Tras los resultados que presentó Ecopetrol del tercer trimestre del 2024, se destacaron las necesidades de ahorro para los diferentes segmentos de su actividad.
Bajo este contexto y en medio de las preocupaciones del mercado por la reducción de utilidades, el gobierno corporativo y el futuro de las operaciones del Permian, en Estados Unidos, el presidente de la petrolera, Ricardo Roa, anunció un fuerte plan de austeridad con el fin de obtener mayores eficiencias, el cual incluye un cambio en la estructura de personal y de instancias directivas y ejecutivas.
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¿Qué permitió que la caída del petróleo no pegara más fuerte en los resultados?
Hemos venido mostrando un crecimiento sostenido del desempeño de nuestros aspectos operativos. Hemos tenido una cifra récord de los últimos nueve años, de 752.000 barriles diarios, que muestran seguimos destinando recursos a una mayor producción y búsqueda de reservas.
Consecuencia de ello un mayor volumen de transporte en oleoductos y poliductos, el mejor de los últimos cinco años, y el tercero fue la mayor carga de refinerías, de 428.000 barriles por día.
¿Qué nos hace no ver no tan bien? La referencia Brent de 2022, con 102 dólares por barril de precio del crudo y una tasa de cambio cercana a los 5.000 pesos por dólar. Y el año pasado tuvimos una producción menor, pero un dólar de 4.333 pesos en los primeros nueve meses, y este año uno de 3.978 pesos. A eso le sumamos la reducción de los precios de los refinados, entre 8 y 10 dólares por barril, un 27% menos. La otra variable importante es la inflación que arrastramos del año pasado, en costos, precios y contratos, y los sobrecostos asociados al fenómeno de El Niño. En lo esencial vamos contrarrestando esos factores externos.
¿Qué más están haciendo para amortiguar costos? ¿Por dónde hay más espacios?
Hay una apuesta para los tres años, de 2024 al 2026, de $9,7 billones, en ahorros, recortes y obtención de eficiencias en nuestra producción, en el consumo de nuestros insumos energéticos, electricidad y gas. Para este año estábamos pensando en $3,7 billones y vamos a llegar a $4,2 billones o $4,4 billones al cierre del año.
¿Dónde está centrada?
Primero, en la optimización de la extracción del crudo y del gas en pozos. Ahí están eficiencias importantes; estamos trabajando con proyectos de inteligencia artificial, estamos mejorando el recobro mejorado y por eso estamos extrayendo cada vez más, sí a mayor costo, pero a un costo controlado con respecto de la producción que estamos haciendo y ahí hay ahorros importantísimos.
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¿Cómo está la tasa de recobro, tras ello?
Veníamos como del 19%, y ya estamos ya cerca al 20% en el factor de recobro mejorado, justamente gracias a la incorporación de estos procedimientos. Estamos volviendo los pozos inteligentes, manejando la data, la historia, el conocimiento de la energía en el pozo en dos variables: uno, la presión del pozo y dos, la estabilidad en la producción. Esa es la función objetivo de nuestro proyecto, de nuestro algoritmo que hemos definido dentro el esquema que estamos desarrollando y ahí estamos haciendo un mayor aprovechamiento.
Y segundo, aquí estamos haciendo eficiencias y ahorros, y estamos reduciendo la estructura, también es otro avance que tenemos, menor, porque hasta ahora tenemos la primera fase de implementación de esa adecuación a la estructura.
¿En qué consiste ese cambio de estructura?
Van a desaparecer vicepresidencias, que estamos fusionando, van a reducirse las gerencias que hay dentro de la empresa. Aquí estamos teniendo una gran cantidad de vacantes que no estamos llenando porque estamos optimizando la estructura de flujos y de procedimientos de la compañía. Van a ser mucho menores las instancias de toma de decisiones, los procesos van a ser muchos más reducidos, entonces eso nos está generando unos ahorros importantes para la compañía.
