024. El sentido común y la razón natural apuntarían a qué a Ecopetrol los pozos le salieron más caros.
Si se sabe que Ecopetrol invertirá $880 millones de dólares en 91 nuevos pozos en Permian, es decir, estos costarán en promedio $9,7 millones de dólares por pozo, dato consistente con los promedios actuales en Midland y Delaware. Las preguntas serían: ¿Son pozos 100% de Ecopetrol, o también se cubre el 75% de la inversión que correspondería a OXY? ¿Qué porcentaje paga Ecopetrol al operador OXY de costos indirectos administrativos u Overhead por las Inversiones y la Operación como es común en la industria?
Las reservas extraídas durante 5 años a 2024 de propiedad de Ecopetrol son de 81,2 millones de barriles equivalentes en Midland y Delaware, para un acumulado de 369 mil barriles equivalentes por pozo, si las dividimos por los 240,18 pozos netos de propiedad de Ecopetrol Permian LLC. Un cumplimiento inferior al 50% de la promesa inicial de valor en reservas probadas, del negocio original en Midland de 2019: 164 millones de barriles equivalentes. Esto sin incluir los 48 millones de barriles adicionales de reservas probadas no desarrolladas, declaradas sobre los 21.000 acres del nuevo contrato, JDA Delaware, ni la adición del área de Curtis Ranch en Midland, con otrosí al contrato JV Rodeo en 2022.
Otro argumento cierto, pero… Las Reservas probadas desarrolladas PRD de propiedad de Ecopetrol en EEUU reportadas a la SEC son de 104,3 millones de barriles equivalentes a 31 de diciembre de 2024. La mayoría, corresponden al Permian. La operación en el Golfo de Méjico de Ecopetrol América es marginal y reporta pérdidas desde hace varios años en los diferentes reportes, pero esa es otra discusión. Estas reservas deben ser drenadas o extraídas con los 240,2 pozos netos de propiedad de Ecopetrol Permian, por tratarse de probadas DESARROLLADAS.
La gran pregunta es, si con esos pozos productores actuales de propiedad de Ecopetrol Permian LLC, activos de un muy corto ciclo de vida productivo en comparación con los convencionales, casi el 50% de ellos con más de 3 años de producción acumulada, se alcance a producir más de lo que han acumulado hasta la fecha. Solo el primer año la declinación de producción promedio por pozo alcanza, o incluso puede superar, el 35% anual nominal. Su máxima producción se obtiene los primeros 18 a 24 meses, no al final.
Las reservas probadas no desarrolladas de Estados Unidos de propiedad de Ecopetrol son de 99,6 millones de barriles equivalente, la mayoría, si no todas, en Midland y Delaware en Permian. Eso querría decir que los 91 nuevos pozos aprobados este año, deberán extraer en promedio, algo más de un millón de barriles equivalentes cada uno, o se requerirán más pozos y más inversiones para no dejar el valor del negocio y la capitalización, las reservas probadas, en el subsuelo. Ya mencionamos y mostramos lo optimista y poco realista de esa estimación con base en los antecedentes y resultados de los pozos actuales con sus acumulados e incluso con la información de resultados de Oxy sobre sus pozos en Delaware.
En este negocio la clave es el reemplazo rápido y a tiempo de los pozos que se agotan si el punto o precio de equilibrio o break even lo justifica. Eso marca los tiempos de la actividad en Permian. Igual no olvidemos que la tozuda realidad muestra que en Permian cada día se produce más gas con LGN y menos petróleo crudo con el agotamiento rápido de áreas y pozos.
Aunque Midland en el CV Rodeo (2019) y Delaware en el JDA Delaware (2022) en Permian son negocios con condiciones, costos, productividad y economías diferentes, estos se reportan como un solo negocio. Ecopetrol América reporta por separado su producción para cada área en el Golfo de México o GOM, Permian no:
Otro punto que ayudaría a entender las anunciadas bondades del negocio de Ecopetrol en el Permian y, en general, en los Estados Unidos, es la relación entre su filial Ecopetrol USA Inc., con sus subsidiarias Ecopetrol Permian LLC, Ecopetrol America LLC y Ecopetrol US Trading LLC, con las pérdidas fiscales arrastrables (tax losses carryforwards) a cargo de Ecopetrol USA convertidas en activos por impuesto diferido (Deferred tax assets) en 2024. ¿Eso que tendría que ver con el gran negocio en el Permian y cómo lo afecta?
Estas son las cifras, hechos y datos oficiales, las conclusiones las puede sacar cada uno desde su orilla, antes de apresurarse y acalorarse para pronosticar o anticipar escenarios, hipotéticos, probables o posibles, precios y descuentos de desinversión, dilución o venta de un cambiante y dinámico negocio.
Ayuda mucho en la compresión del tema y las cifras, además de evitar explosiones mediáticas en redes, la lectura reposada de los reportes de Ecopetrol a la Comisión de Valores de los Estados Unidos y, en particular, las notas a los estados financieros consolidados con sus anexos.
Este y un análisis más extenso y detallado puede ser consultado en la investigación desarrollada por este servidor, buscando las respuestas que nunca se dieron al primer artículo, ¿Cuál es el negocio de Ecopetrol con OXY en el Permian?, publicada con el auspicio del Consejo Permanente para la Transición Energética y Justa a principios de octubre de este año.
