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El negocio de Ecopetrol en el Permian Basin, en Estados Unidos, se ha convertido en el eje central de una discusión energética, financiera y política en Colombia. Por un lado, el Gobierno del presidente Gustavo Petro sustenta en el documento del Consejo Permanente para la Transición Energética Justa (Cptej) su posición de evaluar una retirada progresiva del activo. Por el otro lado, analistas como el ingeniero y profesor Sergio Cabrales aseguran que abandonar el Permian sería renunciar al activo más estratégico del Grupo en este momento.
El documento plantea que la eficiencia operativa no está garantizando retornos suficientes para justificar el creciente esfuerzo inversor en Estados Unidos y destaca que “el aporte del Permian ya se acerca al tamaño de campos emblemáticos como Castilla y Rubiales en Colombia, los mayores productores de petróleo crudo con 98,6 mil barriles por día (bpd) y 98,0 mil bpd en 2024, respectivamente. Sin embargo, esto no es comparable”.
De acuerdo con el documento de Juan Gonzalo Castaño Valderrama, la operación en Permian muestra un deterioro reciente en varios indicadores es la caída de la utilidad neta, disminución del retorno sobre el patrimonio, mayor exposición a deuda y dependencia creciente de la producción de gas, cuyo valor comercial es mucho más bajo que el del petróleo.
La participación de Ecopetrol en la cuenca del Permian para hacer fracking comenzó en 2019, mediante un acuerdo con Occidental Petroleum (Oxy), con el objetivo de asegurar recursos de hidrocarburos en una región con infraestructura desarrollada, altos factores de recobro y rapidez de monetización.
De acuerdo con el análisis, en términos de producción, reservas y economía, “una cosa es la producción de petróleo crudo en yacimientos convencionales en Colombia y otra, muy diferente, la de un activo con crudos livianos y una alta participación porcentual de gas libre o asociado al petróleo crudo en yacimientos no convencionales desarrollado mediante fracking, como ocurre en Permian”.
Además, el Gobierno argumenta que mantener inversiones intensivas en activos fósiles fuera de Colombia va en contra del enfoque de transición energética planteado para el país, que prioriza reorientar la renta petrolera hacia proyectos locales y sostenibles.
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Entre los riesgos mencionados en el documento figuran que el aumento de la proporción de gas disminuya el ingreso por barril equivalente; que los retornos acumulados no hayan recuperado completamente la inversión inicial; que la operación requiera un Capex constante debido a la rápida declinación de los pozos; que se genere exposición a regulaciones ambientales más estrictas en Estados Unidos y que la deuda asociada al activo incremente el riesgo financiero de Ecopetrol.
El mensaje del Cptej es contundente, mantener el Permian a largo plazo podría no ser la mejor forma de proteger el valor de Ecopetrol ni de maximizar los ingresos de la Nación en un contexto de transición energética.
En el detalle señalan que “el gas tiene un menor valor en el mercado que el petróleo. Es menos rentable. Mientras que con el transcurrir del tiempo crece en Permian el acumulado de la producción de gas anual por pozo disminuye o, apenas se sostiene, el acumulado del petróleo, producto de mayor precio por barril. Además, sostener la producción petrolera, para evitar el impacto de una declinación natural acelerada, exige nuevas inversiones de importantes recursos. Así lo dijo el presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa”.
Parte de la narrativa gubernamental se basa en un argumento de oportunidad, si el valor financiero del Permian está en descenso, y la mezcla productiva depende cada vez más del gas, podría ser más conveniente vender mientras el activo aún tiene precio alto.
Esa tesis se articula con un elemento político, la desinversión internacional en petróleo permitiría reasignar recursos a proyectos dentro de Colombia sin los riesgos ambientales y sociales del fracking en Texas.
Para el Gobierno, una salida del Permian no solo sería técnicamente defendible, sino ideológicamente coherente.
La producción de Ecopetrol en la cuenca Permian de Estados Unidos. Foto:Ecopetrol
Sin embargo análisis del ingeniero y analista Sergio Cabrales sostiene una interpretación opuesta. Para él, el Permian no es un lastre, sino un pilar estratégico que está sosteniendo a Ecopetrol en un escenario de declinación acelerada de campos colombianos y lentitud en nuevos descubrimientos.
La proporción del gas en la mezcla del Permian creció del 28 % en 2023 al 46 % en 2024. Y aquí surge el principal choque entre el Gobierno y los expertos, pues el Cptej afirma que más gas significa menos rentabilidad, por el bajo precio en Waha Hub.
Cabrales responde que, aun con más gas, el Permian sigue generando más caja operativa que cualquier otro activo de Ecopetrol.
Cabrales destaca cuatro puntos principales como el aporte más del 15 por ciento de la producción total de Ecopetrol en 2025, sin ese aporte, la producción caería de 755.000 a cerca de 640.000 barriles diarios.
Además sus costos de levantamiento de entre 4 y 6 dólares por barril son los más bajos del portafolio. “Los márgenes operativos superan el 80 por ciento, niveles difícilmente alcanzables en Colombia”.
El experto recuerda, además, que el retorno sobre el patrimonio (ROE) del Permian promedió 11,2 por ciento entre 2021 y 2024, en línea con la industria del shale (gas y petróleo de esquisto) en Estados Unidos, aunque en 2024 descendió al 6,3 por ciento por la caída de precios del gas y mayores costos de inversión.
Para Cabrales, la caída en el ROE no se debe a problemas estructurales del activo, sino al efecto natural de un plan de expansión fuerte que requiere reinvertir utilidades, asumir más deuda y diferir parte del retorno al futuro.
Apuntó que los pasivos aumentaron de 0,60 a 3,98 billones de pesos mostrando que “la relación con el patrimonio se mantiene equilibrada”.
“La utilidad neta (profit) se redujo de 1,36 a 0,73 billones de pesos en los dos años más recientes, lo que ha presionado a la baja el ROE. Esta disminución podría deberse a mayores inversiones de capital (capex) y a incrementos de gastos financieros“, expuso.
Operaciones de fracking de Ecopetrol en Estados Unidos. Foto:EL TIEMPO
El acuerdo con Occidental Petroleum (OXY), renovado en febrero de 2025, contempla un plan de perforación de 34 nuevos pozos entre 2025 y 2026, además de compromisos operativos vigentes hasta 2027 en la subcuenca de Delaware.
“Por tanto, una salida anticipada implicaría asumir multas y sobrecostos contractuales, lo que haría inviable una retirada inmediata sin pérdidas económicas considerables”, argumentó.
Cabrales enfatizó en que “el Permian es considerado uno de los yacimientos más eficientes del mundo, con costos de extracción que actualmente rondan los 8,55 dólares por barril. Su salida no solo representaría un golpe a la producción, sino también la pérdida de uno de los activos más rentables y estratégicos del portafolio de Ecopetrol”.
Lo cierto es que sin el Permian la caída natural de los pozos colombianos tendría implicaciones severas en producción, ingresos fiscales y utilidades de Ecopetrol.
Además el experto apunta que como Occidental Petroleum (Oxy) en conjunto con Ecopetrol han identificado más de 700 nuevas ubicaciones de perforación, se consolida como un motor clave del crecimiento futuro de Ecopetrol.
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