Las operaciones de Ecopetrol en la Cuenca Pérmica, en Estados Unidos, se han convertido en un eje central de discusión energética, financiera y política en Colombia. Por un lado, el Gobierno del Presidente Gustavo Petar respalda el documento del Consejo Permanente para Sólo una transición energética (Cptej) su posición para evaluar la retirada progresiva de activos. Por otro lado, analistas como ingenieros y profesores Sergio Cabrales asegura que el abandono del Perm Sería renunciar al mayor activo estratégico del Grupo en este momento.
El documento afirma que la eficiencia operativa no garantiza retornos suficientes para justificar el creciente esfuerzo inversor en Estados Unidos y destaca que «El aporte del Pérmico ya se acerca al tamaño de campos emblemáticos como Castilla y Rubiales en Colombialos mayores productores de petróleo crudo con 98,6 mil barriles por día (bpd) y 98,0 mil barriles por día en 2024, respectivamente. Sin embargo, esto no es comparable».
Según un artículo de Juan Gonzalo Castaño Valderrama, la operación Pérmica muestra un deterioro reciente en varios indicadores: caída de los ingresos netos, disminución de la rentabilidad sobre el capital, mayor exposición al endeudamiento y una creciente dependencia de la producción de gas, cuyo valor comercial es muy inferior al del petróleo.
La participación de Ecopetrol en la Cuenca de Perm para el fracking comenzó en 2019, a través de un acuerdo con Occidental Petroleum (Oxy), con el objetivo de asegurar recursos de hidrocarburos en la región con infraestructura. desarrollado, altos factores de recuperación y velocidad de monetización.
Según el análisis, en términos de producción, reservas y economía, «una cosa es la producción de crudo en campos convencionales en Colombia, y otra, muy distinta, la de activos con crudo ligero y un alto porcentaje de gas libre o asociado a crudo en campos no convencionales desarrollados mediante fracking, como está sucediendo en el Pérmico».
Además, el gobierno argumenta que mantener inversiones intensivas en recursos fósiles fuera de Colombia va en contra del enfoque de transición energética propuesto para el país, que prioriza la reorientación de los ingresos petroleros hacia proyectos locales y sostenibles.
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Entre los riesgos enumerados en el documento se encuentran que aumentar la proporción de gas reducirá los ingresos por barril equivalente; que los rendimientos acumulados no recuperaron completamente la inversión inicial; que la operación requiere capital constante debido al rápido deterioro de los pozos; que crea exposición a regulaciones ambientales más estrictas en Estados Unidos y que la deuda asociada a la propiedad aumenta el riesgo financiero de Ecopetrol.
El mensaje de Cptej es poderoso, Mantener Perm a largo plazo puede no ser la mejor manera de proteger el valor de Ecopetrol ni maximizar la renta nacional en el contexto de la transición energética.
Señalan detalladamente que «el gas tiene un valor en el mercado inferior al del petróleo. Es menos rentable. Mientras que la producción anual acumulada de gas por pozo aumenta con el tiempo en el período Pérmico, la producción anual acumulada de gas por pozo disminuye o, apenas mantenida, la producción acumulada de petróleo, un producto con un precio por barril más alto. Además, sostener la producción de petróleo, a fin de evitar el impacto del declive natural acelerado, requiere nuevas inversiones de recursos importantes. Así lo dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa.»
Parte de la narrativa del gobierno se basa en un argumento de oportunidad: si el valor financiero del Pérmico está disminuyendo y la combinación de producción depende cada vez más del gas, puede ser más rentable venderlo mientras el activo aún sea alto.
Esta tesis se articula con un elemento político, La desinversión internacional en petróleo permitiría la redistribución de recursos. proyectos dentro de Colombia sin los riesgos ambientales y sociales del fracking en Texas.
Para el Gobierno, la salida de Perm no sería justa técnicamente defendible, pero ideológicamente coherente.
Producción de Ecopetrol en la Cuenca Pérmica de Estados Unidos. foto:ecopetrol
Sin embargo, un análisis del ingeniero y analista Sergio Cabrales sustenta la interpretación contraria. para él, Perm no es un lastre, sino un pilar estratégico que sostiene a Ecopetrol en el escenario de deterioro acelerado de los campos colombianos y lentitud en nuevos descubrimientos.
La participación del gas en el mix del Pérmico ha aumentado del 28% en 2023 al 46% en 2024. Y aquí es donde surge el principal conflicto entre el Gobierno y los expertos, ya que el Cptej afirma que más gas significa menos rentabilidad, debido al bajo precio en Waha Hub.
Cabrales responde que, incluso con más gas, el Pérmico sigue generando más efectivo operativo que cualquiera de los otros activos de Ecopetrol.
Cabrales destaca cuatro puntos principales como el aporte de más del 15 por ciento de la producción total de Ecopetrol al 2025; sin esta contribución, la producción caería de 755.000 a alrededor de 640.000 barriles por día.
Además, sus costes de elevación de entre 4 y 6 dólares por barril son los más bajos de la cartera. «Los márgenes operativos superan el 80 por ciento, niveles que son difíciles de alcanzar en Colombia».
El experto también señala que el rendimiento sobre el capital (ROE) del Pérmico promedió el 11,2 por ciento entre 2021 y 2024, en línea con la industria del esquisto (petróleo y gas de esquisto) en los Estados Unidos, aunque cayó al 6,3 por ciento en 2024 debido a la caída de los precios del gas y los mayores costos de inversión.
Para Cabrales, la caída del ROE no se debe a problemas estructurales de los activos, sino más bien a un efecto natural de un fuerte plan de expansión que requiere reinvertir ganancias, endeudarse más y aplazar parte de los retornos al futuro.
Señaló que los pasivos aumentaron de 0,60 a 3,98 billones de pesos demostrando que «la actitud hacia el patrimonio sigue siendo equilibrada».
“La utilidad neta (utilidad) cayó de 1,36 a 0,73 mil millones de pesos en los últimos dos años, presionando el ROE. Esta disminución puede deberse a mayores inversiones de capital (capex) y un aumento en los costos financieros.«, explicó.
Operaciones de fracking de Ecopetrol en Estados Unidos. foto:TIEMPO
El contrato con Occidental Petroleum ( OXY ), renovado en febrero de 2025, prevé un plan de perforación de 34 nuevos pozos entre 2025 y 2026. además de compromisos operativos hasta 2027 en la subcuenca de Delaware.
«Por tanto, una salida anticipada implicaría supuestos sobre penalizaciones y costes adicionales contratados, lo que haría inviable una retirada inmediata sin pérdidas económicas importantes», argumentó.
Cabrales enfatizó que «Perm Es considerado uno de los sitios más efectivos del mundo.con costos de explotación actualmente de alrededor de 8,55 dólares por barril. «Su salida no sólo sería un golpe a la producción, sino también la pérdida de uno de los activos más rentables y estratégicos del portafolio de Ecopetrol».
Es cierto que sin el Pérmico, el declive natural de los pozos colombianos tendría serias implicaciones para la producción, los ingresos fiscales y las ganancias de Ecopetrol.
Además, el experto señala que Occidental Petroleum (Oxy) junto con Ecopetrol han identificado más de 700 nuevos sitios de perforación, se consolida como un motor clave del crecimiento futuro de Ecopetrol.
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