Fitch Ratings hizo parte de los panelistas de la octava Cumbre de Petróleo, Gas y Energía, realizada en Cartagena, Colombia. Erick Pastrana, director de Finanzas Corporativas para América Latina de la calificadora, compartió algunos puntos de vista sobre el panorama energético de Colombia, los retos para Ecopetrol y las proyecciones hacia 2026, en un escenario en el que ya se anticipa una disminución en los precios del crudo.
¿Qué proyectan en el panorama energético de Colombia?
En este momento el meollo son las reservas de gas, cuya vida está por debajo de los seis años. Ciertamente es un factor material, no solamente para Colombia como soberano, sino también para Ecopetrol. El desarrollo de esas reservas es un factor clave para la calificación de Ecopetrol.
La clave está en cómo atender el déficit de gas y su impacto en los precios internos del mercado. Estamos esperando que Ecopetrol tenga un apalancamiento de 2,5 veces de deuda Ebitda, que ya está en una sensibilidad negativa la calificación. Entonces hay que ver cómo la compañía, en un ambiente de menores precios de petróleo, una rentabilidad más baja, logra administrar su estructura de capital.
¿Prevén ustedes disminuciones en la calificación de Ecopetrol?
Actualmente la calificación es de ‘BB+’, con perspectiva negativa, y esta acción refleja la misma calificación del soberano. Ahora bien, desde un punto de vista de perfil individual y crediticio, Ecopetrol está en línea con una ‘BBB-‘, y refleja un perfil de negocio con una escala, clasificación y vida de reservas adecuado para lo que prevemos.
La perspectiva está más en torno hacia las finanzas del Gobierno con un déficit por encima de 6 %, una inflación rampante, y un clima de regulación adverso.
Si para el soberano, esa tendencia negativa no se revierte, probablemente habrá una presión a la baja en su calificación y como actualmente es uno a uno la relación entre el soberano y Ecopetrol, pues básicamente lo que le pase al soberano le va a pasar a Ecopetrol.
¿Qué puntos deben tenerse en cuenta para evitar una baja en la calificación?
Este vínculo con el soberano no es igual a las calificaciones. Si se desligara el vínculo, pero hubiese un deterioro fuerte en el perfil de negocio de la compañía, y que la deuda de la empresa se incrementara combinado con una reducción de rentabilidad, podríamos pensar en un escenario de reducción de calificación, pero es algo que ahora no estamos considerando.
¿Que perciben sobre la decisión de Canacol de protegerse de acreedores en EE. UU., Canadá y Colombia?
Fitch dejó de calificar a esta compañía en mayo de 2024. En ese momento, cuando se reportaron las reservas de 2023, fue el tercer año consecutivo en el que Canacol tuvo un deterioro en el reemplazo de reservas después de haber invertido casi US$600 millones, pero no hubo una mejora en los resultados de exploración y desarrollo.
Eso detonó una baja en la calificación de Fitch por el deterioro del perfil de negocio. Nuestra calificación reflejaba que un evento de impago era probable.
En mayo de ese año, Canacol se retiró de las calificaciones por un tema de relación comercial. Esta empresa es el productor privado más grande de Colombia y es relevante. Particularmente por la influencia en el mercado y esta situación agrega presión a la narrativa de falta de gas.
¿Qué riesgo representa para el sistema energético colombiano la situación de insolvencia de Canacol?
Este es un evento aislado que tiene varias aristas. No es un evento del sector en general, pero sí es un productor que agrega reservas y atiende un mercado cautivo importante. El mensaje es que el reemplazo de reservas es clave no solamente para la seguridad energética de Colombia, sino también que hace parte de la transición energética y agrega más visibilidad al sector, porque por debajo de seis años es bastante crítico.
También hay que factorizar el impacto que tiene la importación de gas, porque ya de por sí los precios del mercado están altos, y la importación viene a aliviar los volúmenes, pero no necesariamente puede tener un impacto positivo en los precios.
Actualmente la empresa sigue produciendo. El gas se va a seguir entregando. Pero sí llama la atención de que sus campañas sucesivas de exploración no fueron exitosas y ello viene a dar como resultado una producción menor, menor flexibilidad en la compañía, porque si no hay volúmenes, la rentabilidad baja.
¿Qué mensaje desean dejar en el marco de la Cumbre de Petróleo Gas y Energía?
Existe una regulación que no necesariamente favorece al sector. Ha habido señales de que el desarrollo convencional puede ser una opción. Pero además de los retos medioambientales, esto trae más escala comparado con Vaca Muerta en Argentina, donde el desarrollo mide los costos y hay más eficiencia.
Pastrana señaló que, si los precios del crudo bajan a US$50, habría una alta presión en el mercado. Imagen: ACP
¿Entonces el fracking sería la solución?
Una producción limitada que no incrementa escala llega a un punto en que no tendrá margen de competición con otras tecnologías. No necesariamente el fracking va a solucionar esos problemas, pero en otras áreas ha dado resultados desde el punto de vista de negocio, que han incrementado escala y se incrementa la producción de una manera importante.
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Con una previsión de que el Brent disminuirá en 2026, ¿esto alteraría las calificaciones o la perspectiva que ustedes tienen en el sector en Colombia?
Fitch tiene una perspectiva negativa en general para el sector, precisamente por el exceso de inventario de petróleo internacionales y la volatilidad de los precios. Nosotros proyectamos a US$60 el Brent. Un precio por debajo de US$50 sí va a venir a presionar bastante a los productores con altos costos, reduciendo su margen de maniobrabilidad y rentabilidad. Un Brent por debajo de US$50 sí será retador para la industria en general.
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