"Este 2023 hemos incrementado US$600 millones al presupuesto de las inversiones"

Ricardo Roa Barragán está cerca de cumplir siete meses como presidente de Ecopetrol, la empresa más importante del país y la abanderada para ejecutar uno de los principales estandartes del Gobierno: la transición energética.

Con ese propósito en mente, y en el marco de la VI Cumbre del petróleo, gas y energía, Roa Barragán explicó los ejes clave de las inversiones para el próximo año y las expectativas para el gas y las energías renovables.

¿Cuál es el plan de inversiones en producción y exploración?

El punto de referencia es 2022, donde hicimos inversiones por US$3.500 millones en exploración y producción para alcanzar una meta entre 700.000 y 705.000 barriles por día, BPD, de crudo.

En 2023 hemos incrementado US$600 millones al presupuesto de inversión y hemos invertido US$4.100 millones para alcanzar una meta del orden de 720.000 barriles por día. Esa meta la vamos a superar muy por encima de ese presupuesto y las inversiones van a mantenerse prácticamente en ese nivel.

Para 2024 tenemos dos escenarios de la información que estamos preparando para someterla a consideración de la Junta Directiva en noviembre, donde tenemos un escenario base en el que invertiríamos US$3.500 millones para una producción cercana a 720.000 BPD; y un escenario alto, donde la inversión sería de US$4.200 millones para alcanzar el mismo nivel de producción que tendremos en diciembre de este año.

¿Cuál es la apuesta en gas?

Tenemos la expectativa con un pozo de exploración, Glaucus-1, que está siendo evaluado. Este año hemos trabajado en 17 pozos exploratorios: seis encontrados exitosos, cinco en evaluación y seis en los que no hemos encontrado presencia importante de petróleo o gas.

Ese es el primer gran paso para poder anunciar en 2023- 2024 y hacer la perforación para Orca Norte-1 y entre 2024-2025 mantener esta campaña de exploración en el Tayrona y la delimitación del pozo en el bloque de Uchuva.

Estamos esperando, con un acelerador que le estamos poniendo a todos estos proyectos, colocar la primera molécula hacia 2027 y, por tarde, en 2029.

¿Quiénes son los aliados?

En esto tenemos aliados. En Glaucus-1 nuestro aliado es Shell, tenemos también a Petrobras en el Bloque Tayrona y a Occidental en Grancol.

Siempre estamos abiertos a que entren grandes jugadores, porque la gran apuesta que tenemos en el offshore nos pone, en el menor caso, en 4,5 terapies cúbicos de volumen de gas en reservas hasta 12,5 tpc que nos permitirían multiplicar por tres o cuatro veces las reservas actuales existentes que hoy alcanzan en un escenario de demanda media hasta para 7,5 años.

¿Qué expectativas hay en las reservas?

Es una política que nos hemos trazado desde Ecopetrol a tener un índice de reposición de reservas de 100%, es decir, de la producción y agotamiento que anualmente tengamos en recursos de petróleo y gas, trabajar en toda la exploración que nos permita mantener ese indicador, y por eso estos hallazgos que hemos anunciado, no solo en el offshore, sino también internamente en el Magdalena Medio y en el Piedemonte.

¿Cómo están los costos de la transición?

Van a estar muy sustentados en cuáles sean los costos de las tecnologías para desarrollar nuestro potencial de hidrógeno. Los costos de las energías renovables cada vez muestran mayor competitividad contra 10 años atrás. Hoy, las apuestas de inversión en el Capex ya son muy competitivas. El Opex es muy bajo, porque es aprovechar la energía del sol y los vientos como insumo primario.

En materia de los hidrógenos, lo ha dicho Irena, Colombia está llamado a ser el gran competidor de la producción de hidrógeno en el mundo después de Chile. Nosotros tendríamos esa posibilidad de desarrollar con nuestros grandes potenciales de generación de energía eólica y solar en La Guajira.

¿Qué tanto invertirán en transición?

La hoja de ruta que hemos trazado es que en promedio vamos a estar invirtiendo entre US$5.600 y US$6.000 millones al año en todo el portafolio de inversiones, en su negocio tradicional y en negocios de bajas emisiones.

La gran expectativa es que, de aquí a 2030, esos negocios pasen a representar, en generación de Ebitda y de ingresos, entre bajas emisiones e ISA, 50%, y el negocio tradicional 50%. Y en términos de inversiones estamos trazando una regla cercana a 60% de inversiones centradas en el negocio tradicional y 40% en la línea de soluciones de bajas emisiones y transmisión de electricidad.

¿Qué implica el levantamiento de restricciones en Venezuela?

Se ha levantado por un tiempo muy corto que prácticamente haría imposible pensar en un desarrollo importante. Estamos evaluando los impactos que tendría, en ese corto tiempo nosotros tenemos un vehículo en el cual podríamos hacer transacciones de gas con el país vecino. Estamos evaluando como una de las alternativas, así como estamos evaluando un sinnúmero de alternativas para poder entregarle al país y al sistema un déficit que estamos evidenciando para el año entrante, cercano a 50 Giga BTU por día para el año entrante, para el siguiente 131 Giga BTU y para 2026 unos 200 Giga BTU día de déficit de gas frente a la demanda que se está presentando en este combustible. El gran reto es poder ser capaces de cubrir ese déficit con un gas competitivo y capaz de abastecer nuestra demanda.

¿Han considerado otros aliados?

Hay alternativas, una unidad de regasificación acá en Cartagena, hay posibilidad de desarrollar un proyecto con Micro LNG, también la posibilidad de liberar gas de nuestros propios procesos en la sustitución que hagamos por otros combustibles que podamos desarrollar. Hay toda una serie de alternativas y expectativas.

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