El reciente auge de la analítica de datos ha generado nuevas oportunidades y retos para aprovechar los datos financieros en la toma de mejores decisiones que maximicen el valor y minimicen el riesgo para las organizaciones o personas. Independientemente que tenga conocimiento de finanzas o mercado financieros, si le interesa invertir en el corto o largo plazo, debe adquirir competencias básicas de analíticas que le ayuden a soportar sus decisiones de inversión basado en la relación de rentabilidad-riesgo.
La empresa anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar US$ 503 millones en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuantos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?
El principal insumo para una compañía de exploración y explotación petrolera son sus reservas de crudo. Dichas reservas se pueden incrementar con nuevos yacimientos encontradas por exploración, o mediante el aumento del factor de recobro de lo previamente encontrado.
Por otro lado, estas reservas son reducidas diariamente por la producción de la compañía.
A finales del año pasado Ecopetrol sumaba 1.972 millones de barriles de reservas probadas, con lo cual podría mantener su producción actual por un poco más de 7 años.
La meta de producción planteada para el 2015 es de 760.000 barriles de petróleo equivalente, lo cual representa una reducción de 277 millones de barriles de las limitadas reservas de la compañía.
Recientemente, Ecopetrol anunció su plan de inversiones para el 2015, al cual planea destinar 503 millones de dólares en exploración. La pregunta en este momento sería ¿cuántos millones de barriles de reservas nuevas se pueden adicionar con este monto de inversión anual para reponer los barriles producidos?
Para responder esta pregunta es necesario saber cuál es el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas (‘finding cost’), el cual se calcula dividiendo la inversión en exploración por las reservas adicionadas.
Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), el costo de adicionar un barril por exploración a las reservas es en promedio US$ 18 en el continente (onshore) y US$ 41 costa afuera (offshore) en Estados Unidos, US$ 12 en Canadá, US$ 35 en África, US$ 7 en Medio Oriente, y US$ 20 en Centro y Sur América.
Con base en estas estadísticas, Ecopetrol esperaría adicionar solamente 25 millones de barriles, que representan menos del 10 % de lo que planea producir en el 2015.
Basados en las reservas adicionadas y las inversiones en exploración desde 1979 hasta el 2006 en Colombia, se encontró que el costo de hallar un barril mediante exploración puede ir desde 40 centavos de dólar, como en 1984 cuando se descubrió Caño Limón o en 1992 cuando se descubrió Cupiagua, hasta más de 60 dólares, como en los años 1978, 1994, 1996 y 1997.
El promedio anual del costo de adicionar un barril es US$14 con lo cual Ecopetrol esperaría adicionar 36 millones de barriles equivalente al 13% de la producción anual.
Ecopetrol necesitaría adicionar al menos 241 millones de barriles en extensiones de los campos actuales y/o mediante recobro mejorado (Enhanced Oil Recovery – EOR).
Un paralelo que se podría plantear es que si los 6.5 billones de dólares invertidos en la ampliación de Reficar (Refinería de Cartagena) se hubieran invertido en exploración, se esperaría adicionar 500 millones de barriles, lo que significa casi 2 años de producción.
No podemos quedarnos lamentando y esperando un gran descubrimiento como el de Caño Limón en Arauca, Cusiana o Cupiagua en Casanare.
Ecopetrol necesita una estrategia sostenible a largo plazo porque de lo contrario nuestros hijos no conocerán la compañía, si se continúa con la tasa de explotación actual.
Adicionalmente, Ecopetrol no puede ser un fortín político del gobernante de turno, como es el caso de la petrolera venezolana PDVSA, porque se aceleraría la debacle de la compañía.
Se requiere aprender de las buenas prácticas de exitosas compañías estatales de petróleo, como es el caso de la noruega Statoil. Esta compañía por ejemplo, reparte solo el 25 % de sus utilidades mediante dividendos y destina el restante 75 % a reinvertir en el crecimiento de la compañía.
Sergio Cabrales Arévalo,
Doctor en administración e ingeniero industrial Universidad de Los Andes
La caída de los precios internacionales del petróleo y el anuncio de cambio en la presidencia de Ecopetrol para el primer trimestre del año entrante son buenas disculpas para repensar el largo plazo de esta compañía.
Permítanme sacar a Noruega y a Statoil de esta conversación. En general, los países petroleros desarrollados no tienen una empresa estatal de hidrocarburos, como comprueba Sergio Cabrales en su tesis doctoral, en la Universidad de los Andes, sustentada la semana pasada. Una posible explicación de esta regularidad internacional es que en las naciones con instituciones fuertes, el recaudo de impuestos es alto y el flujo de bienes públicos financiado con estos recaudos es suficiente y predecible para atender las necesidades del votante en la mediana. Mientras que, en países débiles, esto no sucede y la única redistribución creíble es la que se logra desde la gestión pública de empresas en infraestructura y energía, con unos directos beneficiarios de las rentas de los recursos naturales que incluyen a empleados, contratistas, políticos, regiones productoras y sindicalistas. Una coalición formidable en el caso de Colombia.
Es por esto que el cambio de naturaleza de Ecopetrol al que muchos apostamos no ha tenido éxito en el acopio de reservas importantes para la compañía. La presencia de una minoría atomizada de accionistas privados no logrará disciplinar a la petrolera. Los excedentes durante los años de bonanza no se concentraron en una campaña agresiva de exploración, sino se dirigieron a financiar inversiones en el downstream sin que existieran los volúmenes o bajos costos de extracción, por un lado, ni las calidades de crudo que puedan soportar los tremendos costos fijos y mayores costos de proceso de Propilco y Reficar, para citar dos ejemplos.
Los dividendos para el Gobierno Central no se usaron preferencialmente en su conversión a otras formas de capital, sino que también fueron a financiar gastos de funcionamiento del Estado y en la reforma de regalías, que va tener resultados bipolares: buenos en los sitios con tradiciones cívicas y universidades serias, o con gobernadores con visión; y desastrosos en el resto del país.
La mejor solución para el país –con la oposición de los sospechosos usuales y con la previsible afirmación de su inconveniencia, imposibilidad legal e inoportunidad– sería permitir que una empresa privada comprara el control de Ecopetrol. El valor recaudado se debería dejar en una cuenta por fuera del país, invertida en portafolios internacionales de rendimiento medio, y solo ingresarían al país los intereses para financiar inversiones en infraestructura, educación y salud, e investigación y desarrollo. Algo de ese estilo propuso la llamada ‘mafia de Berkeley’ (economistas formados en esa universidad californiana) a Suharto en Indonesia al final de la década de los 60 para disminuir la intensidad de la lucha por capturar las rentas del petróleo en ese país.
Con una subasta bien diseñada y publicitada, el valor pagado por el control de Ecopetrol reflejaría la maximización de valor a través de decisiones de exploración e inversión, adaptadas al contexto colombiano y a oportunidades internacionales. Preparar a la compañía y al Gobierno para llegar a la madurez necesaria en la toma de esta decisión tomará tiempo, persuasión y pedagogía para atraer a ciudadanos del común a apoyar un cambio difícil, pero indispensable. Ojalá el próximo presidente de Ecopetrol tenga esta perspectiva en mente.