Estamos contratando menores plataformas tecnológicas, menores consultorías, menores asesorías. Todo eso redunda en esa política de ahorro, que nos va a permitir al cierre del año ahorrar $4,4 billones. Esa es la cifra que le cuesta al año a Ecopetrol sus costos de recursos humanos.
¿Qué pasará con las filiales de Ecopetrol?
Por ahora estamos en Ecopetrol S.A. Eso es una segunda o tercera fase, que va a tener este proyecto, en el que esta política, este propósito de ahorros, de control del gasto, de austeridad, de eficiencias tiene que llegar también al resto de las filiales.
¿En cuánto tiempo se daría?
Estos proyectos van a ir mostrando resultados en la medida en que la implementación se haga más rápida o menos rápida, en la medida en la que podamos tener esta estructura rápidamente, los procedimientos, los procesos ya establecidos y los programas implementados, pues los ahorros se van a venir más rápido, pero si nos demoramos, van a venir más tarde. La meta es continuarlo. Para el año entrante estamos revisando a cuanto nos vamos a comprometer. Yo creería que con lo que vamos a alcanzar este año, más lo que hagamos el año anterior, vamos a alcanzar la meta que tenemos para el tercer año, de $9,7 billones, de 2024, 2025 y 2026.
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Algo muy sencillo es la reducción en el consumo de la energía y del gas para nuestros procesos y nuestros activos, y ahí estamos mostrando señales de eficiencia.
Ligando este tema al gas, ¿cómo mantener la producción al alza dado al utilizar menos gas para impulsar el crudo?
Ahí está el proyecto de eficiencias, llamado Quark, que es hacer una mejor disposición, optimización de todos los recursos logísticos en superficie para hacer una extracción menos costosa, más rentable, que nos ponga a producir más a un costo controlado. Por ahora no estamos en menor costo, pero estamos en la fase de costo controlado. Lo siguiente que tenemos que hacer es que sea de menor costo para que el ROA muestre ese mismo desempeño que estamos teniendo. Por ahora, estamos produciendo más a un nivel de costo igual, pero la apuesta es producir más o al menos en los niveles que hemos alcanzado este año, a un costo menor, produciendo una mejor rentabilidad sobre el activo empleado.
¿Cuáles son las cuentas del gas de Ecopetrol y con qué puede contar el mercado?
Cuando cambiamos el gas por diésel o GLP en refinerías estamos liberando unos recursos al mercado. A junio habíamos hablado unos faltantes del país y es importante tener en cuenta con respecto a qué demanda existe. Estábamos con la proyección de crecimiento medio de la Upme, de 4,5%, pero el año entrante la demanda de gas va a bajar porque ya no estamos en Niño.
Con ese ese escenario de 121 millones de pies cúbicos, aparece un actor nuevo, que son los pozos Mágico y Brujo, que tienen 36 millones de pies cúbicos día. La sola necesidad de gas para el otro año del país en generación térmica es de 100 millones de pies cúbicos menos. La reducción de nuestro consumo va a dar 35 millones de pies cúbicos menos. Esos números permiten anunciar que el año entrante, frente a la disponibilidad de contratos y la baja de gas térmico, más la capacidad adicional de Spec de 50 millones de cúbicos día, no va a haber crisis de necesidad de gas adicional.
¿Eso que han anunciado será gas firme?
En contratos firmados Ecopetrol ha entregado 551 millones de pies cúbicos día, es decir el 65% de la demanda del año anterior. Para el año 2026 ya vendimos 370 millones de pies cúbicos día, el 43% de la demanda. Por eso decimos que en el 2026 habría necesidad de importar más gas del que hemos venido trayendo.
LEIDY JULIETH RUIZ CLAVIJO
Periodista de Portafolio
ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
Editor General de Portafolio
Fuente de TenemosNoticias.com: www.portafolio.co
Publicado el: 2024-11-17 20:00:00
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