El pasado mes de junio de 2016, la empresa pública más importante de los colombianos, ECOPETROL, anunció la venta de 20 mal llamados ´campos menores´, como parte de su estrategia de desinversión en lo que también equivocadamente la administración denomina ´activos no estratégicos´. La venta de estos campos incluye zonas como el Catatumbo, el Valle Medio y Superior del Magdalena, el Putumayo y los Llanos como se ve en el mapa 1.
Varios de estos campos tienen un rol fundamental en el desarrollo de la empresa, teniendo en cuenta que el crudo allí presente tiene propiedades fundamentales para el desarrollo de la petroquímica y la refinación, que en su mayoría están clasificados entre crudos medianos y ligeros (10 campos de 13), diferente a los campos más grandes del país como Rubiales o Chichimene, que poseen crudos pesados. Entre esos campos están:
El factor de recobro es el que se define como “el porcentaje de petróleo o gas en sitio en un yacimiento que en última instancia puede ser retirado mediante técnicas primarias o secundarias” (La Comunidad Petrolera, 2016); mientras que la gravedad API (American Petroleum Institute) “es una medida de densidad que describe cuán pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en ésta” (Universidad de Cantabria, s.f.).
De los 13 campos seleccionados es posible ver que 10 de esos campos tienen hoy algún tipo de actividad, entre las que se destacan la producción tanto de crudo como de gas de Hobo (1.739 barriles diarios), Caguán (1.722 barriles diarios), Santa Clara – Palermo (867 barriles diarios) y Santana (608 barriles diarios). Además, estos campos presentan un factor de recobro del 18,5% en promedio, cifra cercana al promedio de la empresa y que es uno de sus principales retos para aumentar en los próximos años con miras a aumentar el número de reservas.
Así, sumando la producción de estos campos en un año, se tiene que se extraen cerca 2.293.660 barriles al año, cantidad que perdería ECOPETROL al vender estos campos, lo cual representa el 0,7% de la producción anual del país. Sumado a esta situación las reservas podrían verse afectadas, situación clave en momentos en que estas solo alcanzan para 5,5 años (2015), la cifra más baja desde 1985 según las cifras del Sistema de Información de Petróleo y Gas (SIPG); contrario al discurso del gerente de ECOPETROL, que va destinar cerca de US$ 2.850 millones de su inversión en exploración y producción de crudo para 2017[1], lo cual representa el 81,43% del total de las inversiones de la empresa para ese año, sin tener en cuenta los altos riesgo que acarrea esta fase del negocio.
Finalmente, y teniendo en cuenta las proyecciones del precio del barril de petróleo, que se espera empiece un ciclo creciente desde 2016 hasta 2035, con un precio de hasta US$ 106 por barril (gráfica 1), es importante mantener estos campos en propiedad de ECOPETROL, ya que de allí se puede garantizar una parte de la soberanía energética necesaria para el país, eso teniendo en cuenta que ya hay una infraestructura consolidada, con inversiones realizadas, pero que igualmente necesitan de recursos; pero no es posible que por una situación coyuntural se pretenda vender campos maduros/productores que aún pueden explotarse y dar recursos más allá de lo financiero, porque también la presencia de la estatal petrolera garantiza una inversión social en la región.
[1] El Espectador (2016). Ecopetrol anuncia inversiones por US$3.500 en el 2017. Disponible en: http://www.elespectador.com/noticias/economia/ecopetrol-anuncia-inversiones-us3500-el-2017-articulo-666742 (consultado el 22 de noviembre de 2016).
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